CELEX ID: 32017R1485

--- ENGLISH ---

Document:
25.8.2017
EN
Official Journal of the European Union
L 220/1
COMMISSION REGULATION (EU) 2017/1485
of 2 August 2017
establishing a guideline on electricity transmission system operation
(Text with EEA relevance)
THE EUROPEAN COMMISSION,
Having regard to the Treaty on the Functioning of the European Union,
Having regard to Regulation (EC) No 714/2009 of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 on conditions for access to the network for cross-border exchanges in electricity and repealing Regulation (EC) No 1228/2003 
(
1
)
, and in particular Article 18(3)(d) and Article 18(5) thereof,
Whereas:
(1)
A fully functioning and interconnected internal energy market is crucial for maintaining security of energy supply, increasing competitiveness and ensuring that all consumers can purchase energy at affordable prices.
(2)
Regulation (EC) No 714/2009 sets out non-discriminatory rules governing access to the network for cross-border exchanges in electricity with a view to ensuring the proper functioning of the internal market in electricity.
(3)
Harmonised rules on system operation for transmission system operators (‘TSOs’), distribution system operators (‘DSOs’) and significant grid users (‘SGUs’) should be set out in order to provide a clear legal framework for system operation, facilitate Union-wide trade in electricity, ensure system security, ensure the availability and exchange of necessary data and information between TSOs and between TSOs and all other stakeholders, facilitate the integration of renewable energy sources, allow more efficient use of the network and increase competition for the benefit of consumers.
(4)
To ensure the operational security of the interconnected transmission system, it is essential to define a common set of minimum requirements for Union-wide system operation, for the cross-border cooperation between the TSOs and for utilising the relevant characteristics of the connected DSOs and SGUs.
(5)
All TSOs should comply with the common minimum requirements on procedures necessary to prepare real-time operation, to develop individual and deliver common grid models, to facilitate the efficient and coordinated use of remedial actions which are necessary for real-time operation in order to maintain the operational security, quality and stability of the interconnected transmission system, and to support the efficient functioning of the European internal electricity market and facilitate the integration of renewable energy sources (‘RES’).
(6)
While there are currently a number of voluntary regional cooperation initiatives in system operations promoted by TSOs, formalised coordination between TSOs is necessary for operating the Union transmission system in order to address the transformation of the Union electricity market. The rules for system operation provided for in this Regulation require an institutional framework for enhanced coordination between TSOs, including the mandatory participation of TSOs in regional security coordinators (‘RSCs’). The common requirements for the establishment of RSCs and for their tasks set out in this Regulation constitute a first step towards further regional coordination and integration of system operation and should facilitate the achievement of the aims of Regulation (EC) No 714/2009 and ensure higher security of supply standards in the Union.
(7)
This Regulation should set out a framework for the mandated cooperation of TSOs via the appointment of RSCs. RSCs should issue recommendations to the TSOs of the capacity calculation region for which it is appointed. TSOs should, individually, decide whether to follow or not the recommendations of the RSC. The TSO should remain responsible for maintaining operational security of its control area.
(8)
Rules on operational training and certification are required in order to guarantee that system operator employees and other operational staff are skilled and well trained and that the system operator employees in real-time operation are certified to operate the transmission system in a secure way during all operational situations. The rules on training and certification strengthen and formalise existing best practices amongst TSOs and ensure that minimum standards are applied by all TSOs in the Union.
(9)
Operational testing and monitoring requirements aim at ensuring the correct functioning of the elements of the transmission system, the distribution system and of the grid users' equipment. Planning for and the coordination of operational tests are necessary to minimise disruptions in the stability, operation and economic efficiency of the interconnected system.
(10)
In view that planned outages impact grid stability also outside of a TSO's control area, each TSO should, within the scope of operational planning, monitor the feasibility of planned outages for each time-frame and where necessary, coordinate outages with and between TSOs, DSOs and SGUs when those outages have an impact on cross-border flows affecting the operational security of the transmission systems.
(11)
The operational and scheduling processes required to anticipate real-time operational security difficulties and develop relevant remedial measures involve timely and adequate data exchange. Therefore, such exchange should not be hampered by any barriers between the different actors involved.
(12)
One of the most critical processes in ensuring operational security with a high level of reliability and quality is the load-frequency control (‘LFC’). Effective LFC can be made possible only if there is an obligation for the TSOs and the reserve connecting DSOs to cooperate for the operation of the interconnected transmission systems as one entity and for providers' power generating modules and providers' demand facilities to meet the relevant minimum technical requirements.
(13)
The provisions on LFC and reserves, aim at setting out clear, objective and harmonised requirements for TSOs, reserve connecting DSOs, providers' power generating modules and providers' demand facilities in order to ensure system security and to contribute to non-discrimination, effective competition and the efficient functioning of the internal electricity market. The provisions on LFC and reserves provide the technical framework necessary for the development of cross-border balancing markets.
(14)
In order to ensure the quality of the common system frequency, it is essential that a common set of minimum requirements and principles for Union-wide LFC and reserves are defined as a basis for both the cross-border cooperation between the TSOs and, where relevant, for utilising characteristics of the connected generation, consumption and distribution systems. To that end, this Regulation addresses the LFC structure and operational rules, the quality criteria and targets, the reserve dimensioning, the reserve exchange, sharing and distribution and the monitoring related to LFC.
(15)
Synchronous areas do not stop at the Union's borders and can include the territory of third countries. The Union, Member States and TSOs should aim for secure system operation inside all synchronous areas across the Union. They should support third countries in applying similar rules to those contained in this Regulation. ENTSO for Electricity should facilitate cooperation between Union TSOs and third country TSOs concerning secure system operation.
(16)
In accordance with Article 8 of Regulation (EC) No 713/2009 of the European Parliament and of the Council 
(
2
)
, the Agency for the Cooperation of Energy Regulators (‘the Agency’) should take a decision if the competent regulatory authorities are not able to reach an agreement on common terms and conditions or methodologies.
(17)
This Regulation has been developed in close cooperation with the Agency, ENTSO for Electricity and stakeholders, in order to adopt effective, balanced and proportionate rules in a transparent and participative manner. In accordance with Article 18(3) of Regulation (EC) No 714/2009, the Commission will consult the Agency, ENTSO for Electricity and other relevant stakeholders before proposing any amendment to this Regulation.
(18)
The measures provided for in this Regulation are in accordance with the opinion of the Committee referred to in Article 23(1) of Regulation (EC) No 714/2009,
HAS ADOPTED THIS REGULATION:
PART I
GENERAL PROVISIONS
Article 1
Subject matter
For the purpose of safeguarding operational security, frequency quality and the efficient use of the interconnected system and resources, this Regulation lays down detailed guidelines on:
(a)
requirements and principles concerning operational security;
(b)
rules and responsibilities for the coordination and data exchange between TSOs, between TSOs and DSOs, and between TSOs or DSOs and SGUs, in operational planning and in close to real-time operation;
(c)
rules for training and certification of system operator employees;
(d)
requirements on outage coordination;
(e)
requirements for scheduling between the TSOs' control areas; and
(f)
rules aiming at the establishment of a Union framework for load-frequency control and reserves.
Article 2
Scope
1.   The rules and requirements set out in this Regulation shall apply to the following SGUs:
(a)
existing and new power generating modules that are, or would be, classified as type B, C and D in accordance with the criteria set out in Article 5 of Commission Regulation (EU) 2016/631 
(
3
)
;
(b)
existing and new transmission-connected demand facilities;
(c)
existing and new transmission-connected closed distribution systems;
(d)
existing and new demand facilities, closed distribution systems and third parties if they provide demand response directly to the TSO in accordance with the criteria in Article 27 of Commission Regulation (EU) 2016/1388 
(
4
)
;
(e)
providers of redispatching of power generating modules or demand facilities by means of aggregation and providers of active power reserve in accordance with Title 8 of Part IV of this Regulation; and
(f)
existing and new high voltage direct current (‘HVDC’) systems in accordance with the criteria in Article 3(1) of Commission Regulation (EU) 2016/1447 
(
5
)
.
2.   This Regulation shall apply to all transmission systems, distribution systems and interconnections in the Union and regional security coordinators, except transmission systems and distribution systems or parts of the transmission systems and distribution systems located in islands of Member States of which the systems are not operated synchronously with Continental Europe (‘CE’), Great Britain (‘GB’), Nordic, Ireland and Northern Ireland (‘IE/NI’) or Baltic synchronous area.
3.   Where more than one TSO exists in a Member State, this Regulation shall apply to all TSOs in a Member State. Where a TSO does not have a function relevant to one or more obligations under this Regulation, Member States may, under the national regulatory regime, provide that the responsibility of a TSO to comply with one or some or all obligations under this Regulation is assigned to one or more specific TSOs.
4.   The TSOs of Lithuania, Latvia and Estonia are, as long as and to the extent that they are operating in a synchronous mode in a synchronous area where not all countries are bound by Union legislation, exempted from the application of the provisions listed in Annex I to this Regulation, unless otherwise foreseen in a cooperation agreement with third country TSOs setting the basis for their cooperation concerning secure system operation pursuant to Article 13.
5.   Where the requirements under this Regulation are to be established by a relevant system operator that is not a TSO, Member States may provide that instead the TSO be responsible for establishing the relevant requirements.
Article 3
Definitions
1.   For the purposes of this Regulation, the definitions in Article 2 of Regulation (EC) No 714/2009, Article 2 of Commission Regulation (EU) 2015/1222 
(
6
)
, Article 2 of Commission Regulation (EU) 2016/631, Article 2 of Commission Regulation (EU) 2016/1388, Article 2 of Commission Regulation (EU) 2016/1447, Article 2 of Commission Regulation (EU) 2016/1719 
(
7
)
, Article 2 of Commission Regulation (EU) No 543/2013 
(
8
)
 on submission and publication of data in electricity markets and Article 2 of Directive 2009/72/EC of the European Parliament and of the Council 
(
9
)
 shall apply.
2.   In addition, the following definitions shall apply:
(1)
‘operational security’ means the transmission system's capability to retain a normal state or to return to a normal state as soon as possible, and which is characterised by operational security limits;
(2)
‘constraint’ means a situation in which there is a need to prepare and activate a remedial action in order to respect operational security limits;
(3)
‘N-situation’ means the situation where no transmission system element is unavailable due to occurrence of a contingency;
(4)
‘contingency list’ means the list of contingencies to be simulated in order to test the compliance with the operational security limits;
(5)
‘normal state’ means a situation in which the system is within operational security limits in the N-situation and after the occurrence of any contingency from the contingency list, taking into account the effect of the available remedial actions;
(6)
‘frequency containment reserves’ or ‘FCR’ means the active power reserves available to contain system frequency after the occurrence of an imbalance;
(7)
‘frequency restoration reserves’ or ‘FRR’ means the active power reserves available to restore system frequency to the nominal frequency and, for a synchronous area consisting of more than one LFC area, to restore power balance to the scheduled value;
(8)
‘replacement reserves’ or ‘RR’ means the active power reserves available to restore or support the required level of FRR to be prepared for additional system imbalances, including generation reserves;
(9)
‘reserve provider’ means a legal entity with a legal or contractual obligation to supply FCR, FRR or RR from at least one reserve providing unit or reserve providing group;
(10)
‘reserve providing unit’ means a single or an aggregation of power generating modules and/or demand units connected to a common connection point fulfilling the requirements to provide FCR, FRR or RR;
(11)
‘reserve providing group’ means an aggregation of power generating modules, demand units and/or reserve providing units connected to more than one connection point fulfilling the requirements to provide FCR, FRR or RR;
(12)
‘load-frequency control area’ or ‘LFC area’ means a part of a synchronous area or an entire synchronous area, physically demarcated by points of measurement at interconnectors to other LFC areas, operated by one or more TSOs fulfilling the obligations of load-frequency control;
(13)
‘time to restore frequency’ means the maximum expected time after the occurrence of an instantaneous power imbalance smaller than or equal to the reference incident in which the system frequency returns to the frequency restoration range for synchronous areas with only one LFC area and in the case of synchronous areas with more than one LFC area, the maximum expected time after the occurrence of an instantaneous power imbalance of an LFC area within which the imbalance is compensated;
(14)
‘(N-1) criterion’ means the rule according to which the elements remaining in operation within a TSO's control area after occurrence of a contingency are capable of accommodating the new operational situation without violating operational security limits;
(15)
‘(N-1) situation’ means the situation in the transmission system in which one contingency from the contingency list occurred;
(16)
‘active power reserve’ means the balancing reserves available for maintaining the frequency;
(17)
‘alert state’ means the system state in which the system is within operational security limits, but a contingency from the contingency list has been detected and in case of its occurrence the available remedial actions are not sufficient to keep the normal state;
(18)
‘load-frequency control block’ or ‘LFC block’ means a part of a synchronous area or an entire synchronous area, physically demarcated by points of measurement at interconnectors to other LFC blocks, consisting of one or more LFC areas, operated by one or more TSOs fulfilling the obligations of load-frequency control;
(19)
‘area control error’ or ‘ACE’ means the sum of the power control error (‘ΔP’), that is the real-time difference between the measured actual real time power interchange value (‘P’) and the control program (‘P0’) of a specific LFC area or LFC block and the frequency control error (‘K*Δf’), that is the product of the K-factor and the frequency deviation of that specific LFC area or LFC block, where the area control error equals ΔP+K*Δf;
(20)
‘control program’ means a sequence of set-point values for the netted power interchange of a LFC area or LFC block over alternating current (‘AC’) interconnectors;
(21)
‘voltage control’ means the manual or automatic control actions at the generation node, at the end nodes of the AC lines or HVDC systems, on transformers, or other means, designed to maintain the set voltage level or the set value of reactive power;
(22)
‘blackout state’ means the system state in which the operation of part or all of the transmission system is terminated;
(23)
‘internal contingency’ means a contingency within the TSO's control area, including interconnectors;
(24)
‘external contingency’ means a contingency outside the TSO's control area and excluding interconnectors, with an influence factor higher than the contingency influence threshold;
(25)
‘influence factor’ means the numerical value used to quantify the greatest effect of the outage of a transmission system element located outside of the TSO's control area excluding interconnectors, in terms of a change in power flows or voltage caused by that outage, on any transmission system element. The higher is the value the greater the effect;
(26)
‘contingency influence threshold’ means a numerical limit value against which the influence factors are checked and the occurrence of a contingency located outside of the TSO's control area with an influence factor higher than the contingency influence threshold is considered to have a significant impact on the TSO's control area including interconnectors;
(27)
‘contingency analysis’ means a computer based simulation of contingencies from the contingency list;
(28)
‘critical fault clearing time’ means the maximum fault duration for which the transmission system retains stability of operation;
(29)
‘fault’ means all types of short-circuits (single-, double- and triple-phase, with and without earth contact), a broken conductor, interrupted circuit, or an intermittent connection, resulting in the permanent non-availability of the affected transmission system element;
(30)
‘transmission system element’ means any component of the transmission system;
(31)
‘disturbance’ means an unplanned event that may cause the transmission system to divert from the normal state;
(32)
‘dynamic stability’ is a common term including the rotor angle stability, frequency stability and voltage stability;
(33)
‘dynamic stability assessment’ means the operational security assessment in terms of dynamic stability;
(34)
‘frequency stability’ means the ability of the transmission system to maintain frequency stable in the N-situation and after being subjected to a disturbance;
(35)
‘voltage stability’ means the ability of a transmission system to maintain acceptable voltages at all nodes in the transmission system in the N-situation and after being subjected to a disturbance;
(36)
‘system state’ means the operational state of the transmission system in relation to the operational security limits which can be normal state, alert state, emergency state, blackout state and restoration state;
(37)
‘emergency state’ means the system state in which one or more operational security limits are violated;
(38)
‘restoration state’ means the system state in which the objective of all activities in the transmission system is to re-establish the system operation and maintain operational security after the blackout state or the emergency state;
(39)
‘exceptional contingency’ means the simultaneous occurrence of multiple contingencies with a common cause;
(40)
‘frequency deviation’ means the difference between the actual and the nominal frequency of the synchronous area which can be negative or positive;
(41)
‘system frequency’ means the electric frequency of the system that can be measured in all parts of the synchronous area under the assumption of a coherent value for the system in the timeframe of seconds, with only minor differences between different measurement locations;
(42)
‘frequency restoration process’ or ‘FRP’ means a process that aims at restoring frequency to the nominal frequency and, for synchronous areas consisting of more than one LFC area, a process that aims at restoring the power balance to the scheduled value;
(43)
‘frequency restoration control error’ or ‘FRCE’ means the control error for the FRP which is equal to the ACE of a LFC area or equal to the frequency deviation where the LFC area geographically corresponds to the synchronous area;
(44)
‘schedule’ means a reference set of values representing the generation, consumption or exchange of electricity for a given time period;
(45)
‘K-factor of an LFC area or LFC block’ means a value expressed in megawatts per hertz (‘MW/Hz’), which is as close as practical to, or greater than the sum of the auto-control of generation, self-regulation of load and of the contribution of frequency containment reserve relative to the maximum steady-state frequency deviation;
(46)
‘local state’ means the qualification of an alert, emergency or blackout state when there is no risk of extension of the consequences outside of the control area including interconnectors connected to this control area;
(47)
‘maximum steady-state frequency deviation’ means the maximum expected frequency deviation after the occurrence of an imbalance equal to or less than the reference incident at which the system frequency is designed to be stabilised;
(48)
‘observability area’ means a TSO's own transmission system and the relevant parts of distribution systems and neighbouring TSOs' transmission systems, on which the TSO implements real-time monitoring and modelling to maintain operational security in its control area including interconnectors;
(49)
‘neighbouring TSOs’ means the TSOs directly connected via at least one AC or DC interconnector;
(50)
‘operational security analysis’ means the entire scope of the computer based, manual and automatic activities performed in order to assess the operational security of the transmission system and to evaluate the remedial actions needed to maintain operational security;
(51)
‘operational security indicators’ means indicators used by TSOs to monitor the operational security in terms of system states as well as faults and disturbances influencing operational security;
(52)
‘operational security ranking’ means the ranking used by TSOs to monitor the operational security on the basis of the operational security indicators;
(53)
‘operational tests’ means the tests carried out by a TSO or DSO for maintenance, development of system operation practices and training and to acquire information on transmission system behaviour under abnormal system conditions and the tests carried out by significant grid users for similar purposes on their facilities;
(54)
‘ordinary contingency’ means the occurrence of a contingency of a single branch or injection;
(55)
‘out-of-range contingency’ means the simultaneous occurrence of multiple contingencies without a common cause, or a loss of power generating modules with a total loss of generation capacity exceeding the reference incident;
(56)
‘ramping rate’ means the rate of change of active power by a power generating module, demand facility or HVDC system;
(57)
‘reactive power reserve’ means the reactive power which is available for maintaining voltage;
(58)
‘reference incident’ means the maximum positive or negative power deviation occurring instantaneously between generation and demand in a synchronous area, considered in the FCR dimensioning;
(59)
‘rotor angle stability’ means the ability of synchronous machines to remain in synchronism under N-situation and after being subject to a disturbance;
(60)
‘security plan’ means the plan containing a risk assessment of critical TSO's assets to major physical- and cyber-threat scenarios with an assessment of the potential impacts;
(61)
‘stability limits’ means the permitted boundaries for the operation of the transmission system in terms of respecting the limits of voltage stability, rotor angle stability and frequency stability;
(62)
‘wide area state’ means the qualification of an alert state, emergency state or blackout state when there is a risk of propagation to the interconnected transmission systems;
(63)
‘system defence plan’ means the technical and organisational measures to be undertaken to prevent the propagation or deterioration of a disturbance in the transmission system, in order to avoid a wide area state disturbance and blackout state;
(64)
‘topology’ means the data concerning the connectivity of the different transmission system or distribution system elements in a substation and includes the electrical configuration and the position of circuit breakers and isolators;
(65)
‘transitory admissible overloads’ means the temporary overloads of transmission system elements which are allowed for a limited period and which do not cause physical damage to the transmission system elements as long as the defined duration and thresholds are respected;
(66)
‘virtual tie-line’ means an additional input of the controllers of the involved LFC areas that has the same effect as a measuring value of a physical interconnector and allows exchange of electric energy between the respective areas;
(67)
‘flexible alternating current transmission systems’ or ‘FACTS’ means equipment for the alternating current transmission of electric power, aiming at enhanced controllability and increased active power transfer capability;
(68)
‘adequacy’ means the ability of in-feeds into an area to meet the load in that area;
(69)
‘aggregated netted external schedule’ means a schedule representing the netted aggregation of all external TSO schedules and external commercial trade schedules between two scheduling areas or between a scheduling area and a group of other scheduling areas;
(70)
‘availability plan’ means the combination of all planned availability statuses of a relevant asset for a given time period;
(71)
‘availability status’ means the capability of a power generating module, grid element or demand facility to provide a service for a given time period, regardless of whether or not it is in operation;
(72)
‘close to real-time’ means the time lapse of not more than 15 minutes between the last intraday gate closure and real-time;
(73)
‘consumption schedule’ means a schedule representing the consumption of a demand facility or of a group of demand facilities;
(74)
‘ENTSO for Electricity operational planning data environment’ means the set of application programs and equipment developed in order to allow the storage, exchange and management of the data used for operational planning processes between TSOs;
(75)
‘external commercial trade schedule’ means a schedule representing the commercial exchange of electricity between market participants in different scheduling areas;
(76)
‘external TSO schedule’ means a schedule representing the exchange of electricity between TSOs in different scheduling areas;
(77)
‘forced outage’ means the unplanned removal from service of a relevant asset for any urgent reason that is not under the operational control of the operator of the concerned relevant asset;
(78)
‘generation schedule’ means a schedule representing the electricity generation of a power generating module or of a group of power generating modules;
(79)
‘internal commercial trade schedule’ means a schedule representing the commercial exchange of electricity within a scheduling area between different market participants;
(80)
‘internal relevant asset’ means a relevant asset which is part of a TSO's control area or a relevant asset located in a distribution system, including a closed distribution system, which is connected directly or indirectly to that TSO's control area;
(81)
‘netted area AC position’ means the netted aggregation of all AC external schedules of an area;
(82)
‘outage coordination region’ means a combination of control areas for which TSOs define procedures to monitor and where necessary coordinate the availability status of relevant assets in all time-frames;
(83)
‘relevant demand facility’ means a demand facility which participates in the outage coordination and the availability status of which influences cross-border operational security;
(84)
‘relevant asset’ means any relevant demand facility, relevant power generating module, or relevant grid element partaking in the outage coordination;
(85)
‘relevant grid element’ means any component of a transmission system, including interconnectors, or of a distribution system, including a closed distribution system, such as a single line, a single circuit, a single transformer, a single phase-shifting transformer, or a voltage compensation installation, which participates in the outage coordination and the availability status of which influences cross-border operational security;
(86)
‘outage planning incompatibility’ means the state in which a combination of the availability status of one or more relevant grid elements, relevant power generating modules, and/or relevant demand facilities and the best estimate of the forecasted electricity grid situation leads to violation of operational security limits taking into account remedial actions without costs which are at the TSO's disposal;
(87)
‘outage planning agent’ means an entity with the task of planning the availability status of a relevant power generating module, a relevant demand facility or a relevant grid element;
(88)
‘relevant power generating module’ means a power generating module which participates in the outage coordination and the availability status of which influences cross-border operational security;
(89)
‘regional security coordinator’ (‘RSC’) means the entity or entities, owned or controlled by TSOs, in one or more capacity calculation regions performing tasks related to TSO regional coordination;
(90)
‘scheduling agent’ means the entity or entities with the task of providing schedules from market participants to TSOs, or where applicable third parties;
(91)
‘scheduling area’ means an area within which the TSOs' obligations regarding scheduling apply due to operational or organisational needs;
(92)
‘week-ahead’ means the week prior to the calendar week of operation;
(93)
‘year-ahead’ means the year prior to the calendar year of operation;
(94)
‘affected TSO’ means a TSO for which information on the exchange of reserves and/or sharing of reserves and/or imbalance netting process and/or cross-border activation process is needed for the analysis and maintenance of operational security;
(95)
‘reserve capacity’ means the amount of FCR, FRR or RR that needs to be available to the TSO;
(96)
‘exchange of reserves’ means the possibility of a TSO to access reserve capacity connected to another LFC area, LFC block, or synchronous area to fulfil its reserve requirements resulting from its own reserve dimensioning process of either FCR, FRR or RR and where that reserve capacity is exclusively for that TSO, and is not taken into account by any other TSO to fulfil its reserve requirements resulting from their respective reserve dimensioning processes;
(97)
‘sharing of reserves’ means a mechanism in which more than one TSO takes the same reserve capacity, being FCR, FRR or RR, into account to fulfil their respective reserve requirements resulting from their reserve dimensioning processes;
(98)
‘alert state trigger time’ means the time before alert state becomes active;
(99)
‘automatic FRR’ means FRR that can be activated by an automatic control device;
(100)
‘automatic FRR activation delay’ means the period of time between the setting of a new setpoint value by the frequency restoration controller and the start of physical automatic FRR delivery;
(101)
‘automatic FRR full activation time’ means the time period between the setting of a new setpoint value by the frequency restoration controller and the corresponding activation or deactivation of automatic FRR;
(102)
‘average FRCE data’ means the set of data consisting of the average value of the recorded instantaneous FRCE of a LFC area or a LFC block within a given measured period time;
(103)
‘control capability providing TSO’ means the TSO that shall trigger the activation of its reserve capacity for a control capability receiving TSO under the conditions of an agreement for sharing reserves;
(104)
‘control capability receiving TSO’ means the TSO calculating reserve capacity by taking into account reserve capacity which is accessible through a control capability providing TSO under the conditions of an agreement for sharing reserves;
(105)
‘criteria application process’ means the process of calculating the target parameters for the synchronous area, the LFC block and the LFC area based on the data obtained in the data collection and delivery process;
(106)
‘data collection and delivery process’ means the process of collection of the set of data necessary in order to perform the frequency quality evaluation criteria;
(107)
‘cross-border FRR activation process’ means a process agreed between the TSOs participating in the process that allows for activation of FRR connected in a different LFC area by correcting the input of the involved FRPs accordingly;
(108)
‘cross-border RR activation process’ means a process agreed between the TSOs participating in the process that allows for activation of RR connected in a different LFC area by correcting the input of the involved RRP accordingly;
(109)
‘dimensioning incident’ means the highest expected instantaneously occurring active power imbalance within a LFC block in both positive and negative direction;
(110)
‘electrical time deviation’ means the time discrepancy between synchronous time and coordinated universal time (‘UTC’);
(111)
‘FCR full activation frequency deviation’ means the rated value of frequency deviation at which the FCR in a synchronous area is fully activated;
(112)
‘FCR full activation time’ means the time period between the occurrence of the reference incident and the corresponding full activation of the FCR;
(113)
‘FCR obligation’ means the part of all of the FCR that falls under the responsibility of a TSO;
(114)
‘frequency containment process’ or ‘FCP’ means a process that aims at stabilising the system frequency by compensating imbalances by means of appropriate reserves;
(115)
‘frequency coupling process’ means a process agreed between all TSOs of two synchronous areas that allows linking the activation of FCR by an adaptation of HVDC flows between the synchronous areas;
(116)
‘frequency quality defining parameter’ means the main system frequency variables that define the principles of frequency quality;
(117)
‘frequency quality target parameter’ means the main system frequency target on which the behaviour of FCR, FRR and RR activation processes is evaluated in normal state;
(118)
‘frequency quality evaluation criteria’ means a set of calculations using system frequency measurements that allows the evaluation of the quality of the system frequency against the frequency quality target parameters;
(119)
‘frequency quality evaluation data’ means the set of data that allows the calculation of the frequency quality evaluation criteria;
(120)
‘frequency recovery range’ means the system frequency range to which the system frequency is expected to return in the GB and IE/NI synchronous areas, after the occurrence of an imbalance equal to or smaller than the reference incident, within the time to recover frequency;
(121)
‘time to recover frequency’ means, for the synchronous areas GB and IE/NI, the maximum expected time after the occurrence of an imbalance smaller than or equal to the reference incident in which the system frequency returns to the maximum steady state frequency deviation;
(122)
‘frequency restoration range’ means the system frequency range to which the system frequency is expected to return in the GB, IE/NI and Nordic synchronous areas, after the occurrence of an imbalance equal to or smaller than the reference incident within the time to restore frequency;
(123)
‘FRCE target parameters’ means the main target LFC block variables on the basis of which the dimensioning criteria for FRR and RR of the LFC block are determined and evaluated and which are used to reflect the LFC block behaviour in normal operation;
(124)
‘frequency restoration power interchange’ means the power which is interchanged between LFC areas within the cross-border FRR activation process;
(125)
‘frequency setpoint’ means the frequency target value used in the FRP, defined as the sum of the nominal system frequency and an offset value needed to reduce an electrical time deviation;
(126)
‘FRR availability requirements’ means a set of requirements defined by the TSOs of a LFC block regarding the availability of FRR;
(127)
‘FRR dimensioning rules’ means the specifications of the FRR dimensioning process of a LFC block;
(128)
‘imbalance netting process’ means a process agreed between TSOs that allows avoiding the simultaneous activation of FRR in opposite directions, taking into account the respective FRCEs as well as the activated FRR and by correcting the input of the involved FRPs accordingly;
(129)
‘imbalance netting power interchange’ means the power which is interchanged between LFC areas within the imbalance netting process;
(130)
‘initial FCR obligation’ means the amount of FCR allocated to a TSO on the basis of a sharing key;
(131)
‘instantaneous frequency data’ means a set of data measurements of the overall system frequency for the synchronous area with a measurement period equal to or shorter than one second used for system frequency quality evaluation purposes;
(132)
‘instantaneous frequency deviation’ means a set of data measurements of the overall system frequency deviations for the synchronous area with a measurement period equal to or shorter than one second used for system frequency quality evaluation purposes;
(133)
‘instantaneous FRCE data’ means a set of data of the FRCE of a LFC block with a measurement period equal to or shorter than 10 seconds used for system frequency quality evaluation purposes;
(134)
‘level 1 FRCE range’ means the first range used for system frequency quality evaluation purposes on LFC block level within which the FRCE should be kept for a specified percentage of the time;
(135)
‘level 2 FRCE range’ means the second range used for system frequency quality evaluation purposes on LFC block level within which the FRCE should be kept for a specified percentage of the time;
(136)
‘LFC block operational agreement’ means a multi-party agreement between all TSOs of a LFC block if the LFC block is operated by more than one TSO and means a LFC block operational methodology to be adopted unilaterally by the relevant TSO if the LFC block is operated by only one TSO;
(137)
‘replacement power interchange’ means the power which is interchanged between LFC areas within the cross-border RR activation process;
(138)
‘LFC block imbalances’ means the sum of the FRCE, FRR activation and RR activation within the LFC block and the imbalance netting power interchange, the frequency restoration power interchange and the replacement power interchange of this LFC block with other LFC blocks;
(139)
‘LFC block monitor’ means a TSO responsible for collecting the frequency quality evaluation criteria data and applying the frequency quality evaluation criteria for the LFC block;
(140)
‘load-frequency control structure’ means the basic structure considering all relevant aspects of load-frequency control in particular concerning respective responsibilities and obligations as well as types and purposes of active power reserves;
(141)
‘process responsibility structure’ means the structure to determine responsibilities and obligations with respect to active power reserves based on the control structure of the synchronous area;
(142)
‘process activation structure’ means the structure to categorise the processes concerning the different types of active power reserves in terms of purpose and activation;
(143)
‘manual FRR full activation time’ means the time period between the setpoint change and the corresponding activation or deactivation of manual FRR;
(144)
‘maximum instantaneous frequency deviation’ means the maximum expected absolute value of an instantaneous frequency deviation after the occurrence of an imbalance equal to or smaller than the reference incident, beyond which emergency measures are activated;
(145)
‘monitoring area’ means a part of the synchronous area or the entire synchronous area, physically demarcated by points of measurement at interconnectors to other monitoring areas, operated by one or more TSOs fulfilling the obligations of a monitoring area;
(146)
‘prequalification’ means the process to verify the compliance of a reserve providing unit or a reserve providing group with the requirements set by the TSO;
(147)
‘ramping period’ means a period of time defined by a fixed starting point and a length of time during which the input and/or output of active power will be increased or decreased;
(148)
‘reserve instructing TSO’ means the TSO responsible for the instruction of the reserve providing unit or the reserve providing group to activate FRR and/or RR;
(149)
‘reserve connecting DSO’ means the DSO responsible for the distribution network to which a reserve providing unit or reserve providing group, providing reserves to a TSO, is connected;
(150)
‘reserve connecting TSO’ means the TSO responsible for the monitoring area to which a reserve providing unit or reserve providing group is connected;
(151)
‘reserve receiving TSO’ means the TSO involved in an exchange with a reserve connecting TSO and/or a reserve providing unit or a reserve providing group connected to another monitoring or LFC area;
(152)
‘reserve replacement process’ or ‘RRP’ means a process to restore the activated FRR and, additionally for GB and IE/NI, to restore the activated FCR;
(153)
‘RR availability requirements’ means a set of requirements defined by the TSOs of a LFC block regarding the availability of RR;
(154)
‘RR dimensioning rules’ means the specifications of the RR dimensioning process of a LFC block;
(155)
‘standard frequency range’ means a defined symmetrical interval around the nominal frequency within which the system frequency of a synchronous area is supposed to be operated;
(156)
‘standard frequency deviation’ means the absolute value of the frequency deviation that limits the standard frequency range;
(157)
‘steady state frequency deviation’ means the absolute value of frequency deviation after occurrence of an imbalance, once the system frequency has been stabilised;
(158)
‘synchronous area monitor’ means a TSO responsible for collecting the frequency quality evaluation criteria data and applying the frequency quality evaluation criteria for the synchronous area;
(159)
‘time control process’ means a process for time control, where time control is a control action carried out to return the electrical time deviation between synchronous time and UTC time to zero.
Article 4
Objectives and regulatory aspects
1.   This Regulation aims at:
(a)
determining common operational security requirements and principles;
(b)
determining common interconnected system operational planning principles;
(c)
determining common load-frequency control processes and control structures;
(d)
ensuring the conditions for maintaining operational security throughout the Union;
(e)
ensuring the conditions for maintaining a frequency quality level of all synchronous areas throughout the Union;
(f)
promoting the coordination of system operation and operational planning;
(g)
ensuring and enhancing the transparency and reliability of information on transmission system operation;
(h)
contributing to the efficient operation and development of the electricity transmission system and electricity sector in the Union.
2.   When applying this Regulation, Member States, competent authorities, and system operators shall:
(a)
apply the principles of proportionality and non-discrimination;
(b)
ensure transparency;
(c)
apply the principle of optimisation between the highest overall efficiency and lowest total costs for all parties involved;
(d)
ensure TSOs make use of market-based mechanisms as far as possible, to ensure network security and stability;
(e)
respect the responsibility assigned to the relevant TSO in order to ensure system security, including as required by national legislation;
(f)
consult with relevant DSOs and take account of potential impacts on their system; and
(g)
take into consideration agreed European standards and technical specifications.
Article 5
Terms and conditions or methodologies of TSOs
1.   TSOs shall develop the terms and conditions or methodologies required by this Regulation and submit them for approval to the competent regulatory authorities in accordance with Article 6(2) and (3) or for approval to the entity designated by the Member State in accordance with Article 6(4) within the respective deadlines set out in this Regulation.
2.   Where a proposal for terms and conditions or methodologies pursuant to this Regulation needs to be developed and agreed by more than one TSO, the participating TSOs shall closely cooperate. TSOs, with the assistance of ENTSO for Electricity, shall regularly inform the regulatory authorities and the Agency about the progress of developing those terms and conditions or methodologies.
3.   Where no consensus is reached among TSOs deciding on proposals for terms and conditions or methodologies in accordance with Article 6(2), they shall decide by qualified majority. The qualified majority for proposals in accordance with Article 6(2) shall require a majority of:
(a)
TSOs representing at least 55 % of the Member States; and
(b)
TSOs representing Member States comprising at least 65 % of the population of the Union.
4.   A blocking minority for decisions in accordance with Article 6(2) must include TSOs representing at least four Member States, failing of which the qualified majority shall be deemed attained.
5.   Where the regions concerned are composed of more than five Member States and no consensus is reached among TSOs deciding on proposals for terms and conditions or methodologies in accordance with Article 6(3) they shall decide by qualified majority. A qualified majority for proposals in accordance with Article 6(3) shall require a majority of:
(a)
TSOs representing at least 72 % of the Member States concerned; and
(b)
TSOs representing Member States comprising at least 65 % of the population of the concerned region.
6.   A blocking minority for decisions in accordance with Article 6(3) must include at least a minimum number of TSOs representing more than 35 % of the population of the participating Member States, plus TSOs representing at least one additional Member State concerned, failing of which the qualified majority shall be deemed attained.
7.   TSOs deciding on proposals for terms and conditions or methodologies in accordance with Article 6(3) in relation to regions composed of five Member States or less shall decide on the basis of a consensus.
8.   For TSO decisions under paragraphs 3 and 4, one vote shall be attributed per Member State. If there is more than one TSO in the territory of a Member State, the Member State shall allocate the voting powers among the TSOs.
9.   Where TSOs fail to submit a proposal for terms and conditions or methodologies to the regulatory authorities in accordance with Article 6(2) and (3) or to the entities designated by the Member States in accordance with Article 6(4) within the deadlines defined in this Regulation, they shall provide the competent regulatory authorities and the Agency with the relevant drafts of the terms and conditions or methodologies, and explain why an agreement has not been reached. The Agency shall inform the Commission and shall, in cooperation with the competent regulatory authorities, at the Commission's request, investigate the reasons for the failure and inform the Commission thereof. The Commission shall take the appropriate steps to make possible the adoption of the required terms and conditions or methodologies within 4 months from the receipt of the Agency's information.
Article 6
Approval of terms and conditions or methodologies of TSOs
1.   Each regulatory authority shall approve the terms and conditions or methodologies developed by TSOs under paragraphs 2 and 3. The entity designated by the Member State shall approve the terms and conditions or methodologies developed by TSOs under paragraph 4. The designated entity shall be the regulatory authority unless otherwise provided by the Member State.
2.   The proposals for the following terms and conditions or methodologies shall be subject to approval by all regulatory authorities of the Union, on which a Member State may provide an opinion to the concerned regulatory authority:
(a)
key organizational requirements, roles and responsibilities in relation to data exchange related to operational security in accordance with Article 40(6);
(b)
methodology for building the common grid models in accordance with Article 67(1) and Article 70;
(c)
methodology for coordinating operational security analysis in accordance with Article 75.
3.   The proposals for the following terms and conditions or methodologies shall be subject to approval by all regulatory authorities of the concerned region, on which a Member State may provide an opinion to the concerned regulatory authority:
(a)
methodology for each synchronous area for the definition of minimum inertia in accordance with Article 39(3)(b);
(b)
common provisions for each capacity calculation region for regional operational security coordination in accordance with Article 76;
(c)
methodology, at least per synchronous area, for assessing the relevance of assets for outage coordination in accordance with Article 84;
(d)
methodologies, conditions and values included in the synchronous area operational agreements in Article 118 concerning:
(i)
the frequency quality defining parameters and the frequency quality target parameter in accordance with Article 127;
(ii)
the dimensioning rules for FCR in accordance with Article 153;
(iii)
the additional properties of the FCR in accordance with Article 154(2);
(iv)
for the GB and IE/NI synchronous areas, the measures to ensure the recovery of energy reservoirs in accordance with Article 156(6)(b);
(v)
for the CE and Nordic synchronous areas, the minimum activation period to be ensured by FCR providers in accordance with Article 156(10);
(vi)
for the CE and Nordic synchronous areas, the assumptions and methodology for a cost-benefit analysis in accordance with Article 156(11);
(vii)
for synchronous areas other than CE and if applicable, the limits for the exchange of FCR between TSOs in accordance with Article 163(2);
(viii)
for the GB and IE/NI synchronous areas, the methodology to determine the minimum provision of reserve capacity on FCR between synchronous areas, defined in accordance with Article 174(2)(b);
(ix)
limits on the amount of exchange of FRR between synchronous areas defined in accordance with Article 176(1) and limits on the amount of sharing of FRR between synchronous areas defined in accordance with Article 177(1);
(x)
limits on the amount of exchange of RR between synchronous areas defined in accordance with Article 178(1) and limits on the amount of sharing of RR between synchronous areas defined in accordance with Article 179(1);
(e)
methodologies and conditions included in the LFC block operational agreements in Article 119, concerning:
(i)
ramping restrictions for active power output in accordance with Article 137(3) and (4);
(ii)
coordination actions aiming to reduce FRCE as defined in Article 152(14);
(iii)
measures to reduce FRCE by requiring changes in the active power production or consumption of power generating modules and demand units in accordance with Article 152(16);
(iv)
the FRR dimensioning rules in accordance with Article 157(1);
(f)
mitigation measures per synchronous area or LFC block in accordance with Article 138;
(g)
common proposal per synchronous area for the determination of LFC blocks in accordance with Article 141(2).
4.   Unless determined otherwise by the Member State, the following terms and conditions or methodologies shall be subject to individual approval by the entity designated in accordance with paragraph 1 by the Member State:
(a)
for the GB and IE/NI synchronous areas, the proposal of each TSO specifying the level of demand loss at which the transmission system shall be in the blackout state;
(b)
scope of data exchange with DSOs and significant grid users in accordance with Article 40(5);
(c)
additional requirements for FCR providing groups in accordance with Article 154(3);
(d)
exclusion of FCR providing groups from the provision of FCR in accordance with Article 154(4);
(e)
for the CE and Nordic synchronous areas, the proposal concerning the interim minimum activation period to be ensured by FCR providers as proposed by the TSO in accordance with Article 156(9);
(f)
FRR technical requirements defined by the TSO in accordance with Article 158(3);
(g)
rejection of FRR providing groups from the provision of FRR in accordance with Article 159(7);
(h)
technical requirements for the connection of RR providing units and RR providing groups defined by the TSO in accordance with Article 161(3); and
(i)
rejection of RR providing groups from the provision of RR in accordance with Article 162(6).
5.   Where an individual relevant system operator or TSO is required or permitted under this Regulation to specify or agree on requirements that are not subject to paragraph 4, Member States may require prior approval by the competent regulatory authority of these requirements.
6.   The proposal for terms and conditions or methodologies shall include a proposed timescale for their implementation and a description of their expected impact on the objectives of this Regulation. Proposals on terms and conditions or methodologies subject to the approval by several or all regulatory authorities shall be submitted to the Agency at the same time that they are submitted to regulatory authorities. Upon request by the competent regulatory authorities, the Agency shall issue an opinion within 3 months on the proposals for terms and conditions or methodologies.
7.   Where the approval of the terms and conditions or methodologies requires a decision by more than one regulatory authority, the competent regulatory authorities shall consult and closely cooperate and coordinate with each other in order to reach an agreement. Where the Agency issues an opinion, the competent regulatory authorities shall take that opinion into account. Regulatory authorities shall take decisions concerning the submitted terms and conditions or methodologies in accordance with paragraphs (2) and (3), within 6 months following the receipt of the terms and conditions or methodologies by the regulatory authority or, where applicable, by the last regulatory authority concerned.
8.   Where the regulatory authorities have not been able to reach an agreement within the period referred to in paragraph 7 or upon their joint request, the Agency shall adopt a decision concerning the submitted proposals for terms and conditions or methodologies within 6 months, in accordance with Article 8(1) of Regulation (EC) No 713/2009.
9.   Where the approval of the terms and conditions or methodologies requires a decision by a single designated entity in accordance with paragraph 4, the designated entity shall reach a decision within 6 months following the receipt of the terms and conditions or methodologies.
10.   Any party can complain against a relevant system operator or TSO in relation to that relevant system operator's or TSO's obligations or decisions under this Regulation and may refer the complaint to the regulatory authority which, acting as dispute settlement authority, shall issue a decision within 2 months after receipt of the complaint. That period may be extended by a further 2 months where additional information is sought by the regulatory authority. That extended period may be further extended with the agreement of the complainant. The regulatory authority's decision shall be binding unless and until overruled on appeal.
Article 7
Amendments to the terms and conditions or methodologies of TSOs
1.   Where one or several regulatory authorities require an amendment in order to approve the terms and conditions or methodologies submitted in accordance with paragraphs 2 and 3 of Article 6, the relevant TSOs shall submit a proposal for amended terms and conditions or methodologies for approval within 2 months following the requirement from the regulatory authorities. The competent regulatory authorities shall decide on the amended terms and conditions or methodologies within 2 months following their submission.
2.   Where a designated entity requires an amendment in order to approve the terms and conditions or methodologies submitted in accordance with Article 6(4), the relevant TSO shall submit a proposal for amended terms and conditions or methodologies for approval within 2 months following the requirement from the designated entity. The designated entity shall decide on the amended terms and conditions or methodologies within 2 months following their submission.
3.   Where the competent regulatory authorities have not been able to reach an agreement on terms and conditions or methodologies pursuant to paragraphs 2 and 3 of Article 6 within the two-month deadline, or upon their joint request, the Agency shall adopt a decision concerning the amended terms and conditions or methodologies within 6 months, in accordance with Article 8(1) of Regulation (EC) No 713/2009. If the relevant TSOs fail to submit a proposal for amended terms and conditions or methodologies, the procedure provided for in Article 5(7) shall apply.
4.   TSOs responsible for developing a proposal for terms and conditions or methodologies or regulatory authorities or designated entities responsible for their adoption in accordance with paragraphs 2, 3 and 4 of Article 6 may request amendments of those terms and conditions or methodologies. Proposals for amendment to the terms and conditions or methodologies shall be submitted to consultation if applicable in accordance with the procedure set out in Article 11 and approved in accordance with the procedure set out in Articles 5 and 6.
Article 8
Publication on internet
1.   TSOs responsible for specifying the terms and conditions or methodologies in accordance with this Regulation shall publish them on the internet following approval by the competent regulatory authorities or, where no such approval is required, following their specification, except where such information is considered confidential in accordance with Article 12.
2.   The publication shall also concern:
(a)
enhancements of network operation tools in accordance with Article 55(1)(e);
(b)
FRCE target parameters in accordance with Article 128;
(c)
ramping restrictions on synchronous area level in accordance with Article 137(1);
(d)
ramping restrictions on LFC block level in accordance with Article 137(3);
(e)
measures taken in the alert state due to there being insufficient active power reserves in accordance with Article 152(11); and
(f)
request of the reserve connecting TSO to an FCR provider to make the information available in real time in accordance with Article 154(11).
Article 9
Recovery of costs
1.   The costs borne by system operators subject to network tariff regulation and stemming from the obligations laid down in this Regulation shall be assessed by the relevant regulatory authorities. Costs assessed as reasonable, efficient and proportionate shall be recovered through network tariffs or other appropriate mechanisms.
2.   If requested by the relevant regulatory authorities, system operators referred to in paragraph 1 shall, within 3 months of the request, provide the information necessary to facilitate assessment of the costs incurred.
Article 10
Stakeholder involvement
The Agency, in close cooperation with ENTSO for Electricity, shall organise stakeholder involvement regarding secure system operation and other aspects of the implementation of this Regulation. Such involvement shall include regular meetings with stakeholders to identify problems and propose improvements related to the secure system operation.
Article 11
Public consultation
1.   TSOs responsible for submitting proposals for terms and conditions or methodologies or their amendments in accordance with this Regulation shall consult stakeholders, including the relevant authorities of each Member State, on the draft proposals for terms and conditions or methodologies listed in Article 6(2) and (3). The consultation shall last for a period of not less than 1 month.
2.   The proposals for terms and conditions or methodologies submitted by the TSOs at Union level shall be published and submitted to public consultation at Union level. Proposals submitted by the TSOs at regional level shall be submitted to public consultation at least at regional level. Parties submitting proposals at bilateral or at multilateral level shall carry out a public consultation at least in the Member States concerned.
3.   The TSOs responsible for developing the proposal for terms and conditions or methodologies shall duly take into account the views of stakeholders resulting from the consultations prior to its submission for regulatory approval. In all cases, a sound justification for including or not including the views resulting from the consultation shall be provided together with the submission of the proposal and published in a timely manner before, or simultaneously with the publication of the proposal for terms and conditions or methodologies.
Article 12
Confidentiality obligations
1.   Any confidential information received, exchanged or transmitted pursuant to this Regulation shall be subject to the conditions of professional secrecy laid down in paragraphs 2, 3 and 4.
2.   The obligation of professional secrecy shall apply to any persons subject to the provisions of this Regulation.
3.   Confidential information received by the persons or regulatory authorities referred to in paragraph 2 in the course of their duties may not be divulged to any other person or authority, without prejudice to cases covered by national law, the other provisions of this Regulation or other relevant Union legislation.
4.   Without prejudice to cases covered by national or Union legislation, regulatory authorities, bodies or persons who receive confidential information pursuant to this Regulation may use it only for the purpose of carrying out their duties under this Regulation.
Article 13
Agreements with TSOs not bound by this Regulation
Where a synchronous area encompasses both union and third country TSOs, within 18 months after entry into force of this Regulation, all Union TSOs in that synchronous area shall endeavour to conclude with the third country TSOs not bound by this Regulation an agreement setting the basis for their cooperation concerning secure system operation and setting out arrangements for the compliance of the third country TSOs with the obligations set in this Regulation.
Article 14
Monitoring
1.   ENTSO for Electricity shall monitor the implementation of this Regulation in accordance with Article 8(8) of Regulation (EC) No 714/2009. Monitoring shall cover at least the following matters:
(a)
operational security indicators in accordance with Article 15;
(b)
load-frequency control in accordance with Article 16;
(c)
regional coordination assessment in accordance with Article 17;
(d)
identification of any divergences in the national implementation of this Regulation for the terms and conditions or methodologies listed in Article 6(3);
(e)
identification of any additional improvements of tools and services in accordance with subparagraphs (a) and (b) of Article 55, beyond the improvements identified by the TSOs in accordance with Article 55(e);
(f)
identification of any necessary improvements in the annual report on incidents classification scale in accordance with Article 15, which are necessary in order to support sustainable and long-term operational security; and
(g)
identification of any difficulties concerning cooperation on secure system operation with third country TSOs.
2.   The Agency, in cooperation with ENTSO for Electricity, shall produce within 12 months from the entry into force of this Regulation a list of the relevant information to be communicated by ENTSO for Electricity to the Agency in accordance with Articles 8(9) and 9(1) of Regulation (EC) No 714/2009. The list of relevant information may be subject to updates. ENTSO for Electricity shall maintain a comprehensive, standardised format, digital data archive of the information required by the Agency.
3.   Relevant TSOs shall submit to ENTSO for Electricity the information required to perform the tasks referred to in paragraphs 1 and 2.
4.   Based on a request of the regulatory authority, DSOs shall provide TSOs with the information under paragraph 2 unless that information is already available to the regulatory authorities, TSOs, the Agency or ENTSO for Electricity in relation to their respective implementation monitoring tasks, with the objective of avoiding duplication of information.
Article 15
Annual report on operational security indicators
1.   By 30 September, ENTSO for Electricity shall publish an annual report based on the incidents classification scale adopted in accordance with Article 8(3)(a) of Regulation (EC) No 714/2009. The Agency may provide its opinion on the format and contents of that annual report, including the geographical scope of the incidents reported, the electrical interdependencies between the TSOs' control areas and any relevant historical information.
2.   The TSOs of each Member State shall provide ENTSO for Electricity, by 1 March, with the necessary data and information for the preparation of the annual reports based on the incident classification scale referred to in paragraph 1. The data provided by the TSOs shall cover the preceding year.
3.   The annual reports referred to in paragraph 1 shall contain at least the following operational security indicators relevant to operational security:
(a)
number of tripped transmission system elements per year per TSO;
(b)
number of tripped power generation facilities per year per TSO;
(c)
energy not supplied per year due to unscheduled disconnection of demand facilities per TSO;
(d)
time duration and number of instances of being in the alert and emergency states per TSO;
(e)
time duration and number of events within which there was a lack of reserves identified per TSO;
(f)
time duration and number of voltage deviations exceeding the ranges from Tables 1 and 2 of Annex II per TSO;
(g)
number of minutes outside the standard frequency range and number of minutes outside the 50 % of maximum steady state frequency deviation per synchronous area;
(h)
number of system-split separations or local blackout states; and
(i)
number of blackouts involving two or more TSOs.
4.   The annual report referred to in paragraph 1 shall contain the following operational security indicators relevant to operational planning:
(a)
number of events in which an incident contained in the contingency list led to a degradation of the system operation state;
(b)
number of the events referred to in point (a) in which a degradation of system operation conditions occurred as a result of unexpected discrepancies from load or generation forecasts;
(c)
number of events in which there was a degradation in system operation conditions due to an exceptional contingency;
(d)
number of the events referred to in point (c) in which a degradation of system operation conditions occurred as a result of unexpected discrepancies from load or generation forecasts; and
(e)
number of events leading to a degradation in system operation conditions due to lack of active power reserves.
5.   The annual reports shall contain explanations of the reasons for incidents at the operational security ranking scales 2 and 3 as per the incidents classification scale adopted by ENTSO for Electricity. Those explanations shall be based on an investigation of the incidents by TSOs which process shall be set out in the incidents classification scale. TSOs shall inform the respective regulatory authorities about an investigation in due time before it is launched. Regulatory authorities and the Agency may be involved in the investigation upon their request.
Article 16
Annual report on load-frequency control
1.   By 30 September, ENTSO for Electricity shall publish an annual report on load-frequency control based on the information provided by the TSOs in accordance with paragraph 2. The annual report on load-frequency control shall include the information listed in paragraph 2 for each Member State.
2.   Starting from 14 September 2018, the TSOs of each Member State shall notify to ENTSO for Electricity, by 1 March every year, the following information for the previous year:
(a)
the identification of the LFC blocks, LFC areas and monitoring areas in the Member State;
(b)
the identification of LFC blocks that are not in the Member State and that contain LFC areas and monitoring areas that are in the Member State;
(c)
the identification of the synchronous areas each Member State belongs to;
(d)
the data related to the frequency quality evaluation criteria for each synchronous area and each LFC block in subparagraphs (a), (b) and (c) covering each month of at least 2 previous calendar years;
(e)
the FCR obligation and the initial FCR obligation of each TSO operating within the Member State covering each month of at least 2 previous calendar years; and
(f)
a description and date of implementation of any mitigation measures and ramping requirements to alleviate deterministic frequency deviations taken in the previous calendar year in accordance with Articles 137 and 138, in which TSOs of the Member State were involved.
3.   The data provided by the TSOs shall cover the preceding year. The information concerning synchronous areas, LFC blocks, LFC areas and monitoring areas in subparagraphs (a), (b) and (c) shall be reported once. Where these areas change, this information shall be reported by 1 March of the following year.
4.   Where appropriate, all TSOs of a synchronous area or LFC block shall cooperate in collecting the data listed in paragraph 2.
Article 17
Annual report on regional coordination assessment
1.   By 30 September, ENTSO for Electricity shall publish an annual report on regional coordination assessment based on the annual reports on regional coordination assessment provided by the regional security coordinators in accordance with paragraph 2, assess any interoperability issues and propose changes aiming at improving effectiveness and efficiency in the system operation coordination.
2.   By 1 March, each regional security coordinator shall prepare an annual report and submit it to ENTSO for Electricity providing the following information for the tasks it performs:
(a)
the number of events, average duration and reasons for the failure to fulfil its functions;
(b)
the statistics regarding constraints, including their duration, location and number of occurrences together with the associated remedial actions activated and their cost in case they have been incurred;
(c)
the number of instances where TSOs refuse to implement the remedial actions recommended by the regional security coordinator and the reasons thereof;
(d)
the number of outage incompatibilities detected in accordance with Article 80; and
(e)
a description of the cases where the lack of regional adequacy has been assessed and a description of mitigation actions set in place.
3.   The data provided to ENTSO for Electricity by the regional security coordinators shall cover the preceding year.
PART II
OPERATIONAL SECURITY
TITLE 1
OPERATIONAL SECURITY REQUIREMENTS
CHAPTER 1
System states, remedial actions and operational security limits
Article 18
Classification of system states
1.   A transmission system shall be in the normal state when all of the following conditions are fulfilled:
(a)
voltage and power flows are within the operational security limits defined in accordance with Article 25;
(b)
frequency meets the following criteria:
(i)
the steady state system frequency deviation is within the standard frequency range; or
(ii)
the absolute value of the steady state system frequency deviation is not larger than the maximum steady state frequency deviation and the system frequency limits established for the alert state are not fulfilled;
(c)
active and reactive power reserves are sufficient to withstand contingencies from the contingency list defined in accordance with Article 33 without violating operational security limits;
(d)
operation of the concerned TSO's control area is and will remain within operational security limits after the activation of remedial actions following the occurrence of a contingency from the contingency list defined in accordance with Article 33.
2.   A transmission system shall be in the alert state when:
(a)
voltage and power flows are within the operational security limits defined in accordance with Article 25; and
(b)
the TSO's reserve capacity is reduced by more than 20 % for longer than 30 minutes and there are no means to compensate for that reduction in real-time system operation; or
(c)
frequency meets the following criteria:
(i)
the absolute value of the steady state system frequency deviation is not larger than the maximum steady state frequency deviation; and
(ii)
the absolute value of the steady state system frequency deviation has continuously exceeded 50 % of the maximum steady state frequency deviation for a time period longer than the alert state trigger time or the standard frequency range for a time period longer than time to restore frequency; or
(d)
at least one contingency from the contingency list defined in accordance with Article 33 leads to a violation of the TSO's operational security limits, even after the activation of remedial actions.
3.   A transmission system shall be in the emergency state when at least one of the following conditions is fulfilled:
(a)
there is at least one a violation of a TSO's operational security limits defined in accordance with Article 25;
(b)
frequency does not meet the criteria for the normal state and for the alert state defined in accordance with paragraphs 1 and 2;
(c)
at least one measure of the TSO's system defence plan is activated;
(d)
there is a failure in the functioning of tools, means and facilities defined in accordance with Article 24(1), resulting in the unavailability of those tools, means and facilities for longer than 30 minutes.
4.   A transmission system shall be in the blackout state when at least one of the following conditions is fulfilled:
(a)
loss of more than 50 % of demand in the concerned TSO's control area;
(b)
total absence of voltage for at least three minutes in the concerned TSO's control area, leading to the triggering of restoration plans.
A TSO of GB and IE/NI synchronous areas may develop a proposal specifying the level of demand loss at which the transmission system shall be in the blackout state. The TSOs of GB and IE/NI synchronous areas shall notify this instance to ENTSO for Electricity.
5.   A transmission system shall be in the restoration state when a TSO, being in the emergency or blackout state, has started to activate measures of its restoration plan.
Article 19
Monitoring and determination of system states by TSOs
1.   Each TSO shall, in real-time operation, determine the system state of its transmission system.
2.   Each TSO shall monitor the following transmission system parameters in real-time in its control area, based on real-time telemetry measurements or on calculated values from its observability area, taking into account the structural and real-time data in accordance with Article 42:
(a)
active and reactive power flows;
(b)
busbar voltages;
(c)
frequency and frequency restoration control error of its LFC area;
(d)
active and reactive power reserves; and
(e)
generation and load.
3.   In order to specify the system state, each TSO shall perform contingency analysis at least once every 15 minutes, monitoring the transmission system's parameters defined in accordance with paragraph 2, against the operational security limits defined in accordance with Article 25 and the criteria for system states defined in accordance with Article 18. Each TSO shall also monitor the level of available reserves against the reserve capacity. When carrying out the contingency analysis, each TSO shall take into account the effect of remedial actions and the measures of the system defence plan.
4.   If its transmission system is not in normal state and if that system state is qualified as a wide area state the TSO shall:
(a)
inform all TSOs about the system state of its transmission system via an IT tool for the exchange of real-time data at pan-European level; and
(b)
provide with additional information on its transmission system elements which are part of the observability area of other TSOs, to those TSOs.
Article 20
Remedial actions in system operation
1.   Each TSO shall endeavour to ensure that its transmission system remains in the normal state and shall be responsible for managing operational security violations. To achieve that objective, each TSO shall design, prepare and activate remedial actions taking into account their availability, the time and resources needed for their activation and any conditions external to the transmission system which are relevant for each remedial action.
2.   The remedial actions used by TSOs in system operation in accordance with paragraph 1 and with Articles 21 to 23 of this Regulation shall be consistent with the remedial actions taken into account in capacity calculation in accordance with Article 25 of Regulation (EU) 2015/1222.
Article 21
Principles and criteria applicable to remedial actions
1.   Each TSO shall apply the following principles when activating and coordinating remedial actions in accordance with Article 23:
(a)
for operational security violations which do not need to be managed in a coordinated way, a TSO shall design, prepare and activate remedial actions to restore the system to the normal state and to prevent the propagation of the alert or emergency state outside of the TSO's control area from the categories defined in Article 22;
(b)
for operational security violations which need to be managed in a coordinated way, a TSO shall design, prepare and activate remedial actions in coordination with other concerned TSOs, following the methodology for the preparation of remedial actions in a coordinated way under Article 76(1)(b) and taking into account the recommendation of a regional security coordinator in accordance with Article 78(4).
2.   When selecting the appropriate remedial actions, each TSO shall apply the following criteria:
(a)
activate the most effective and economically efficient remedial actions;
(b)
activate remedial actions as close as possible to real-time taking into account the expected time of activation and the urgency of the system operation situation they intend to resolve;
(c)
consider the risks of failures in applying the available remedial actions and their impact on operational security such as:
(i)
the risks of failure or short-circuit caused by topology changes;
(ii)
the risks of outages caused by active or reactive power changes on power generating modules or demand facilities; and
(iii)
the risks of malfunction caused by equipment behaviour;
(d)
give preference to remedial actions which make available the largest cross-zonal capacity for capacity allocation, while satisfying all operational security limits.
Article 22
Categories of remedial actions
1.   Each TSO shall use the following categories of remedial actions:
(a)
modify the duration of a planned outage or return to service transmission system elements to achieve the operational availability of those transmission system elements;
(b)
actively impact power flows by means of:
(i)
tap changes of the power transformers;
(ii)
tap changes of the phase-shifting transformers;
(iii)
modifying topologies;
(c)
control voltage and manage reactive power by means of:
(i)
tap changes of the power transformers;
(ii)
switching of the capacitors and reactors;
(iii)
switching of the power-electronics-based devices used for voltage and reactive power management;
(iv)
instructing transmission-connected DSOs and significant grid users to block automatic voltage and reactive power control of transformers or to activate on their facilities the remedial actions set out in points (i) to (iii) if voltage deterioration jeopardises operational security or threatens to lead to a voltage collapse in a transmission system;
(v)
requesting the change of reactive power output or voltage setpoint of the transmission-connected synchronous power generating modules;
(vi)
requesting the change of reactive power output of the converters of transmission-connected non-synchronous power generating modules;
(d)
re-calculate day-ahead and intraday cross-zonal capacities in accordance with Regulation (EU) 2015/1222;
(e)
redispatch transmission or distribution-connected system users within the TSO's control area, between two or more TSOs;
(f)
countertrade between two or more bidding zones;
(g)
adjust active power flows through HVDC systems;
(h)
activate frequency deviation management procedures;
(i)
curtail, pursuant to Article 16(2) of Regulation (EC) No 714/2009, the already allocated cross-zonal capacity in an emergency situation where using that capacity endangers operational security, all TSOs at a given interconnector agree to such adjustment, and re-dispatching or countertrading is not possible; and
(j)
where applicable, include the normal or alert state, manually controlled load-shedding.
2.   Where necessary and justified in order to maintain operational security, each TSO may prepare and activate additional remedial actions. The TSO shall report and justify those instances to the relevant regulatory authority and, where applicable, the Member State, at least once every year, after the activation of the additional remedial actions. The relevant reports and justifications shall also be published. The European Commission or the Agency may request the relevant regulatory authority to provide additional information concerning the activation of additional remedial actions in those instances where they affect a neighbouring transmission system.
Article 23
Preparation, activation and coordination of remedial actions
1.   Each TSO shall prepare and activate remedial actions in accordance with the criteria set out in Article 21(2) to prevent the system state from deteriorating on the basis of the following elements:
(a)
the monitoring and determination of system states in accordance with Article 19;
(b)
the contingency analysis in real-time operation in accordance with Article 34; and
(c)
the contingency analysis in operational planning in accordance with Article 72.
2.   When preparing and activating a remedial action, including redispatching or countertrading pursuant to Articles 25 and 35 of Regulation (EU) 2015/1222, or a procedure of a TSO's system defence plan which affects other TSOs, the relevant TSO shall assess, in coordination with the TSOs concerned, the impact of such remedial action or measure within and outside of its control area, in accordance with Article 75(1), Article 76(1)(b) and Article 78(1), (2) and (4) and shall provide the TSOs concerned with the information about this impact.
3.   When preparing and activating remedial actions which have an impact on the transmission-connected SGUs and DSOs, each TSO shall, if its transmission system is in normal or alert state, assess the impact of such remedial actions in coordination with the affected SGUs and DSOs and select remedial actions that contribute to maintaining normal state and secure operation of all involved parties. Each affected SGU and DSO shall provide to the TSO all necessary information for this coordination.
4.   When preparing and activating remedial actions each TSO shall, if its transmission system is not in normal or alert state, coordinate to the extent possible such remedial actions with the affected transmission-connected SGUs and DSOs to maintain the operational security and the integrity of the transmission system.
When a TSO activates a remedial action each impacted transmission-connected significant grid user and DSO shall execute the instructions given by the TSO
5.   Where constraints have only consequences on the local state within the TSO's control area and the operational security violation does not need to be managed in a coordinated way, the TSO responsible for its management may decide not to activate remedial actions with costs to relieve them.
Article 24
Availability of TSO's means, tools and facilities
1.   Each TSO shall ensure the availability, reliability and redundancy of the following items:
(a)
facilities for monitoring the system state of the transmission system, including state estimation applications and facilities for load-frequency control;
(b)
means to control the switching of circuit breakers, coupler circuit breakers, transformer tap changers and other equipment which serve to control transmission system elements;
(c)
means to communicate with the control rooms of other TSOs and RSCs;
(d)
tools for operational security analysis; and
(e)
tools and communication means necessary for TSOs to facilitate cross-border market operations.
2.   Where the TSO's tools, means and facilities referred to in paragraph 1 affect the transmission-connected DSOs or SGUs involved in supplying balancing services, ancillary services or in system defence or restoration or in delivery of real-time operational data according to Articles 44, 47, 50, 51 and 52, the relevant TSO and those DSOs and SGUs shall cooperate and coordinate to specify and ensure the availability, reliability and redundancy of these tools, means and facilities.
3.   Within 18 months from the entry into force of this Regulation each TSO shall adopt a business continuity plan detailing its responses to a loss of critical tools, means and facilities, containing provisions for their maintenance, replacement and development. Each TSO shall review at least annually its business continuity plan and update it as necessary and in any case following any significant change of the critical tools, means and facilities or of the relevant system operation conditions. The TSO shall share parts of the business continuity plan which affect DSOs and SGUs with the DSOs and SGUs concerned.
Article 25
Operational security limits
1.   Each TSO shall specify the operational security limits for each element of its transmission system, taking into account at least the following physical characteristics:
(a)
voltage limits in accordance with Article 27;
(b)
short-circuit current limits according to Article 30; and
(c)
current limits in terms of thermal rating including the transitory admissible overloads.
2.   When defining the operational security limits, each TSO shall take into account the capabilities of SGUs to prevent that voltage ranges and frequency limits in normal and alert states lead to their disconnection.
3.   In case of changes of one of its transmission system elements, each TSO shall validate and where necessary update the operational security limits.
4.   For each interconnector each TSO shall agree with the neighbouring TSO on common operational security limits in accordance with paragraph 1.
Article 26
Security plan for critical infrastructure protection
1.   Each TSO shall specify, taking into account Article 5 of Council Directive 2008/114/EC 
(
10
)
, a confidential security plan containing a risk assessment of assets owned or operated by the TSO, covering major physical or cyber threat scenarios determined by the Member State.
2.   The security plan shall consider potential impacts to the European interconnected transmission systems, and include organizational and physical measures aiming at mitigating the identified risks.
3.   Each TSO shall regularly review the security plan to address changes of threat scenarios and reflect the evolution of the transmission system.
CHAPTER 2
Voltage control and reactive power management
Article 27
Obligations of all TSOs regarding voltage limits
1.   In accordance with Article 18, each TSO shall endeavour to ensure that during the normal state the voltage remains in steady-state at the connection points of the transmission system within the ranges specified in the Tables 1 and 2 of Annex II.
2.   If the relevant TSO in Spain requires in accordance with Article 16(2) of Regulation (EU) 2016/631 that power generating modules connected to nominal voltages between 300 and 400 kV stay connected in the voltage range from 1,05 to 1,0875 per unit for an unlimited time, that additional voltage range shall be considered by the relevant TSO in Spain when complying with paragraph 1.
3.   Each TSO shall define the voltage base for the per unit values' notation.
4.   Each TSO shall endeavour to ensure that, during the normal state and after the occurrence of a contingency, the voltage remains, within wider voltage ranges for limited times of operation if there is agreement about those wider voltage ranges with transmission-connected DSOs, power generating facility owners in accordance with Article 16(2) of Regulation (EU) 2016/631 or HVDC system owners in accordance with Article 18 of Regulation (EU) 2016/1447.
5.   Each TSO shall agree, with the transmission-connected DSOs and the transmission-connected significant grid users, about voltage ranges at the connection points below 110 kV if those voltage ranges are relevant for maintaining operational security limits. Each TSO shall endeavour to ensure that the voltage remains within the agreed range during the normal state and after the occurrence of a contingency.
Article 28
Obligations of SGUs concerning voltage control and reactive power management in system operation
1.   By 3 months after entry into force of this Regulation, all SGUs which are transmission-connected power generating modules not subject to Article 16 of Regulation (EU) 2016/631, or which are HVDC systems not subject to Article 18 of Regulation (EU) 2016/1447, shall inform their TSO about their capabilities compared to the voltage requirements in Article 16 of Regulation (EU) 2016/631 or in Article 18 of Regulation (EU) 2016/1447, declaring their voltage capabilities and the time they can withstand without disconnection.
2.   SGUs which are demand facilities subject to the requirements of Article 3 of Regulation (EU) 2016/1388 shall not disconnect due to a disturbance within the voltage ranges referred to in Article 27. By 3 months after entry into force of this Regulation, SGUs which are transmission-connected demand facilities and which are not subject to Article 3 of Regulation (EU) 2016/1388 shall inform their TSO about their capabilities in relation to the voltage requirements defined in Annex II of Regulation (EU) 2016/1388 declaring their voltage capabilities and the time they can withstand without disconnection.
3.   Each SGU which is a transmission-connected demand facility shall maintain the reactive power setpoints, power factor ranges and voltage setpoints for voltage control in the range agreed with its TSO in accordance with Article 27.
Article 29
Obligations of all TSOs concerning voltage control and reactive power management in system operation
1.   If voltage at a connection point to the transmission system is outside the ranges defined in Tables 1 and 2 of Annex II to this Regulation, each TSO shall apply voltage control and reactive power management remedial actions in accordance with Article 22(1)(c) of this Regulation in order to restore voltage at the connection point within the range specified in Annex II and within time range specified in Article 16 of Regulation (EU) 2016/631 and Article 13 of Regulation (EU) 2016/1388.
2.   Each TSO shall take into account in its operational security analysis the voltage values at which transmission-connected SGUs not subject to the requirements of Regulation (EU) 2016/631 or Regulation (EU) 2016/1388 may disconnect.
3.   Each TSO shall ensure reactive power reserve, with adequate volume and time response, in order to keep the voltages within its control area and on interconnectors within the ranges set out in Annex II.
4.   TSOs interconnected by AC interconnectors shall jointly specify the adequate voltage control regime in order to ensure that the common operational security limits established in accordance with Article 25(4) are respected.
5.   Each TSO shall agree with each transmission-connected DSO on the reactive power setpoints, power factor ranges and voltage setpoints for voltage control at the connection point between the TSO and the DSO in accordance with Article 15 of Regulation (EU) 2016/1388. To ensure that those parameters are maintained, each transmission-connected DSO shall use its reactive power resources and have the right to give voltage control instructions to distribution-connected SGUs.
6.   Each TSO shall be entitled to use all available transmission-connected reactive power capabilities within its control area for effective reactive power management and maintaining the voltage ranges set out in Tables 1 and 2 of Annex II of this Regulation.
7.   Each TSO shall, directly or indirectly in coordination with the transmission-connected DSO where applicable, operate reactive power resources within its control area, including the blocking of automatic voltage/reactive power control of transformers, voltage reduction and low voltage demand disconnection, in order to maintain operational security limits and to prevent a voltage collapse of the transmission system.
8.   Each TSO shall determine the voltage control actions in coordination with the transmission-connected SGUs and DSOs and with neighbouring TSOs.
9.   When relevant for the voltage control and reactive power management of the transmission system, a TSO may require, in coordination with a DSO, a distribution-connected SGU to follow voltage control instructions.
CHAPTER 3
Short-circuit current management
Article 30
Short-circuit current
Each TSO shall determine:
(a)
the maximum short-circuit current at which the rated capability of circuit breakers and other equipment is exceeded; and
(b)
the minimum short-circuit current for the correct operation of protection equipment.
Article 31
Short-circuit current calculation and related measures
1.   Each TSO shall perform short-circuit current calculations in order to evaluate the impact of neighbouring TSOs and transmission-connected SGUs and transmission-connected distribution systems including closed distribution systems on the short-circuit current levels in transmission system. Where a transmission-connected distribution system including closed distribution system has an impact on short-circuit current levels, it shall be included in the transmission system short-circuit current calculations.
2.   While performing short-circuit current calculations, each TSO shall:
(a)
use the most accurate and high quality available data;
(b)
take into account international standards; and
(c)
consider as the basis of the maximum short-circuit current calculation such operational conditions, which provide the highest possible level of short-circuit current, including the short-circuit current from other transmission systems and distribution systems including closed distribution systems.
3.   Each TSO shall apply operational or other measures to prevent deviation from the maximum and minimum short-circuit current limits referred to in Article 30, at all time-frames and for all protection equipment. If such a deviation occurs, each TSO shall activate remedial actions or apply other measures to ensure that the limits referred to in Article 30 are re-established. A deviation from those limits is allowed only during switching sequences.
CHAPTER 4
Power flow management
Article 32
Power flow limits
1.   Each TSO shall maintain power flows within the operational security limits defined when the system is in normal state and after the occurrence of a contingency from the contingency list referred to in Article 33(1).
2.   In the (N-1)-situation, in the normal state each TSO shall maintain power flows within the transitory admissible overloads referred to in Article 25(1)(c), having prepared remedial actions to be applied and executed within the time-frame allowed for transitory admissible overloads.
CHAPTER 5
Contingency analysis and handling
Article 33
Contingency lists
1.   Each TSO shall establish a contingency list, including the internal and external contingencies of its observability area, by assessing whether any of those contingencies endangers the operational security of the TSO's control area. The contingency list shall include both ordinary contingencies and exceptional contingencies identified by application of the methodology developed pursuant to Article 75.
2.   To establish a contingency list, each TSO shall classify each contingency on the basis of whether it is ordinary, exceptional or out-of-range, taking into account the probability of occurrence and the following principles:
(a)
each TSO shall classify contingencies for its own control area;
(b)
when operational or weather conditions significantly increase the probability of an exceptional contingency, each TSO shall include that exceptional contingency in its contingency list; and
(c)
in order to account for exceptional contingencies with high impact on its own or neighbouring transmission systems, each TSO shall include such exceptional contingencies in its contingency list.
3.   Each transmission-connected DSO and SGU which is a power generating facility shall deliver all information relevant for contingency analysis as requested by the TSO, including forecast and real-time data, with possible data aggregation in accordance with Article 50(2).
4.   Each TSO shall coordinate its contingency analysis in terms of coherent contingency lists at least with the TSOs from its observability area, in accordance with the Article 75.
5.   Each TSO shall inform the TSOs in its observability area about the external contingencies included in its contingency list.
6.   Each TSO shall inform, sufficiently in advance, the TSOs concerned in its observability area of any intended topological changes on its transmission system elements which are included as external contingencies in the contingency lists of the TSOs concerned.
7.   Each TSO shall ensure that the real-time data is sufficiently accurate to allow the convergence of load-flow calculations which are performed in the contingency analysis.
Article 34
Contingency analysis
1.   Each TSO shall perform contingency analysis in its observability area in order to identify the contingencies which endanger or may endanger the operational security of its control area and to identify the remedial actions that may be necessary to address the contingencies, including mitigation of the impact of exceptional contingencies.
2.   Each TSO shall ensure that potential violations of the operational security limits in its control area which are identified by the contingency analysis do not endanger the operational security of its transmission system or of interconnected transmission systems.
3.   Each TSO shall perform contingency analysis based on the forecast of operational data and on real-time operational data from its observability area. The starting point for the contingency analysis in the N-Situation shall be the relevant topology of the transmission system which shall include planned outages in the operational planning phases.
Article 35
Contingency handling
1.   Each TSO shall assess the risks associated with the contingencies after simulating each contingency from its contingency list and after assessing whether it can maintain its transmission system within the operational security limits in the (N-1) situation.
2.   When a TSO assesses that the risks associated with a contingency are so significant that it might not be able to prepare and activate remedial actions in a timely manner to prevent non-compliance with the (N-1) criterion or that there is a risk of propagation of a disturbance to the interconnected transmission system, the TSO shall prepare and activate remedial actions to achieve compliance with the (N-1) criterion as soon as possible.
3.   In case of an (N-1) situation caused by a disturbance, each TSO shall activate a remedial action in order to ensure that the transmission system is restored to a normal state as soon as possible and that this (N-1) situation becomes the new N-Situation.
4.   A TSO shall not be required to comply with the (N-1) criterion in the following situations:
(a)
during switching sequences;
(b)
during the time period required to prepare and activate remedial actions.
5.   Unless a Member State determines otherwise, a TSO shall not be required to comply with the (N-1) criterion as long as there are only local consequences within the TSO's control area.
CHAPTER 6
Protection
Article 36
General requirements on protection
1.   Each TSO shall operate its transmission system with the protection and backup protection equipment in order to automatically prevent the propagation of disturbances that could endanger the operational security of its own transmission system and of the interconnected system.
2.   At least once every 5 years, each TSO shall review its protection strategy and concepts and update them where necessary to ensure the correct functioning of the protection equipment and the maintenance of operational security.
3.   After a protection operation which had an impact outside a TSO's control area including interconnectors, that TSO shall assess whether the protection equipment in its control area worked as planned and shall undertake corrective actions if necessary.
4.   Each TSO shall specify setpoints for the protection equipment of its transmission system that ensure reliable, fast and selective fault clearing, including backup protection for fault clearing in case of malfunction of the primary protection system.
5.   Before protection and backup protection equipment entry into service or following any modifications, each TSO shall agree with the neighbouring TSOs on the definition of protection setpoints for the interconnectors and shall coordinate with those TSOs before changing the settings.
Article 37
Special protection schemes
Where a TSO uses a special protection scheme, it shall:
(a)
ensure that each special protection scheme acts selectively, reliably and effectively;
(b)
evaluate, when designing a special protection scheme, the consequences for the transmission system in the event of its incorrect functioning, taking into account the impact on TSOs concerned;
(c)
verify that the special protection scheme has a comparable reliability to the protection systems used for the primary protection of transmission system elements;
(d)
operate the transmission system with the special protection scheme within the operational security limits determined in accordance with Article 25; and
(e)
coordinate special protection scheme functions, activation principles and setpoints with neighbouring TSOs and affected transmission-connected DSOs, including closed distribution systems and affected transmission-connected SGUs.
Article 38
Dynamic stability monitoring and assessment
1.   Each TSO shall monitor the dynamic stability of the transmission system by studies conducted offline in accordance with paragraph 6. Each TSO shall exchange the relevant data for monitoring the dynamic stability of the transmission system with the other TSOs of its synchronous area.
2.   Each TSO shall perform a dynamic stability assessment at least once a year to identify the stability limits and possible stability problems in its transmission system. All TSOs of each synchronous area shall coordinate the dynamic stability assessments, which shall cover all or parts of the synchronous area.
3.   When performing coordinated dynamic stability assessments, concerned TSOs shall determine:
(a)
the scope of the coordinated dynamic stability assessment, at least in terms of a common grid model;
(b)
the set of data to be exchanged between concerned TSOs in order to perform the coordinated dynamic stability assessment;
(c)
a list of commonly agreed scenarios concerning the coordinated dynamic stability assessment; and
(d)
a list of commonly agreed contingencies or disturbances whose impact shall be assessed through the coordinated dynamic stability assessment.
4.   In case of stability problems due to poorly damped inter-area oscillations affecting several TSOs within a synchronous area, each TSO shall participate in a coordinated dynamic stability assessment at the synchronous area level as soon as practicable and provide the data necessary for that assessment. Such assessment shall be initiated and conducted by the concerned TSOs or by ENTSO for Electricity.
5.   When a TSO identifies a potential influence on voltage, rotor angle or frequency stability in relation with other interconnected transmission systems, the TSOs concerned shall coordinate the methods used in the dynamic stability assessment, providing the necessary data, planning of joint remedial actions aiming at improving the stability, including the cooperation procedures between the TSOs.
6.   In deciding the methods used in the dynamic stability assessment, each TSO shall apply the following rules:
(a)
if, with respect to the contingency list, steady-state limits are reached before stability limits, the TSO shall base the dynamic stability assessment only on the offline stability studies carried out in the longer term operational planning phase;
(b)
if, under planned outage conditions, with respect to the contingency list, steady-state limits and stability limits are close to each other or stability limits are reached before steady-state limits, the TSO shall perform a dynamic stability assessment in the day-ahead operational planning phase while those conditions remain. The TSO shall plan remedial actions to be used in real-time operation if necessary; and
(c)
if the transmission system is in the N-situation with respect to the contingency list and stability limits are reached before steady-state limits, the TSO shall perform a dynamic stability assessment in all phases of operational planning and re-assess the stability limits as soon as possible after a significant change in the N-situation is detected.
Article 39
Dynamic stability management
1.   Where the dynamic stability assessment indicates that there is a violation of stability limits, the TSOs in whose control area the violation has appeared shall design, prepare and activate remedial actions to keep the transmission system stable. Those remedial actions may involve SGUs.
2.   Each TSO shall ensure that the fault clearing times for faults that may lead to wide area state transmission system instability are shorter than the critical fault clearing time calculated by the TSO in its dynamic stability assessment carried out in accordance with Article 38.
3.   In relation to the requirements on minimum inertia which are relevant for frequency stability at the synchronous area level:
(a)
all TSOs of that synchronous area shall conduct, not later than 2 years after entry into force of this Regulation, a common study per synchronous area to identify whether the minimum required inertia needs to be established, taking into account the costs and benefits as well as potential alternatives. All TSOs shall notify their studies to their regulatory authorities. All TSOs shall conduct a periodic review and shall update those studies every 2 years;
(b)
where the studies referred to in point (a) demonstrate the need to define minimum required inertia, all TSOs from the concerned synchronous area shall jointly develop a methodology for the definition of minimum inertia required to maintain operational security and to prevent violation of stability limits. That methodology shall respect the principles of efficiency and proportionality, be developed within 6 months after the completion of the studies referred to in point (a) and shall be updated within 6 months after the studies are updated and become available; and
(c)
each TSO shall deploy in real-time operation the minimum inertia in its own control area, according to the methodology defined and the results obtained in accordance with paragraph (b).
TITLE 2
DATA EXCHANGE
CHAPTER 1
General requirements on data exchange
Article 40
Organisation, roles, responsibilities and quality of data exchange
1.   The exchange and provision of data and information pursuant to this Title shall reflect, to the extent possible, the real and forecasted situation of the transmission system.
2.   Each TSO shall be responsible for providing and using high quality data and information.
3.   Each TSO shall gather the following information about its observability area and shall exchange this data with all other TSOs to the extent that it is necessary for carrying out the operational security analysis in accordance with Article 72:
(a)
generation;
(b)
consumption;
(c)
schedules;
(d)
balance positions;
(e)
planned outages and substation topologies; and
(f)
forecasts.
4.   Each TSO shall represent the information in paragraph (3) as injections and withdrawals at each node of the TSO's individual grid model referred to in Article 64.
5.   In coordination with the DSOs and SGUs, each TSO shall determine the applicability and scope of the data exchange based on the following categories:
(a)
structural data in accordance with Article 48;
(b)
scheduling and forecast data in accordance with Article 49;
(c)
real-time data in accordance with Articles 44, 47 and 50; and
(d)
provisions in accordance with Articles 51, 52 and 53.
6.   By 6 months after entry into force of this Regulation, all TSOs shall jointly agree on key organisational requirements, roles and responsibilities in relation to data exchange. Those organisational requirements, roles and responsibilities shall take into account and complement where necessary the operational conditions of the generation and load data methodology developed in accordance with Article 16 of Regulation (EU) 2015/1222. They shall apply to all data exchange provisions in this Title and shall include organisational requirements, roles and responsibilities for the following elements:
(a)
obligations for TSOs to communicate without delay to all neighbouring TSOs any changes in the protection settings, thermal limits and technical capacities at the interconnectors between their control areas;
(b)
obligations for DSOs directly connected to the transmission system to inform the TSOs they are connected to, within the agreed timescales, of any changes in the data and information pursuant to this Title;
(c)
obligations for the adjacent DSOs and/or between the downstream DSO and upstream DSO to inform each other within agreed timescales of any changes in the data and information pursuant to this Title;
(d)
obligations for SGUs to inform their TSO or DSO, within agreed timescales, about any relevant changes in the data and information established pursuant to this Title;
(e)
detailed contents of the data and information established pursuant to this Title, including main principles, type of data, communication means, format and standards to be applied, timing and responsibilities;
(f)
the time stamping and frequency of delivery of the data and information to be provided by DSOs and SGUs, to be used by TSOs in the different timescales. The frequency of information exchanges for real-time data, scheduled data and update of structural data shall be defined; and
(g)
the format for the reporting of the data and information established pursuant to this Title.
The organisational requirements, roles and responsibilities shall be published by ENTSO for Electricity.
7.   By 18 months after entry into force of this Regulation, each TSO shall agree with the relevant DSOs on effective, efficient and proportional processes for providing and managing data exchanges between them, including, where required for efficient network operation, the provision of data related to distribution systems and SGUs. Without prejudice to the provisions of paragraph 6(g), each TSO shall agree with the relevant DSOs on the format for the data exchange.
8.   Transmission-connected SGUs shall have access to the data related to their commissioned network installations at the connection point.
9.   Each TSO shall agree with the transmission-connected DSOs on the scope of additional information to be exchanged between them concerning commissioned network installations.
10.   DSOs with a connection point to a transmission system shall be entitled to receive the relevant structural, scheduled and real-time information from the relevant TSOs and to gather the relevant structural, scheduled and real-time information from the neighbouring DSOs. Neighbouring DSOs shall determine, in a coordinated manner, the scope of information that may be exchanged.
CHAPTER 2
Data exchange between TSOs
Article 41
Structural and forecast data exchange
1.   Neighbouring TSOs shall exchange at least the following structural information related to the observability area:
(a)
the regular topology of substations and other relevant data, by voltage level;
(b)
technical data on transmission lines;
(c)
technical data on transformers connecting the DSOs, SGUs which are demand facilities and generators' block-transformers of SGUs which are power generating facilities;
(d)
the maximum and minimum active and reactive power of SGUs which are power generating modules;
(e)
technical data on phase-shifting transformers;
(f)
technical data on HVDC systems;
(g)
technical data on reactors, capacitors and static volt-ampere reactive (VAR) compensators; and
(h)
operational security limits defined by each TSO according to Article 25.
2.   To coordinate the protection of their transmission systems, neighbouring TSOs shall exchange the protection setpoints of the lines for which the contingencies are included as external contingencies in their contingency lists.
3.   To coordinate their operational security analysis and to establish the common grid model in accordance with Articles 67, 68, 69 and 70, each TSO shall exchange, with at least all other TSOs from the same synchronous area, at least the following data:
(a)
the topology of the 220 kV and higher voltage transmission systems within its control area;
(b)
a model or an equivalent of the transmission system with voltage below 220 kV with significant impact on its own transmission system;
(c)
the thermal limits of the transmission system elements; and
(d)
a realistic and accurate forecasted aggregate amount of injection and withdrawal, per primary energy source, at each node of the transmission system, for different time-frames.
4.   To coordinate the dynamic stability assessments pursuant to Article 38(2) and (4), and to carry them out, each TSO shall exchange with the other TSOs of the same synchronous area or of its relevant part the following data:
(a)
data concerning SGUs which are power generating modules relating to, but not limited to:
(i)
electrical parameters of the alternator suitable for the dynamic stability assessment, including total inertia;
(ii)
protection models;
(iii)
alternator and prime mover;
(iv)
step-up transformer description;
(v)
minimum and maximum reactive power;
(vi)
voltage models and speed controller models; and
(vii)
prime movers models and excitation system models suitable for large disturbances;
(b)
the data on type of regulation and voltage regulation range concerning tap changers, including the description of existing on-load tap changers, and the data on type of regulation and voltage regulation range concerning step-up and network transformers; and
(c)
the data concerning HVDC systems and FACTS devices on the dynamic models of the system or the device and its associated regulation suitable for large disturbances.
Article 42
Real-time data exchange
1.   In accordance with Articles 18 and 19, each TSO shall exchange with the other TSOs of the same synchronous area the following data on the system state of its transmission system using the IT tool for real-time data exchange at pan-European level as provided by ENTSO for Electricity:
(a)
frequency;
(b)
frequency restoration control error;
(c)
measured active power interchanges between LFC areas;
(d)
aggregated generation infeed;
(e)
system state in accordance with Article 18;
(f)
setpoint of the load-frequency controller; and
(g)
power interexchange via virtual tie-lines.
2.   Each TSO shall exchange with the other TSOs in its observability area the following data about its transmission system using real-time data exchanges between the TSOs' supervisory control and data acquisition (SCADA) systems and energy management systems:
(a)
actual substation topology;
(b)
active and reactive power in line bay, including transmission, distribution and lines connecting SGUs;
(c)
active and reactive power in transformer bay, including transmission, distribution and SGUs connecting transformers;
(d)
active and reactive power in power generating facility bay;
(e)
regulating positions of transformers, including phase-shifting transformers;
(f)
measured or estimated busbar voltage;
(g)
reactive power in reactor and capacitor bay or from a static VAR compensator; and
(h)
restrictions on active and reactive power supply capabilities with respect to the observability area.
3.   Each TSO shall have the right to request all TSOs from its observability area to provide real-time snapshots of state estimated data from that TSO's control area if that is relevant for the operational security of the transmission system of the requesting TSO.
CHAPTER 3
Data exchange between TSOs and DSOs within the TSO's control area
Article 43
Structural data exchange
1.   Each TSO shall determine the observability area of the transmission-connected distribution systems which is needed for the TSO to determine the system state accurately and efficiently, based on the methodology developed in accordance with Article 75.
2.   If a TSO considers that a non-transmission-connected distribution system has a significant influence in terms of voltage, power flows or other electrical parameters for the representation of the transmission system's behaviour, such distribution system shall be defined by the TSO as being part of the observability area in accordance with Article 75.
3.   The structural information related to the observability area referred to in paragraphs 1 and 2 provided by each DSO to the TSO shall include at least:
(a)
substations by voltage;
(b)
lines that connect the substations referred to in point (a);
(c)
transformers from the substations referred to in point (a);
(d)
SGUs; and
(e)
reactors and capacitors connected to the substations referred to in point (a).
4.   Each transmission-connected DSO shall provide the TSO with an update of the structural information in accordance with paragraph 3 at least every 6 months.
5.   At least once a year, each transmission-connected DSO shall provide the TSO, per primary energy sources, the total aggregated generating capacity of the type A power generating modules subject to requirements of Regulation (EU) 2016/631 and the best possible estimates of generating capacity of type A power generating modules not subject to or derogated from Regulation (EU) 2016/631, connected to its distribution system, and the related information concerning their frequency behaviour.
Article 44
Real-time data exchange
Unless otherwise provided by the TSO, each DSO shall provide its TSO, in real-time, the information related to the observability area of the TSO as referred to in Article 43(1) and (2), including:
(a)
the actual substation topology;
(b)
the active and reactive power in line bay;
(c)
the active and reactive power in transformer bay;
(d)
the active and reactive power injection in power generating facility bay;
(e)
the tap positions of transformers connected to the transmission system;
(f)
the busbar voltages;
(g)
the reactive power in reactor and capacitor bay;
(h)
the best available data for aggregated generation per primary energy source in the DSO area; and
(i)
the best available data for aggregated demand in the DSO area.
CHAPTER 4
Data exchange between TSOs, owners of interconnectors or other lines and power generating modules connected to the transmission system
Article 45
Structural data exchange
1.   Each SGU which is a power generating facility owner of a type D power generating module connected to the transmission system shall provide the TSO with at least the following data:
(a)
general data of the power generating module, including installed capacity and primary energy source;
(b)
turbine and power generating facility data including time for cold and warm start;
(c)
data for short-circuit current calculation;
(d)
power generating facility transformer data;
(e)
FCR data of power generating modules offering or providing that service, in accordance with Article 154;
(f)
FRR data of power generating modules offering or providing that service, in accordance with Article 158;
(g)
RR data of power generating modules that offer or provide that service in accordance with Article 161;
(h)
data necessary for restoration of the transmission system;
(i)
data and models necessary for performing dynamic simulation;
(j)
protection data;
(k)
data necessary for determining the costs of remedial actions in accordance with Article 78(1)(b); where a TSO makes use of market based mechanisms in line with Article 4(2)(d), the provision of prices to be paid by the TSO shall be considered sufficient;
(l)
voltage and reactive power control capability.
2.   Each SGU which is a power generating facility owner of a type B or a type C power generating module connected to the transmission system shall provide the TSO with at least the following data:
(a)
general data of the power generating module, including installed capacity and primary energy source;
(b)
data for short-circuit current calculation;
(c)
FCR data according to the definition and requirements of the Article 173 for power generating modules offering or providing that service;
(d)
FRR data for power generating modules that offer or provide that service;
(e)
RR data for power generating modules that offer or provide that service;
(f)
protection data;
(g)
reactive power control capability;
(h)
data necessary for determining the costs of remedial actions in accordance with Article 78(1)(b); where a TSO makes use of market based mechanisms in line with Article 4(2)(d), the provision of prices to be paid by the TSO shall be considered sufficient;
(i)
data necessary for performing dynamic stability assessment according to Article 38.
3.   A TSO may request the power generating facility owner of a power generating module connected to the transmission system to provide further data where appropriate for operational security analysis in accordance with Title 2 of Part III.
4.   Each HVDC system owner or interconnector owner shall provide the TSO with the following data regarding the HVDC system or interconnector:
(a)
nameplate data of the installation;
(b)
transformers data;
(c)
data on filters and filter banks;
(d)
reactive power compensation data;
(e)
active power control capability;
(f)
reactive power and voltage control capability;
(g)
active or reactive operational mode prioritization, if existing;
(h)
frequency response capability;
(i)
dynamic models for dynamic simulation;
(j)
protection data; and
(k)
fault-ride-through capability.
5.   Each AC interconnector owner shall provide the TSO with at least the following data:
(a)
nameplate data of the installation;
(b)
electrical parameters;
(c)
associated protections.
Article 46
Scheduled data exchange
1.   Each SGU which is a power generating facility owner of a type B, C or D power generating module connected to the transmission system shall provide the TSO with at least the following data:
(a)
active power output and active power reserves amount and availability, on a day-ahead and intra-day basis;
(b)
without any delay, any scheduled unavailability or active power restriction;
(c)
any forecasted restriction in the reactive power control capability; and
(d)
as an exception to points (a) and (b), in regions with a central dispatch system, data requested by the TSO for the preparation of its active power output schedule.
2.   Each HVDC system operator shall provide the TSOs with at least the following data:
(a)
active power schedule and availability on a day-ahead and intra-day basis;
(b)
without delay its scheduled unavailability or active power restriction; and
(c)
any forecast restriction in the reactive power or voltage control capability.
3.   Each AC interconnector or line operator shall provide its scheduled unavailability or active power restriction data to the TSOs.
Article 47
Real-time data exchange
1.   Unless otherwise provided by the TSO, each significant grid user which is a power generating facility owner of type B, C or D power generating module shall provide the TSO, in real-time, at least the following data:
(a)
position of the circuit breakers at the connection point or another point of interaction agreed with the TSO;
(b)
active and reactive power at the connection point or another point of interaction agreed with the TSO; and
(c)
in the case of power generating facility with consumption other than auxiliary consumption net active and reactive power.
2.   Unless otherwise provided by the TSO, each HVDC system or AC interconnector owner shall provide, in real-time, at least the following data regarding the connection point of the HVDC system or AC interconnector to the TSOs:
(a)
position of the circuit breakers;
(b)
operational status; and
(c)
active and reactive power.
CHAPTER 5
Data exchange between TSOs, DSOs and distribution-connected power generating modules
Article 48
Structural data exchange
1.   Unless otherwise provided by the TSO, each power generating facility owner of a power generating module which is a SGU pursuant to Article 2(1)(a) and by aggregation of the SGUs pursuant to Article 2(1)(e) connected to the distribution system shall provide at least the following data to the TSO and to the DSO to which it has a connection point:
(a)
general data of the power generating module, including installed capacity and primary energy source or fuel type;
(b)
FCR data according to the definition and requirements of Article 173 for power generating facilities offering or providing the FCR service;
(c)
FRR data for power generating facilities offering or providing the FRR service;
(d)
RR data for power generating modules offering or providing the RR service;
(e)
protection data;
(f)
reactive power control capability;
(g)
capability of remote access to the circuit breaker;
(h)
data necessary for performing dynamic simulation according to the provisions in Regulation (EU) 2016/631; and
(i)
voltage level and location of each power generating module.
2.   Each power generating facility owner of a power generating module which is a SGU in accordance with Article 2(1)(a) and (e) shall inform the TSO and the DSO to which it has a connection point, within the agreed time and not later than the first commissioning or any changes to the existing installation, about any change in the scope and the contents of the data listed in paragraph 1.
Article 49
Scheduled data exchange
Unless otherwise provided by the TSO, each power generating facility owner of a power generating module which is a SGU in accordance with Article 2(1)(a) and 2(1)(e) connected to the distribution system shall provide the TSO and the DSO to which it has the connection point, with at least the following data:
(a)
its scheduled unavailability, scheduled active power restriction and its forecasted scheduled active power output at the connection point;
(b)
any forecasted restriction in the reactive power control capability; and
(c)
as an exception to paragraphs (a) and (b), in regions with a central dispatch system, data requested by the TSO for the preparation of its active power output schedule.
Article 50
Real-time data exchange
1.   Unless otherwise provided by the TSO, each power generating facility owner of a power generating module which is a SGU in accordance with Article 2(1)(a) and (e) connected to the distribution system shall provide the TSO and the DSO to which it has the connection point, in real-time, at least the following data:
(a)
status of the switching devices and circuit breakers at the connection point; and
(b)
active and reactive power flows, current, and voltage at the connection point.
2.   Each TSO shall define in coordination with the responsible DSOs which SGUs may be exempted from providing the real-time data listed in paragraph 1 directly to the TSO. In such cases, the responsible TSOs and DSOs shall agree on the aggregated real-time data of the SGUs concerned to be delivered to the TSO.
Article 51
Data exchange between TSOs and DSOs concerning significant power generating modules
1.   Unless otherwise provided by the TSO, each DSO shall provide to its TSO the information specified in Articles 48, 49 and 50 with the frequency and level of detail requested by the TSO.
2.   Each TSO shall make available to the DSO, to whose distribution system SGUs are connected, the information specified in Articles 48, 49 and 50 as requested by the DSO.
3.   A TSO may request further data from a power generating facility owner of a power generating module which is a SGU in accordance with Article 2(1)(a) and (e) connected to the distribution system, if it is necessary for the operational security analysis and for the validation of models.
CHAPTER 6
Data exchange between TSOs and demand facilities
Article 52
Data exchange between TSOs and transmission-connected demand facilities
1.   Unless otherwise provided by the TSO, each transmission-connected demand facility owner shall provide the following structural data to the TSO:
(a)
electrical data of the transformers connected to the transmission system;
(b)
characteristics of the load of the demand facility; and
(c)
characteristics of the reactive power control.
2.   Unless otherwise provided by the TSO, each transmission-connected demand facility owner shall provide the following data to the TSO:
(a)
scheduled active and forecasted reactive power consumption on a day-ahead and intraday basis, including any changes of those schedules or forecast;
(b)
any forecasted restriction in the reactive power control capability;
(c)
in case of participation in demand response, a schedule of its structural minimum and maximum power range to be curtailed; and
(d)
by exception to point (a), in regions with a central dispatch system, the data requested by the TSO for the preparation of its active power output schedule.
3.   Unless otherwise provided by the TSO, each transmission-connected demand facility owner shall provide the following data to the TSO in real-time:
(a)
active and reactive power at the connection point; and
(b)
the minimum and maximum power range to be curtailed.
4.   Each transmission-connected demand facility owner shall describe to its TSO its behaviour at the voltage ranges referred to in Article 27.
Article 53
Data exchange between TSOs and distribution-connected demand facilities or third parties participating in demand response
1.   Unless otherwise provided by the TSO, each SGU which is a distribution-connected demand facility and which participates in demand response other than through a third party shall provide the following scheduled and real-time data to the TSO and to the DSO:
(a)
structural minimum and maximum active power available for demand response and the maximum and minimum duration of any potential usage of this power for demand response;
(b)
a forecast of unrestricted active power available for demand response and any planned demand response;
(c)
real-time active and reactive power at the connection point; and
(d)
a confirmation that the estimations of the actual values of demand response are applied.
2.   Unless otherwise provided by the TSO, each SGU which is a third party participating in demand response as defined in Article 27 of Regulation (EU) 2016/1388, shall provide the TSO and the DSO at the day-ahead and close to real-time and on behalf of all of its distribution-connected demand facilities, with the following data:
(a)
structural minimum and maximum active power available for demand response and the maximum and minimum duration of any potential activation of demand response in a specific geographical area defined by the TSO and DSO;
(b)
a forecast of unrestricted active power available for the demand response and any planned level of demand response in a specific geographical area defined by the TSO and DSO;
(c)
real-time active and reactive power; and
(d)
a confirmation that the estimations of the actual values of demand response are applied.
TITLE 3
COMPLIANCE
CHAPTER 1
Roles and responsibilities
Article 54
Responsibility of the SGUs
1.   Each SGU shall notify the TSO or DSO to which it has a connection point about any planned modification of its technical capabilities which could have an impact on its compliance with the requirements of this Regulation, prior to its execution.
2.   Each SGU shall notify the TSO or DSO to which it has a connection point about any operational disturbance in its facility which could have an impact on its compliance with the requirements of this Regulation as soon as possible after its occurrence.
3.   Each SGU shall notify the TSO or DSO to which it has a connection point of the planned test schedules and procedures to be followed for verifying the compliance of its facility with the requirements of this Regulation, in due time and prior to their launch. The TSO or DSO shall approve in advance and in a timely manner the planned test schedules and procedures and the approval shall not be unreasonably withheld. Where the SGU has a connection point to the DSO and interacts, pursuant to paragraph 2, only with the DSO, the TSO shall be entitled to request from the concerned DSO any compliance testing results, which are relevant for the operational security of its transmission system.
4.   Upon request from the TSO or DSO, pursuant to Article 41(2) of Regulation (EU) 2016/631 and Article 35(2) of Regulation (EU) 2016/1388, the SGU shall carry out compliance tests and simulations in accordance with those Regulations at any time throughout the lifetime of its facility and in particular after any fault, modification or replacement of any equipment, which could have an impact on the facility's compliance with the requirements of this Regulation regarding the capability of the facility to achieve the values declared, the time requirements applicable to those values and the availability or contracted provision of ancillary services. Third parties providing demand response directly to the TSO, providers of redispatching of power generating modules or demand facilities by means of aggregation, and other providers of active power reserves shall ensure that the facilities in their portfolio comply with the requirements of this Regulation.
Article 55
Tasks of TSOs regarding system operation
Each TSO shall be responsible for the operational security of its control area and, in particular, it shall:
(a)
develop and implement network operation tools that are relevant for its control area and related to real-time operation and operational planning;
(b)
develop and deploy tools and solutions for the prevention and remedy of disturbances;
(c)
use services provided by third parties, through procurement when applicable, such as redispatching or countertrading, congestion management services, generation reserves and other ancillary services;
(d)
comply with the incidents classification scale adopted by ENTSO for Electricity in accordance with Article 8(3)(a) of Regulation (EC) No 714/2009 and submit to ENTSO for Electricity the information required to perform the tasks for producing the incidents classification scale; and
(e)
monitor on an annual basis the appropriateness of the network operation tools established pursuant to points (a) and (b) required to maintain operational security. Each TSO shall identify any appropriate improvements to those network operation tools, taking into account the annual reports prepared by ENTSO for Electricity based on the incidents classification scale in accordance with Article 15. Any identified enhancement shall be implemented subsequently by the TSO.
CHAPTER 2
Operational testing
Article 56
Purpose and responsibilities
1.   Each TSO and each transmission-connected DSO or SGU may perform operational testing respectively of its transmission system elements and of their facilities under simulated operational conditions and for a limited period of time. When doing so, they shall provide notification in due time and prior to the test launch and shall minimise the effect on real-time system operation. The operational testing shall aim at providing:
(a)
proof of compliance with all relevant technical and organisational operational provisions of this Regulation for a new transmission system element at its first entry into operation;
(b)
proof of compliance with all relevant technical and organisational operational provisions of this Regulation for a new facility of the SGU or of DSO at its first entry into operation;
(c)
proof of compliance with all relevant technical and organisational operational provisions of this Regulation upon any change of a transmission system element or a facility of the SGU or of the DSO, which is relevant for system operation;
(d)
assessment of possible negative effects of a failure, short-circuit or other unplanned and unexpected incident in system operation, on the transmission system element, or on the facility of the SGU or of the DSO.
2.   The results of the operational testing referred to in paragraph 1 shall be used by a TSO, DSO or a SGU, in order for:
(a)
the TSO to ensure correct functioning of transmission system elements;
(b)
the DSO and SGUs to ensure correct functioning of distribution systems and of the SGUs' facilities;
(c)
the TSO, DSO or SGU to maintain existing and develop new operational practices;
(d)
the TSO to ensure fulfilment of ancillary services;
(e)
the TSO, DSO or SGU to acquire information about performance of transmission system elements and facilities of the SGUs and DSOs under any conditions and in compliance with all relevant operational provisions of this Regulation, in terms of:
(i)
controlled application of frequency or voltage variations aimed at gathering information on transmission system and elements' behaviour; and
(ii)
tests of operational practices in emergency state and restoration state.
3.   Each TSO shall ensure that operational testing does not endanger the operational security of its transmission system. Any operational testing may be postponed or interrupted due to unplanned system conditions, or due to safety of personnel, of the general public, of the plant or apparatus being tested, or of transmission system elements or of the facilities of the DSO or SGU.
4.   In the event of degradation of the state of the transmission system in which the operational testing is performed, the TSO of that transmission system shall be entitled to interrupt the operational testing. If conducting a test affects another TSO and its system state is also degraded, the TSO or SGU or DSO conducting the test shall, upon being informed by the TSO concerned, immediately cease the operational test.
5.   Each TSO shall ensure that the results of relevant operational tests carried out together with all related analyses are:
(a)
incorporated into the training and certification process of the employees in charge of real-time operation;
(b)
used as inputs to the research and development process of ENTSO for Electricity; and
(c)
used to improve operational practices including also those in emergency and restoration state.
Article 57
Performing operational tests and analysis
1.   Each TSO or DSO to which the SGU has a connection point retains the right to test a SGU's compliance with the requirements of this Regulation, the SGU's expected input or output and the SGU's contracted provision of ancillary services at any time throughout the lifetime of the facility. The procedure for those operational tests shall be notified to the SGU by the TSO or DSO in due time prior to the launch of the operational test.
2.   The TSO or DSO to which the SGU has a connection point shall publish the list of information and documents to be provided as well as the requirements to be fulfilled by the SGU for operational testing of compliance. Such list shall cover at least the following information:
(a)
all documentation and equipment certificates to be provided by the SGU;
(b)
details of the technical data of the SGU facility with relevance for the system operation;
(c)
requirements for models for dynamic stability assessment; and
(d)
studies by the SGU demonstrating expected outcome of the dynamic stability assessment, where applicable.
3.   Where applicable, each TSO or DSO shall publish the allocation of responsibilities of the SGU and of the TSO or DSO for operational testing of compliance.
TITLE 4
TRAINING
Article 58
Training program
1.   By 18 months after entry into force of this Regulation each TSO shall develop and adopt:
(a)
an initial training program for the certification and a rolling program for the continuous training of its employees in charge of real-time operation of the transmission system;
(b)
a training program for its employees in charge of operational planning. Each TSO shall contribute to developing and adopting training programs for employees of the relevant regional security coordinators;
(c)
a training program for its employees in charge of balancing.
2.   The TSO's training programs shall include the knowledge of the transmission system elements, the operation of the transmission system, use of the on-the-job systems and processes, inter-TSO operations, market arrangements, recognising of and responding to exceptional situations in system operation, operational planning activities and tools.
3.   TSO employees in charge of real-time operation of transmission system shall, as a part of its initial training, undergo training on interoperability issues between transmission systems based upon operational experiences and feedback from the joint training carried out with neighbouring TSOs in accordance with Article 63. That training on interoperability issues shall include preparation and activation of coordinated remedial actions required in all system states.
4.   Each TSO shall include in its training program for the employees in charge of real-time operation of the transmission system the frequency of the trainings and the following components:
(a)
a description of the transmission system elements;
(b)
operation of the transmission system in all system states including restoration;
(c)
use of the on-the-job systems and processes;
(d)
coordination of inter-TSO operations and market arrangements;
(e)
recognition of and response to exceptional operational situations;
(f)
relevant areas of electrical power engineering;
(g)
relevant aspects of the Union internal electricity market;
(h)
relevant aspects of the network codes or guidelines adopted according to Articles 6 and 18 of Regulation (EC) No 714/2009;
(i)
safety and security of persons, nuclear and other equipment in transmission system operation;
(j)
inter-TSO cooperation and coordination in real-time operation and in operational planning at the level of main control rooms which shall be given in English unless otherwise specified;
(k)
joint training with transmission-connected DSOs and SGUs, where appropriate;
(l)
behavioural skills with particular focus on stress management, human acting in critical situation, responsibility and motivation skills; and
(m)
operational planning practices and tools, including those used with the relevant regional security coordinators in the operational planning.
5.   The training program for employees in charge of operational planning shall include at least the aspects in points (c), (f), (g), (h), (j) and (m) of paragraph 4.
6.   The training program for employees in charge of balancing shall include at least the aspects in points (c), (g) and (h) of paragraph 4.
7.   Each TSO shall maintain records of employees' training programs for their period of employment. Upon request of the relevant regulatory authority, each TSO shall provide the scope and details of its training programs.
8.   Each TSO shall review its training programs at least annually or following significant system changes. Each TSO shall update its training programs to reflect changing operational circumstances, market rules, network configuration and system characteristics, with particular focus on new technologies, changing generation and demand patterns and market evolution.
Article 59
Training conditions
1.   Each TSO's training programs for employees in charge of real-time operation shall include on-the-job and offline training. On-the-job training shall be carried out under the supervision of an experienced employee in charge of real-time operation. Offline training shall be carried out in an environment which simulates the control room and with network modelling details at a level appropriate to the tasks being trained for.
2.   Each TSO shall implement training for employees in charge of real-time operation based on a comprehensive database model of their network with respective data from other networks of, at least, the observability area, at a level of detail which is sufficient to replicate inter-TSO operational issues. Training scenarios shall be based on real and simulated system conditions. Where relevant, the role of other TSOs, transmission-connected DSOs and significant grid users shall also be simulated unless they can be directly represented in joint trainings.
3.   Each TSO shall coordinate the offline training of the employees in charge of real-time operation with the transmission-connected DSOs and SGUs regarding the impact of their facilities on real-time operation of the transmission system, in a comprehensive and proportionate manner, reflecting the up-to-date network topology and characteristics of secondary equipment. When relevant, TSOs, transmission-connected DSOs and SGUs shall run joint offline training simulations or training workshops.
Article 60
Training coordinators and trainers
1.   The training coordinator's responsibilities shall include the designing, monitoring and updating of the training programs, as well as the determination of:
(a)
the qualifications and selection process for TSO employees to be trained;
(b)
the training required for certification of the system operator employees in charge of real-time operation;
(c)
the processes, including relevant documentation, for the initial and the rolling training programs;
(d)
the process for certification of system operator employees in charge of real-time operation; and
(e)
the process for extension of a training period and certification period for the system operator employees in charge of real-time operation.
2.   Each TSO shall determine the skills and the level of competence of on-the-job trainers. On-the-job trainers shall have an appropriate level of operational experience following their certification.
3.   Each TSO shall have a register of the system operator employees in charge of real-time operation who carry out the functions of on-the-job trainers and review their capability to provide practical training when deciding upon the extension of their certification.
Article 61
Certification of system operator employees in charge of real-time operation
1.   An individual may become a system operator employee in charge of real-time operation provided he or she is trained and subsequently certified by a nominated representative from his or her TSO for the concerned tasks within the timescale defined in the training programme. A system operator employee in charge of real-time operation shall not work unsupervised in the control room unless he or she is certified.
2.   By 18 months after entry into force of this Regulation, each TSO shall define and implement a process, including the level of competence, for the certification of the system operator employees in charge of real-time operation.
3.   TSO employees in charge of real-time operation shall be certified following a successful formal assessment which shall comprise an oral and/or a written exam, and/or a practical assessment with pre-defined success criteria.
4.   The TSO shall keep a copy of the issued certificate and of the formal assessment results. Upon request by the regulatory authority, the TSO shall provide a copy of the certification examination records.
5.   Each TSO shall record the period of validity of the certification issued to any employee in charge of real-time operation.
6.   Each TSO shall determine the maximum period of the certification, which shall not exceed 5 years but which may be extended on the basis of criteria determined by each TSO, and may take into account the participation of employees in charge of real-time operation in a continuous training programme with sufficient practical experience.
Article 62
Common language for communication between the system operator employees in charge of real time operation
1.   Unless otherwise agreed, the common contact language between the employees of a TSO and those of the neighbouring TSO shall be English.
2.   Each TSO shall train its relevant system operator employees to achieve sufficient skills in the common contact languages agreed with the neighbouring TSOs.
Article 63
Cooperation between TSOs on training
1.   Each TSO shall organise regular training sessions with its neighbouring TSOs to improve the knowledge of the characteristics of neighbouring transmission systems as well as the communication and coordination between employees of neighbouring TSOs in charge of real-time operation. The inter-TSO training shall include detailed knowledge of coordinated actions required under each system state.
2.   Each TSO shall determine, in cooperation with at least the neighbouring TSO, the need and frequency for joint training sessions, including the minimum content and scope of those sessions, taking into account the level of mutual influence and operational cooperation needed. This inter-TSO training may include, but should not be limited to, joint training workshops and joint training simulator sessions.
3.   Each TSO shall participate with other TSOs, at least once a year, in training sessions on the management of inter-TSO issues in real-time operation. The frequency shall be defined taking into account the level of mutual influence of transmission systems and the type of interconnection — DC/AC links.
4.   Each TSO shall exchange experiences from real-time operation, including visits and the exchange of experiences between system operator employees in charge of real-time operation, with their neighbouring TSOs, with any TSO with which there is or has been inter-TSO operational interaction and with the relevant regional security coordinators.
PART III
OPERATIONAL PLANNING
TITLE 1
DATA FOR OPERATIONAL SECURITY ANALYSIS IN OPERATIONAL PLANNING
Article 64
General provisions regarding individual and common grid models
1.   To perform operational security analysis pursuant to Title 2 of this Part, each TSO shall prepare individual grid models in accordance with the methodologies established in application of Article 17 of Regulation (EU) 2015/1222 and Article 18 of Regulation (EU) 2016/1719 for each of the following time-frames, applying the data format established pursuant to Article 114(2):
(a)
year-ahead, in accordance with Articles 66, 67 and 68;
(b)
where applicable, week-ahead, in accordance with Article 69;
(c)
day-ahead, in accordance with Article 70; and
(d)
intraday, in accordance with Article 70.
2.   The individual grid models shall include the structural information and data set out in Article 41.
3.   Each TSO shall build the individual grid models and each regional security coordinator shall contribute to building the common grid models applying the data format established pursuant to Article 114(2).
Article 65
Year-ahead scenarios
1.   All TSOs shall jointly develop a common list of year-ahead scenarios against which they assess the operation of the interconnected transmission system for the following year. Those scenarios shall allow the identification and the assessment of the influence of the interconnected transmission system on operational security. The scenarios shall include the following variables:
(a)
electricity demand;
(b)
the conditions related to the contribution of renewable energy sources;
(c)
determined import/export positions, including agreed reference values allowing the merging task;
(d)
the generation pattern, with a fully available production park;
(e)
the year-ahead grid development.
2.   When developing the common list of scenarios, TSOs shall take into account the following elements:
(a)
the typical cross-border exchange patterns for different levels of consumption and of renewable energy sources and conventional generation;
(b)
the probability of occurrence of the scenarios;
(c)
the potential deviations from operational security limits for each scenario;
(d)
the amount of power generated and consumed by the power generating facilities and demand facilities connected to distribution systems.
3.   Where TSOs do not succeed in establishing the common list of scenarios referred to in paragraph 1, they shall use the following default scenarios:
(a)
Winter Peak, 3rd Wednesday of January current year, 10:30 CET;
(b)
Winter Valley, 2nd Sunday of January current year, 03:30 CET;
(c)
Spring Peak, 3rd Wednesday of April current year, 10:30 CET;
(d)
Spring Valley, 2nd Sunday of April current year, 03:30 CET;
(e)
Summer Peak, 3rd Wednesday of July previous year, 10:30 CET;
(f)
Summer Valley, 2nd Sunday of July previous year, 03:30 CET;
(g)
Autumn Peak, 3rd Wednesday of October previous year, 10:30 CET;
(h)
Autumn Valley, 2nd Sunday of October previous year, 03:30 CET.
4.   ENTSO for Electricity shall publish every year, by 15 July, the common list of scenarios established for the following year, including the description of those scenarios and the period during which these scenarios are to be used.
Article 66
Year-ahead individual grid models
1.   Each TSO shall determine a year-ahead individual grid model for each of the scenarios developed pursuant to Article 65, using its best estimates of the variables defined in Article 65(1). Each TSO shall publish its year-ahead individual grid models on the ENTSO for Electricity operational planning data environment in accordance with Article 114(1).
2.   When defining its year-ahead individual grid model, each TSO shall:
(a)
agree with the neighbouring TSOs upon the estimated power flow on HVDC systems linking their control areas;
(b)
balance for each scenario the sum of:
(i)
net exchanges on AC lines;
(ii)
estimated power flows on HVDC systems;
(iii)
load, including an estimation of losses; and
(iv)
generation.
3.   Each TSO shall include in its year-ahead individual grid models the aggregated power outputs for power generating facilities connected to distribution systems. Those aggregated power outputs shall:
(a)
be consistent with the structural data provided in accordance with the requirements of Articles 41, 43, 45 and 48;
(b)
be consistent with the scenarios developed in accordance with Article 65; and
(c)
distinguish the type of primary energy source.
Article 67
Year-ahead common grid models
1.   By 6 months after entry into force of this Regulation, all TSOs shall jointly develop a proposal for the methodology for building the year-ahead common grid models from the individual grid models established in accordance with Article 66(1) and for saving them. The methodology shall take into account, and complement where necessary, the operational conditions of the common grid model methodology developed in accordance with Article 17 of Regulation (EU) 2015/1222 and Article 18 of Regulation (EU) 2016/1719, as regards the following elements:
(a)
deadlines for gathering the year-ahead individual grid models, for merging them into a common grid model and for saving the individual and common grid models;
(b)
quality control of the individual and common grid models to be implemented in order to ensure their completeness and consistency; and
(c)
correction and improvement of individual and common grid models, implementing at least the quality controls referred to in point (b).
2.   Each TSO shall have the right to request from another TSO any information on modifications to the network topology or on operational arrangements, such as protection setpoints or system protection schemes, single line diagrams and configuration of substations or additional grid models relevant for the provision of an accurate representation of the transmission system to undertake operational security analysis.
Article 68
Updates of year-ahead individual and common grid models
1.   When a TSO modifies or notices a modification of its best estimates for the variables used for determining its year-ahead individual grid model established in accordance with Article 66(1), which is significant for operational security, it shall update its year-ahead individual grid model and publish it on the ENTSO for Electricity operational planning data environment.
2.   Whenever an individual grid model is updated, the year-ahead common grid model shall be updated accordingly applying the methodology determined in accordance with Article 67(1).
Article 69
Week-ahead individual and common grid models
1.   Where two or more TSOs consider it necessary, they shall determine the most representative scenarios for coordinating the operational security analysis of their transmission system for the week-ahead time-frame and shall develop a methodology for merging the individual grid models analogous to the methodology for building the year-ahead common grid model from year-ahead individual grid models in accordance with Article 67(1).
2.   Each TSO referred to in paragraph 1 shall establish or update its week-ahead individual grid models pursuant to the scenarios determined in accordance with paragraph 1.
3.   The TSOs referred to in paragraph 1 or the third parties to which the task referred to in paragraph 1 has been delegated, shall build the week-ahead common grid models following the methodology developed in accordance with paragraph 1 and using the individual grid models established in accordance with paragraph 2.
Article 70
Methodology for building day-ahead and intraday common grid models
1.   By 6 months after entry into force of this Regulation, all TSOs shall jointly develop a proposal for the methodology for building the day-ahead and intraday common grid models from the individual grid models and for saving them. That methodology shall take into account, and complement where necessary, the operational conditions of the common grid model methodology developed in accordance with Article 17 of Regulation (EU) 2015/1222, as regards the following elements:
(a)
definition of timestamps;
(b)
deadlines for gathering the individual grid models, for merging them into a common grid model and for saving individual and common grid models. The deadlines shall be compatible with the regional processes established for preparing and activating remedial actions;
(c)
quality control of individual grid models and the common grid model to be implemented to ensure their completeness and consistency;
(d)
correction and improvement of individual and common grid models, implementing at least the quality controls referred to in point (c); and
(e)
handling additional information related to operational arrangements, such as protection setpoints or system protection schemes, single line diagrams and configuration of substations in order to manage operational security.
2.   Each TSO shall create day-ahead and intraday individual grid models in accordance with paragraph 1 and publish them on the ENTSO for Electricity operational planning data environment.
3.   When creating the day-ahead or intraday individual grid models referred to in paragraph 2, each TSO shall include:
(a)
up-to-date load and generation forecasts;
(b)
the available results of the day-ahead and intraday market processes;
(c)
the available results of the scheduling tasks described in Title 6 of Part III;
(d)
for power generating facilities connected to distribution systems, aggregated active power output differentiated on the basis of the type of primary energy source, in line with data provided in accordance with Articles 40, 43, 44, 48, 49 and 50;
(e)
up-to-date topology of the transmission system.
4.   All remedial actions already decided shall be included in the day-ahead and intraday individual grid models and shall be clearly distinguishable from the injections and withdrawals established in accordance with Article 40(4) and the network topology without remedial actions applied.
5.   Each TSO shall assess the accuracy of the variables in paragraph 3 by comparing the variables with their actual values, taking into account the principles determined pursuant to Article 75(1)(c).
6.   If, following the assessment referred to in paragraph 5, a TSO considers that the accuracy of the variables is insufficient to evaluate operational security, it shall determine the causes of the inaccuracy. If the causes depend on the TSO's processes for establishing the individual grid models, that TSO shall review those processes to obtain more accurate results. If the causes depend on variables provided by other parties, that TSO together with those other parties shall endeavour to ensure that the variables concerned are accurate.
Article 71
Quality control for grid models
When defining the quality controls in accordance with Articles 67(1)(b) and 70(1)(c), all TSOs shall jointly determine controls aimed at least to check:
(a)
the coherence of the connection status of interconnectors;
(b)
that voltage values are within the usual operational values for those transmission system elements having influence on other control areas;
(c)
the coherence of transitory admissible overloads of interconnectors; and
(d)
that active power and reactive power injections or withdrawals are compatible with usual operational values.
TITLE 2
OPERATIONAL SECURITY ANALYSIS
Article 72
Operational security analysis in operational planning
1.   Each TSO shall perform coordinated operational security analyses for at least the following time-frames:
(a)
year-ahead;
(b)
week-ahead, when applicable in accordance with Article 69;
(c)
day-ahead; and
(d)
intraday.
2.   When performing a coordinated operational security analysis, the TSO shall apply the methodology adopted pursuant to Article 75.
3.   To perform operational security analyses, each TSO shall, in the N-Situation, simulate each contingency from its contingency list established in accordance with Article 33 and verify that, in the (N-1)-situation, the operational security limits defined in accordance with Article 25 are not exceeded in its control area.
4.   Each TSO shall perform its operational security analyses using at least the common grid models established in accordance with Articles 67, 68, 70 and, where applicable, 69 and shall take into account the planned outages when carrying out those analyses.
5.   Each TSO shall share the results of its operational security analysis with at least the TSOs whose elements are included in the TSO's observability area and are affected according to that operational security analysis, in order to allow those TSOs to verify that operational security limits are respected within their control areas.
Article 73
Year-ahead up to and including week-ahead operational security analysis
1.   Each TSO shall perform year-ahead and, where applicable, week-ahead operational security analyses in order to detect at least the following constraints:
(a)
power flows and voltages exceeding operational security limits;
(b)
violations of stability limits of the transmission system identified in accordance with Article 38(2) and (6); and
(c)
violations of short-circuit thresholds of the transmission system.
2.   When a TSO detects a possible constraint, it shall design remedial actions in accordance with Articles 20 to 23. If remedial actions without costs are not available and the constraint is linked to the planned unavailability of some relevant assets, the constraint shall constitute an outage planning incompatibility and the TSO shall initiate outage coordination in accordance with Article 95 or 100 depending of the time of the year when this action is initiated.
Article 74
Day-ahead, intraday and close to real-time operational security analysis
1.   Each TSO shall perform day-ahead, intraday and close to real-time operational security analyses to detect possible constraints and prepare and activate the remedial actions with any other concerned TSOs and, if applicable, affected DSOs or SGUs.
2.   Each TSO shall monitor load and generation forecasts. When those forecasts indicate a significant deviation in load or generation, the TSO shall update its operational security analysis.
3.   When performing close to real-time operational security analysis in its observability area, each TSO shall use state estimation.
Article 75
Methodology for coordinating operational security analysis
1.   By 12 months after entry into force of this Regulation, all TSOs shall jointly develop a proposal for a methodology for coordinating operational security analysis. That methodology shall aim at the standardisation of operational security analysis at least per synchronous area and shall include at least:
(a)
methods for assessing the influence of transmission system elements and SGUs located outside of a TSO's control area in order to identify those elements included in the TSO's observability area and the contingency influence thresholds above which contingencies of those elements constitute external contingencies;
(b)
principles for common risk assessment, covering at least, for the contingencies referred to in Article 33:
(i)
associated probability;
(ii)
transitory admissible overloads; and
(iii)
impact of contingencies;
(c)
principles for assessing and dealing with uncertainties of generation and load, taking into account a reliability margin in line with Article 22 of Regulation (EU) 2015/1222;
(d)
requirements on coordination and information exchange between regional security coordinators in relation to the tasks listed in Article 77(3);
(e)
role of ENTSO for Electricity in the governance of common tools, data quality rules improvement, monitoring of the methodology for coordinated operational security analysis and of the common provisions for regional operational security coordination in each capacity calculation region.
2.   The methods referred to in point (a) of paragraph 1 shall allow the identification of all elements of a TSO's observability area, being grid elements of other TSOs or transmission-connected DSOs, power generating modules or demand facilities. Those methods shall take into account the following transmission system elements and SGUs' characteristics:
(a)
connectivity status or electrical values (such as voltages, power flows, rotor angle) which significantly influence the accuracy of the results of the state estimation for the TSO's control area, above common thresholds;
(b)
connectivity status or electrical values (such as voltages, power flows, rotor angle) which significantly influence the accuracy of the results of the TSO's operational security analysis, above common thresholds; and
(c)
requirement to ensure an adequate representation of the connected elements in the TSO's observability area.
3.   The values referred to in points (a) and (b) of paragraph 2 shall be determined through situations representative of the various conditions which can be expected, characterised by variables such as generation level and pattern, level of electricity exchanges across the borders and asset outages.
4.   The methods referred to in point (a) of paragraph 1 shall allow the identification of all elements of a TSO's external contingency list with the following characteristics:
(a)
each element has an influence factor on electrical values, such as voltages, power flows, rotor angle, in the TSO's control area greater than common contingency influence thresholds, meaning that the outage of this element can significantly influence the results of the TSO's contingency analysis;
(b)
the choice of the contingency influence thresholds shall minimize the risk that the occurrence of a contingency identified in another TSO's control area and not in the TSO's external contingency list could lead to a TSO's system behaviour deemed not acceptable for any element of its internal contingency list, such as an emergency state;
(c)
the assessment of such a risk shall be based on situations representative of the various conditions which can be expected, characterised by variables such as generation level and pattern, exchange levels, asset outages.
5.   The principles for common risk assessment referred to in point (b) of paragraph 1 shall set out criteria for the assessment of interconnected system security. Those criteria shall be established with reference to a harmonised level of maximum accepted risk between the different TSO's security analysis. Those principles shall refer to:
(a)
the consistency in the definition of exceptional contingencies;
(b)
the evaluation of the probability and impact of exceptional contingencies; and
(c)
the consideration of exceptional contingencies in a TSO's contingency list when their probability exceeds a common threshold.
6.   The principles for assessing and dealing with uncertainties referred to in point (c) of paragraph 1 shall provide for keeping the impact of the uncertainties regarding generation or demand below an acceptable and harmonised maximum level for each TSO's operational security analysis. Those principles shall set out:
(a)
harmonised conditions where one TSO shall update its operational security analysis. The conditions shall take into account relevant aspects such as the time horizon of the generation and demand forecasts, the level of change of forecasted values within the TSO's control area or within the control area of other TSOs, location of generation and demand, the previous results of its operational security analysis; and
(b)
minimum frequency of generation and demand forecast updates, depending on their variability and the installed capacity of non-dispatchable generation.
Article 76
Proposal for regional operational security coordination
1.   By 3 months after the approval of the methodology for coordinating operational security analysis in Article 75(1), all TSOs of each capacity calculation region shall jointly develop a proposal for common provisions for regional operational security coordination, to be applied by the regional security coordinators and the TSOs of the capacity calculation region. The proposal shall respect the methodologies for coordinating operational security analysis developed in accordance with Article 75(1) and complement where necessary the methodologies developed in accordance with Articles 35 and 74 of Regulation (EU) 2015/1222. The proposal shall determine:
(a)
conditions and frequency of intraday coordination of operational security analysis and updates to the common grid model by the regional security coordinator;
(b)
the methodology for the preparation of remedial actions managed in a coordinated way, considering their cross-border relevance as determined in accordance with Article 35 of Regulation (EU) 2015/1222, taking into account the requirements in Articles 20 to 23 and determining at least:
(i)
the procedure for exchanging the information of the available remedial actions, between relevant TSOs and the regional security coordinator;
(ii)
the classification of constraints and the remedial actions in accordance with Article 22;
(iii)
the identification of the most effective and economically efficient remedial actions in case of operational security violations referred to in Article 22;
(iv)
the preparation and activation of remedial actions in accordance with Article 23(2);
(v)
the sharing of the costs of remedial actions referred to in Article 22, complementing where necessary the common methodology developed in accordance with Article 74 of Regulation (EU) 2015/1222. As a general principle, costs of non-cross-border relevant congestions shall be borne by the TSO responsible for the given control area and costs of relieving cross-border-relevant congestions shall be covered by TSOs responsible for the control areas in proportion to the aggravating impact of energy exchange between given control areas on the congested grid element.
2.   In determining whether congestion have cross-border relevance, the TSOs shall take into account the congestion that would appear in the absence of energy exchanges between control areas.
Article 77
Organisation for regional operational security coordination
1.   The proposal of all TSOs of a capacity calculation region for common provisions for regional operational security coordination pursuant to Article 76(1) shall also include common provisions concerning the organisation of regional operational security coordination, including at least:
(a)
the appointment of the regional security coordinator(s) that will perform the tasks in paragraph 3 for that capacity calculation region;
(b)
rules concerning the governance and operation of regional security coordinator(s), ensuring equitable treatment of all member TSOs;
(c)
where the TSOs propose to appoint more than one regional security coordinator in accordance with subparagraph (a):
(i)
a proposal for a coherent allocation of the tasks between the regional security coordinators who will be active in that capacity calculation region. The proposal shall take full account of the need to coordinate the different tasks allocated to the regional security coordinators;
(ii)
an assessment demonstrating that the proposed setup of regional security coordinators and allocation of tasks is efficient, effective and consistent with the regional coordinated capacity calculation established pursuant to Articles 20 and 21 of Regulation (EU) 2015/1222;
(iii)
an effective coordination and decision making process to resolve conflicting positions between regional security coordinators within the capacity calculation region.
2.   When developing the proposal for common provisions concerning the organisation of regional operational security coordination in paragraph 1, the following requirements shall be met:
(a)
each TSO shall be covered by at least one regional security coordinator;
(b)
all TSOs shall ensure that the total number of regional security coordinators across the Union is not higher than six.
3.   The TSOs of each capacity calculation region shall propose the delegation of the following tasks in accordance with paragraph 1:
(a)
regional operational security coordination in accordance with Article 78 in order to support TSOs fulfil their obligations for the year-ahead, day-ahead and intraday time-frames in Article 34(3) and Articles 72 and 74;
(b)
building of common grid model in accordance with Article 79;
(c)
regional outage coordination in accordance with Article 80, in order to support TSOs fulfil their obligations in Articles 98 and 100;
(d)
regional adequacy assessment in accordance with Article 81 in order to support TSOs fulfil their obligations under Article 107.
4.   In executing its tasks, a regional security coordinator shall take account of data covering at least all capacity calculation regions for which it has been allocated tasks, including the observability areas of all TSOs in those capacity calculation regions..
5.   All regional security coordinators shall coordinate the execution of their tasks in order to facilitate the fulfilment of the objectives of this Regulation. All regional security coordinators shall ensure the harmonization of processes and, where duplication is not justified by reasons of efficiency or by the need to ensure continuity of service, the creation of joint tools to ensure efficient cooperation and coordination between the regional security coordinators.
Article 78
Regional operational security coordination
1.   Each TSO shall provide the regional security coordinator with all the information and data required to perform the coordinated regional operational security assessment, including at least:
(a)
the updated contingency list, established according to the criteria defined in the methodology for coordinating operational security analysis adopted in accordance with Article 75(1);
(b)
the updated list of possible remedial actions, among the categories listed in Article 22, and their anticipated costs provided in accordance with Article 35 of Regulation (EU) 2015/1222 if a remedial action includes redispatching or countertrading, aimed at contributing to relieve any constraint identified in the region; and
(c)
the operational security limits established in accordance with Article 25.
2.   Each regional security coordinator shall:
(a)
perform the coordinated regional operational security assessment in accordance with Article 76 on the basis of the common grid models established in accordance with Article 79, the contingency list and the operational security limits provided by each TSOs in paragraph 1. It shall deliver the results of the coordinated regional operational security assessment at least to all TSOs of the capacity calculation region. Where it detects a constraint, it shall recommend to the relevant TSOs the most effective and economically efficient remedial actions and may also recommend remedial actions other than those provided by the TSOs. This recommendation for remedial actions shall be accompanied by explanations as to its rationale;
(b)
coordinate the preparation of remedial actions with and among TSOs in accordance with Article 76(1)(b), to enable TSOs achieve a coordinated activation of remedial actions in real-time.
3.   When performing the coordinated regional operational security assessment and identifying the appropriate remedial actions, each regional security coordinator shall coordinate with other regional security coordinators.
4.   When a TSO receives from the relevant regional security coordinator the results of the coordinated regional operational security assessment with a proposal for a remedial action, it shall evaluate the recommended remedial action for the elements involved in that remedial action and located in its control area. In so doing, it shall apply the provisions of Article 20. The TSO shall decide whether to implement the recommended remedial action. Where it decides not to implement the recommended remedial action, it shall provide an explanation for this decision to the RSC. Where the TSO decides to implement the recommended remedial action, it shall apply this action for the elements located in its control area provided that it is compatible with real-time conditions.
Article 79
Common grid model building
1.   Each regional security coordinator shall check the quality of the individual grid models in order to contribute to building the common grid model for each mentioned time-frame in accordance with the methodologies referred to in Articles 67(1) and 70(1).
2.   Each TSO shall make available to its regional security coordinator the individual grid model necessary to build the common grid model for each time-frame through the ENTSO for Electricity operational planning data environment.
3.   Where necessary, each regional security coordinator shall request the TSOs concerned to correct their individual grid models in order to achieve their conformity with the quality controls and for their improvement.
4.   Each TSO shall correct its individual grid models, after verifying the need for correction if applicable, on the basis of the requests of the regional security coordinator or another TSO.
5.   In accordance with the methodologies referred to in Articles 67(1) and 70(1), and in accordance with Article 28 of Regulation (EU) 2015/1222, a regional security coordinator shall be appointed by all TSOs to build the common grid model for each time-frame and store it on the ENTSO for Electricity operational planning data environment.
Article 80
Regional outage coordination
1.   The outage coordination regions within which the TSOs shall proceed to outage coordination shall be at least equal to the capacity calculation regions.
2.   The TSOs of two or more outage coordination regions can agree to merge them into one unique outage coordination region. In that case they shall identify the regional security coordinator performing the tasks referred to in Article 77(3).
3.   Each TSO shall provide the regional security coordinator with the information necessary to detect and solve regional outage planning incompatibilities, including at least:
(a)
the availability plans of its internal relevant assets, stored on the ENTSO for Electricity operational planning data environment;
(b)
the most recent availability plans for all non-relevant assets of its control area which are:
(i)
capable of influencing the results of the outage planning incompatibility analysis;
(ii)
modelled in the individual grid models which are used for the outage incompatibility assessment;
(c)
scenarios on which the outage planning incompatibilities have to be investigated and used to build the corresponding common grid models derived from the common grid models for different time-frames established in accordance with Articles 67 and 79.
4.   Each regional security coordinator shall perform regional operational security analyses on the basis of the information provided by the relevant TSOs in order to detect any outage planning incompatibility. It shall provide all TSOs of the outage coordination region with a list of detected outage planning incompatibilities and the solutions it proposes to solve those outage planning incompatibilities.
5.   In performing their obligations under paragraph 4, each regional security coordinator shall coordinate its analyses with other regional security coordinators.
6.   In performing their obligations in accordance with Article 98(3) and Article 100(4)(b), all TSOs shall take into account the results of the assessment provided by the regional security coordinator in accordance with paragraph 3 and paragraph 4.
Article 81
Regional adequacy assessment
1.   Each regional security coordinator shall perform regional adequacy assessments for at least the week-ahead time-frame.
2.   Each TSO shall provide the regional security coordinator with the information necessary to perform the regional adequacy assessments referred to in paragraph 1, including:
(a)
the expected total load and available resources of demand response;
(b)
the availability of power generation modules; and
(c)
the operational security limits.
3.   Each regional security coordinator shall perform adequacy assessments on the basis of the information provided by the relevant TSOs with the aim of detecting situations where a lack of adequacy is expected in any of the control areas or at regional level, taking into account possible cross-border exchanges and operational security limits. It shall deliver the results together with the actions it proposes to reduce risks to the TSOs of the capacity calculation region. Those actions shall include proposals for remedial actions that allow the increase of cross-border exchanges.
4.   When performing a regional adequacy assessment, each regional security coordinator shall coordinate with other regional security coordinators.
TITLE 3
OUTAGE COORDINATION
CHAPTER 1
Outage coordination regions, relevant assets
Article 82
Outage coordination objective
Each TSO shall, with the support of the regional security coordinator for the instances specified in this Regulation, perform outage coordination in accordance with the principles of this Title in order to monitor the availability status of the relevant assets and coordinate the availability plans to ensure the operational security of the transmission system.
Article 83
Regional coordination
1.   All TSOs of an outage coordination region shall jointly develop a regional coordination operational procedure, aimed at establishing operational aspects for the implementation of the outage coordination in each region, which includes:
(a)
frequency, scope and type of coordination for, at least, the year-ahead and week-ahead time-frames;
(b)
provisions concerning the use of the assessments carried out by the regional security coordinator in accordance with Article 80;
(c)
practical arrangements for the validation of the year-ahead relevant grid element availability plans, as required by Article 98.
2.   Each TSO shall participate in the outage coordination of its outage coordination regions and apply the regional coordination operational procedures established in accordance with paragraph 1.
3.   If outage planning incompatibilities arise between different outage coordination regions, all TSOs and regional security coordinators of those regions shall coordinate to resolve those outage planning incompatibilities.
4.   Each TSO shall provide to the other TSOs from the same outage coordination region all relevant information at its disposal on the infrastructure projects related to the transmission system, distribution systems, closed distribution systems, power generating modules, or demand facilities that may have an impact on the operation of the control area of another TSO within the outage coordination region.
5.   Each TSO shall provide the transmission-connected DSOs located in its control area with all relevant information at its disposal on the infrastructure projects related to the transmission system that may have an impact on the operation of the distribution system of these DSOs.
6.   Each TSO shall provide the transmission-connected closed-DSOs (‘CDSOs’) located in its control area with all relevant information at its disposal on the infrastructure projects related to the transmission system that may have an impact on the operation of the closed distribution system of those CDSOs.
Article 84
Methodology for assessing the relevance of assets for outage coordination
1.   By 12 months after entry into force of this Regulation, all TSOs shall jointly develop a methodology at least per synchronous area, for assessing the relevance for the outage coordination of power generating modules, demand facilities, and grid elements located in a transmission system or in a distribution system, including closed distribution systems.
2.   The methodology referred to in paragraph 1 shall be based on qualitative and quantitative aspects that identify the impact on a TSO's control area of the availability status of either power generating modules, demand facilities, or grid elements which are located in a transmission system or in a distribution system including a closed distribution system, and which are connected directly or indirectly to another TSO's control area and in particular on:
(a)
quantitative aspects based on the evaluation of changes of electrical values such as voltages, power flows, rotor angle on at least one grid element of a TSO's control area, due to the change of availability status of a potential relevant asset located in another control area. That evaluation shall take place on the basis of year-ahead common grid models;
(b)
thresholds on the sensitivity of the electrical values referred to in point (a), against which to assess the relevance of an asset. Those thresholds shall be harmonised at least per synchronous area;
(c)
capacity of potential relevant power generating modules or demand facilities to qualify as SGUs;
(d)
qualitative aspects such as, but not limited to, the size and proximity to the borders of a control area of potential relevant power generating modules, demand facilities or grid elements;
(e)
systematic relevance of all grid elements located in a transmission system or in a distribution system which connect different control areas; and
(f)
systematic relevance of all critical network elements.
3.   The methodology developed pursuant to paragraph 1 shall be consistent with the methods for assessing the influence of transmission system elements and SGUs located outside of a TSO's control area established in accordance with Article 75(1)(a).
Article 85
Lists of relevant power generating modules and relevant demand facilities
1.   By 3 months after the approval of the methodology for assessing the relevance of assets for outage coordination in Article 84(1), all TSOs of each outage coordination region shall jointly assess the relevance of power generating modules and demand facilities for outage coordination on the basis of this methodology, and establish a single list, for each outage coordination region, of relevant power generating modules and relevant demand facilities.
2.   All TSOs of an outage coordination region shall jointly make the list of relevant power generating modules and relevant demand facilities of that outage coordination region available on the ENTSO for Electricity operational planning data environment.
3.   Each TSO shall notify to its regulatory authority the list of relevant power generating modules and relevant demand facilities for each outage coordination region in which it participates.
4.   For each internal relevant asset which is a power generating module or demand facility, the TSO shall:
(a)
inform the owner of the relevant power generating module or relevant demand facility about its inclusion in the list;
(b)
inform DSOs about the relevant power generating modules and the relevant demand facilities which are connected to their distribution system; and
(c)
inform CDSOs about the relevant power generating modules and the relevant demand facilities which are connected to their closed distribution system.
Article 86
Update of the lists of relevant power generating modules and relevant demand facilities
1.   Before 1 July of each calendar year, all TSOs of each outage coordination region shall jointly re-assess the relevance of power generating modules and demand facilities for outage coordination on the basis of the methodology developed in accordance with Article 84(1).
2.   Where necessary, all TSOs of each outage coordination region shall jointly decide to update the list of relevant power generating modules and relevant demand facilities of that outage coordination region before 1 August of each calendar year.
3.   All TSOs of an outage coordination region shall make the updated list of that outage coordination region available on the ENTSO for Electricity operational planning data environment.
4.   Each TSO of an outage coordination region shall inform the parties referred to in Article 85(4) about the content of the updated list.
Article 87
Lists of relevant grid elements
1.   By 3 months after the approval of the methodology for assessing the relevance of assets for outage coordination in Article 84(1), all TSOs of each outage coordination region shall jointly assess, on the basis of this methodology, the relevance for the outage coordination of grid elements located in a transmission system or in a distribution system including a closed distribution system and shall establish a single list, per outage coordination region, of relevant grid elements.
2.   The list of relevant grid elements of an outage coordination region shall contain all grid elements of a transmission system or a distribution system, including a closed distribution system located in that outage coordination region, which are identified as relevant by application of the methodology established pursuant to Article 84(1).
3.   All TSOs of an outage coordination region shall jointly make the list of relevant grid elements available on the ENTSO for Electricity operational planning data environment.
4.   Each TSO shall notify to its regulatory authority the list of relevant grid elements for each outage coordination region in which it participates.
5.   For each internal relevant asset which is a grid element, the TSO shall:
(a)
inform the owner of the relevant grid element about its inclusion in the list;
(b)
inform DSOs about the relevant grid elements which are connected to their distribution system; and
(c)
inform CDSOs about the relevant grid elements which are connected to their closed distribution system.
Article 88
Update of the list of relevant grid elements
1.   Before 1 July of each calendar year, all TSOs of each outage coordination region shall jointly re-assess, on the basis of the methodology established pursuant to Article 84(1), the relevance for the outage coordination of grid elements located in a transmission system or a distribution system including a closed distribution system.
2.   Where necessary, all TSOs of an outage coordination region shall jointly decide to update the list of relevant grid elements of that outage coordination region before 1 August of each calendar year.
3.   All TSOs of an outage coordination region shall make the updated list available on the ENTSO for Electricity operational planning data environment.
4.   Each TSO of an outage coordination region shall inform the parties referred to in Article 85(4) about the content of the updated list.
Article 89
Appointment of outage planning agents
1.   Each TSO shall act as the outage planning agent for each relevant grid element it operates.
2.   For all other relevant assets, the owner shall appoint, or act as, the outage planning agent for the concerned relevant asset and shall inform its TSO about that appointment.
Article 90
Treatment of relevant assets located in a distribution system or in a closed distribution system
1.   Each TSO shall coordinate with the DSO the outage planning of internal relevant assets connected to its distribution system.
2.   Each TSO shall coordinate with the CDSO the outage planning of internal relevant assets connected to its closed distribution system.
CHAPTER 2
Development and update of availability plans of relevant assets
Article 91
Variations to deadlines for the year-ahead outage coordination
All TSOs within a synchronous area may jointly agree to adopt and implement a time-frame for the year-ahead outage coordination that deviates from the time-frame defined in Articles 94, 97 and 99, provided that the outage coordination of other synchronous areas is not impacted.
Article 92
General provisions on availability plans
1.   The availability status of a relevant asset shall be one of the following:
(a)
‘available’ where the relevant asset is capable of and ready for providing service regardless of whether it is or it is not in operation;
(b)
‘unavailable’ where the relevant asset is not capable of or ready for providing service;
(c)
‘testing’ where the capability of the relevant asset for providing service is being tested.
2.   The ‘testing’ status shall only apply in case of a potential impact on the transmission system and for the following time periods:
(a)
between first connection and final commissioning of the relevant asset; and
(b)
directly following maintenance of the relevant asset.
3.   The availability plans shall contain at least the following information:
(a)
the reason for the ‘unavailable’ status of a relevant asset;
(b)
where such conditions are identified, the conditions to be fulfilled before applying the ‘unavailable’ status of a relevant asset in real-time;
(c)
the time required to restore a relevant asset back to service where necessary in order to maintain operational security.
4.   The availability status for each relevant asset in the year-ahead time-frame shall be provided with daily resolution.
5.   When generation schedules and consumption schedules are submitted to the TSO pursuant to Article 111, the time resolution of the availability statuses shall be consistent with those schedules.
Article 93
Long-term indicative availability plans
1.   By 2 years before the start of any year-ahead outage coordination, each TSO shall assess the corresponding indicative availability plans for internal relevant assets, provided by the outage planning agents in accordance with Articles 4, 7 and 15 of Regulation (EU) No 543/2013, and shall provide its preliminary comments including any detected outage planning incompatibilities, to all affected outage planning agents.
2.   Each TSO shall carry out the assessment concerning the indicative availability plans for internal relevant assets referred to in paragraph 1 every year until the start of the year-ahead outage coordination.
Article 94
Provision of year-ahead availability plan proposals
1.   Before 1 August of each calendar year, an outage planning agent other than a TSO taking part in an outage coordination region, a DSO or a CDSO, shall submit to the TSO(s) taking part in an outage coordination region, and where relevant to the DSO(s) or CDSO(s), an availability plan covering the following calendar year for each of its relevant assets.
2.   The TSO(s) referred to in paragraph 1 shall endeavour to examine the requests for amendment of an availability plan when received. Where this is not possible, it shall examine the requests for amendment of an availability plan after the year-ahead outage coordination has been finalised.
3.   The TSO(s) referred to in paragraph 1 shall examine the requests for amendment of an availability plan after the year-ahead outage coordination has been finalised:
(a)
following the order in which the requests were received; and
(b)
applying the procedure established in accordance with Article 100.
Article 95
Year-ahead coordination of the availability status of relevant assets for which the outage planning agent is not a TSO taking part in an outage coordination region, nor a DSO or a CDSO
1.   Each TSO shall assess on a year-ahead time-frame whether outage planning incompatibilities arise from the availability plans received pursuant to Article 94.
2.   When a TSO detects outage planning incompatibilities, it shall implement the following process:
(a)
inform each affected outage planning agent of the conditions it shall fulfil to mitigate the detected outage planning incompatibilities;
(b)
the TSO may request that one or more outage planning agents submit an alternative availability plan fulfilling the conditions referred to in point (a); and
(c)
the TSO shall repeat the assessment pursuant to paragraph 1 to determine whether any outage planning incompatibilities remain.
3.   Following a TSO's request in accordance with point (b) of paragraph 2, if the outage planning agent fails to submit an alternative availability plan aimed at mitigating all outage planning incompatibilities, the TSO shall develop an alternative availability plan which shall:
(a)
take into account the impact reported by the affected outage planning agents as well as the DSO or CDSO where relevant;
(b)
limit the changes in the alternative availability plan to what is strictly necessary to mitigate the outage planning incompatibilities; and
(c)
notify its regulatory authority, the affected DSOs and CDSOs if any, and the affected outage planning agents about the alternative availability plan, including the reasons for developing it, as well as the impact reported by the affected outage planning agents and, where relevant, the DSOs or CDSOs.
Article 96
Year-ahead coordination of the availability status of relevant assets for which the outage planning agent is a TSO taking part in an outage coordination region, a DSO or a CDSO
1.   Each TSO shall plan the availability status of relevant grid elements interconnecting different control areas for which it acts as an outage planning agent in coordination with the TSOs of the same outage coordination region.
2.   Each TSO, DSO and CDSO shall plan the availability status of the relevant grid elements for which they perform duties of outage planning agents and that are not interconnecting different control areas, using as a basis the availability plans developed in accordance with paragraph 1.
3.   When establishing the availability status of relevant grid elements in accordance with paragraphs 1 and 2, the TSO, DSO and CDSO shall:
(a)
minimize the impact on the market while preserving operational security; and
(b)
use as a basis the availability plans submitted and developed in accordance with Article 94.
4.   Where a TSO detects an outage planning incompatibility, the TSO shall be entitled to propose a change to the availability plans of the internal relevant assets for which the outage planning agent is neither a TSO taking part in an outage coordination region, nor a DSO or a CDSO and shall identify a solution in coordination with the outage planning agents, DSOs and CDSOs concerned, using the means at its disposal.
5.   Where the ‘unavailable’ status of a relevant grid element has not been planned after taking the measures in paragraph 4 and the absence of such planning would threaten operational security, the TSO shall:
(a)
take the necessary actions to plan the ‘unavailable’ status while ensuring operational security, taking into account the impact reported to the TSO by affected outage planning agents;
(b)
notify the actions referred to in point (a) to all affected parties; and
(c)
notify the relevant regulatory authorities, the affected DSOs or CDSOs if any and the affected outage planning agents of the actions taken, including the rationale for such actions, the impact reported by affected outage planning agents and the DSOs or CDSOs where relevant.
6.   Each TSO shall make available on the ENTSO for Electricity operational planning data environment all information at its disposal about grid-related conditions to be fulfilled and remedial actions to be prepared and activated before executing the ‘unavailable’ or ‘testing’ availability status of a relevant grid element.
Article 97
Provision of preliminary year-ahead availability plans
1.   Before 1 November of each calendar year, each TSO shall provide to all other TSOs, via the ENTSO for Electricity operational planning data environment, the preliminary year-ahead availability plans for the following calendar year for all the internal relevant assets.
2.   Before 1 November of each calendar year, for each internal relevant asset located in a distribution system, the TSO shall provide the DSO with the preliminary year-ahead availability plan.
3.   Before 1 November of each calendar year, for every internal relevant asset located in a closed distribution system, the TSO shall provide the CDSO with the preliminary year-ahead availability plan.
Article 98
Validation of year-ahead availability plans within outage coordination regions
1.   Each TSO shall analyse whether any outage planning incompatibility arises when taking into account all the preliminary year-ahead availability plans.
2.   In the absence of outage planning incompatibilities, all TSOs of an outage coordination region shall jointly validate the year-ahead availability plans for all relevant assets of that outage coordination region.
3.   If a TSO detects an outage planning incompatibility, the involved TSOs of the outage coordination region(s) concerned shall jointly identify a solution in coordination with the concerned outage planning agents, DSOs and CDSOs, using the means at their disposal, while respecting to the extent possible the availability plans submitted by outage planning agents, which are neither a TSO taking part in an outage coordination region, nor a DSO or a CDSO, and developed in accordance with Articles 95 and 96. Where a solution is identified, all TSOs of the concerned outage coordination region(s) shall update and validate the year-ahead availability plans for all relevant assets.
4.   Where no solution is found for an outage planning incompatibility each concerned TSO, subject to approval by the competent regulatory authority where the Member State so provides, shall:
(a)
force to ‘available’ status all the ‘unavailable’ or ‘testing’ statuses for the relevant assets involved in an outage planning incompatibility during the period concerned; and
(b)
notify to the relevant regulatory authorities, the affected DSOs or CDSOs, if any, and the affected outage planning agents of the actions taken including the rationale for such actions, the impact reported by affected outage planning agents and the DSOs or CDSOs where relevant.
5.   All TSOs of the concerned outage coordination regions shall consequently update and validate the year-ahead availability plans for all relevant assets.
Article 99
Final year-ahead availability plans
1.   Before 1 December of each calendar year, each TSO shall:
(a)
finalise the year-ahead outage coordination of internal relevant assets; and
(b)
finalise the year-ahead availability plans for internal relevant assets and store them on the ENTSO for Electricity operational planning data environment.
2.   Before 1 December of each calendar year, the TSO shall provide to its outage planning agent the final year-ahead availability plan of each internal relevant asset.
3.   Before 1 December of each calendar year, the TSO shall provide to the relevant DSO the final year-ahead availability plan for each internal relevant asset located in a distribution system.
4.   Before 1 December of each calendar year, the TSO shall provide to the relevant CDSO the final year-ahead availability plan for each internal relevant asset located in a closed distribution system.
Article 100
Updates to the final year-ahead availability plans
1.   An outage planning agent shall be able to launch a procedure for the amendment of the final year-ahead availability plan in the time between the finalisation of the year-ahead outage coordination and its real-time execution.
2.   The outage planning agent which is not a TSO taking part in an outage coordination region shall be able to submit to the relevant TSO(s) a request for amendment of the final year-ahead availability plan of the relevant assets under its responsibility.
3.   In case of a request for amendment pursuant to paragraph 2, the following procedure shall be applied:
(a)
the recipient TSO shall acknowledge the request and assess as soon as reasonably practicable whether the amendment leads to outage planning incompatibilities;
(b)
where outage planning incompatibilities are detected, the involved TSOs of the outage coordination region shall jointly identify a solution in coordination with the outage planning agents concerned and, if relevant, the DSOs and CDSOs, using the means at their disposal;
(c)
where no outage planning incompatibility has been detected or if no outage planning incompatibility remains, the recipient TSO shall validate the requested amendment, and the TSOs concerned shall consequently notify all affected parties and update the final year-ahead availability plan on the ENTSO for Electricity operational planning data environment; and
(d)
where no solution is found for outage planning incompatibilities the recipient TSO shall reject the requested amendment.
4.   When a TSO taking part in an outage coordination region intends to amend the final year-ahead availability plan of a relevant asset for which it acts as the outage planning agent, it shall initiate the following procedure:
(a)
the requesting TSO shall prepare a proposal for amendment to the year-ahead availability plan, including an assessment of whether it could lead to outage planning incompatibilities and shall submit its proposal to all other TSOs of its outage coordination region(s);
(b)
where outage planning incompatibilities are detected, the involved TSOs of the outage coordination region shall jointly identify a solution in coordination with the concerned outage planning agents and, if relevant, the DSOs and the CDSOs, using the means at their disposal;
(c)
where no outage planning incompatibility has been detected or if a solution to an outage planning incompatibility is found, the concerned TSOs shall validate the requested amendment and consequently they shall notify all affected parties and update the final year-ahead availability plan on the ENTSO for Electricity operational planning data environment;
(d)
where no solution to outage planning incompatibilities are found, the requesting TSO shall retract the procedure for amendment.
CHAPTER 3
Execution of availability plans
Article 101
Management of the ‘testing’ status of relevant assets
1.   The outage planning agent of a relevant asset the availability status of which has been declared as ‘testing’ shall provide the TSO, and, if connected to a distribution system, including closed distribution systems, the DSO or the CDSO within 1 month before the start of the ‘testing’ status, with:
(a)
a detailed test plan;
(b)
an indicative generation or consumption schedule if the concerned relevant asset is a relevant power generating module or a relevant demand facility; and
(c)
changes to the topology of the transmission system or distribution system if the concerned relevant asset is a relevant grid element.
2.   The outage planning agent shall update the information referred to in paragraph 1 as soon as it is subject to any change.
3.   The TSO of a relevant asset the availability status of which has been declared as ‘testing’ shall provide the information received in accordance with paragraph 1 to all other TSOs of its outage coordination region(s), upon their request.
4.   Where the relevant asset referred to in paragraph 1 is a relevant grid element interconnecting two or more control areas, the TSOs of the concerned control areas shall agree on the information to be provided pursuant to paragraph 1.
Article 102
Procedure for handling forced outages
1.   Each TSO shall develop a procedure to address the case where a forced outage would endanger its operational security. The procedure shall allow the TSO to ensure that the ‘available’ or ‘unavailable’ status of other relevant assets in its control area can be changed to ‘unavailable’ or ‘available’ respectively.
2.   The TSO shall follow the procedure referred to in paragraph 1 only where no agreement is reached with outage planning agents regarding solutions to forced outages. The TSO shall notify the regulatory authority accordingly.
3.   When undertaking the procedure, the TSO shall respect, to the extent possible, the technical limits of the relevant assets.
4.   An outage planning agent shall notify the forced outage of one or more of its relevant assets to the TSO and, if connected to a distribution system or to a closed distribution system, the DSO or the CDSO respectively, as soon as possible following the start of the forced outage.
5.   When notifying the forced outage, the outage planning agent shall provide the following information:
(a)
the reason for the forced outage;
(b)
the expected duration of the forced outage; and
(c)
where applicable, the impact of the forced outage on the availability status of other relevant assets for which it is the outage planning agent.
6.   When the TSO detects that one or several forced outages referred to in paragraph 1 could lead the transmission system out of the normal state, it shall inform the affected outage planning agent(s) about the deadline at which operational security can no longer be maintained unless their relevant asset(s) in forced outage returns to ‘available’ status. The outage planning agents shall inform the TSO whether they are capable of respecting that deadline and shall provide reasoned justifications where they are unable to respect that deadline.
7.   Following any amendments to the availability plan due to forced outages and in accordance with the time-frame established in Articles 7, 10 and 15 of Regulation (EU) No 543/2013, the concerned TSO shall update the ENTSO for Electricity operational planning data environment with the most recent information.
Article 103
Real-time execution of the availability plans
1.   Each power generating facility owner shall ensure that all relevant power generating modules it owns and which are declared ‘available’ are ready to produce electricity pursuant to their declared technical capabilities when necessary to maintain operational security, except in case of forced outages.
2.   Each power generating facility owner shall ensure that all relevant power generating modules it owns and which are declared ‘unavailable’ do not produce electricity.
3.   Each demand facility owner shall ensure that all relevant demand facilities it owns and which are declared ‘unavailable’ do not consume electricity.
4.   Each relevant grid element owner shall ensure that all relevant grid elements it owns and which are declared ‘available’ are ready to transport electricity pursuant to their declared technical capabilities when necessary to maintain operational security, except in case of forced outages.
5.   Each relevant grid element owner shall ensure that all relevant grid elements it owns and which are declared ‘unavailable’ do not transport electricity.
6.   Where specific grid-related conditions apply for the execution of the ‘unavailable’ or ‘testing’ status of a relevant grid element in accordance with Article 96(6), the TSO, DSO or CDSO concerned shall assess the fulfilment of those conditions before the execution of that status. If those conditions are not fulfilled, it shall instruct the relevant grid element owner to not execute the ‘unavailable’ or ‘testing’ status or a part thereof.
7.   Where a TSO identifies that executing an ‘unavailable’ or ‘testing’ status of a relevant asset leads or could lead the transmission system out of normal state, it shall instruct the owner of the relevant asset when it is connected to the transmission system, or the DSO or CDSO if connected to a distribution system or to a closed distribution system, to delay the execution of that ‘unavailable’ or ‘testing’ status of that relevant asset according to its instructions and to the extent possible, while respecting the technical and safety limits.
TITLE 4
ADEQUACY
Article 104
Forecast for control area adequacy analysis
Each TSO shall make any forecast used for control area adequacy analyses pursuant to Articles 105 and 107 available to all other TSOs through the ENTSO for Electricity operational planning data environment.
Article 105
Control area adequacy analysis
1.   Each TSO shall perform control area adequacy analysis by assessing the possibility for the sum of generation within its control area and cross-border import capabilities to meet the total load within its control area under various operational scenarios, taking into account the required level of active power reserves set out in Articles 118 and 119.
2.   When performing a control area adequacy analysis pursuant to paragraph 1, each TSO shall:
(a)
use the latest availability plans and the latest available data for:
(i)
the capabilities of power generating modules provided pursuant to Article 43(5) and Articles 45 and 51;
(ii)
cross-zonal capacity;
(iii)
possible demand response provided pursuant to Articles 52 and 53;
(b)
take into account the contributions of generation from renewable energy sources and load;
(c)
assess the probability and expected duration of an absence of adequacy and the expected energy not supplied as a result of such absence.
3.   As soon as possible, following the assessment of an absence of adequacy within its control area, each TSO shall notify the absence to its regulatory authority or when explicitly foreseen in national law, another competent authority, and where applicable, any affected party.
4.   As soon as possible, following the assessment of an absence of adequacy within its control area, each TSO shall inform all TSOs through the ENTSO for Electricity operational planning data environment.
Article 106
Control area adequacy up to and including week-ahead
1.   Each TSO shall contribute to the pan-European annual summer and winter generation adequacy outlooks applying the methodology adopted by ENTSO for Electricity referred to in Article 8(3)(f) of Regulation (EC) No 714/2009.
2.   Twice a year, each TSO shall perform a control area adequacy analysis for the following summer and winter respectively, taking into account pan-European scenarios consistent with the pan-European annual summer and winter generation adequacy outlooks.
3.   Each TSO shall update its control area adequacy analyses if it detects any probable changes to the availability status of power generating modules, load estimations, renewable energy sources estimations or cross zonal capacities that could significantly affect the expected adequacy.
Article 107
Control area adequacy in day-ahead and intraday
1.   Each TSO shall perform a control area adequacy analysis in a day-ahead and intraday time-frame on the basis of:
(a)
schedules referred to in Article 111;
(b)
forecasted load;
(c)
forecasted generation from renewable energy sources;
(d)
active power reserves in accordance with the data provided pursuant to Article 46(1)(a);
(e)
control area import and export capacities consistent with cross-zonal capacities calculated where applicable in accordance with Article 14 of Regulation (EU) 2015/1222;
(f)
capabilities of power generating modules in accordance with the data provided pursuant to Article 43(4) and Articles 45 and 51 and their availability statuses; and
(g)
capabilities of demand facilities with demand response in accordance with the data provided pursuant to Articles 52 and 53 and their availability statuses.
2.   Each TSO shall evaluate:
(a)
the minimum level of import and the maximum level of export compatible with its control area adequacy;
(b)
the expected duration of a potential absence of adequacy; and
(c)
the amount of energy not supplied in the absence of adequacy.
3.   Where, following the analysis in paragraph 1, adequacy is not fulfilled, each TSO shall notify the absence of adequacy to its regulatory authority or other competent authority. The TSO shall provide its regulatory authority or other competent authority with an analysis of the causes of the absence of adequacy and propose mitigating actions.
TITLE 5
ANCILLARY SERVICES
Article 108
Ancillary services
1.   Each TSO shall monitor the availability of ancillary services.
2.   With regard to active power and reactive power services, and in coordination with other TSOs where appropriate, each TSO shall:
(a)
design, set up and manage the procurement of ancillary services;
(b)
monitor, on the basis of data provided pursuant to Title 2 of Part II, whether the level and location of available ancillary services allows ensuring operational security; and
(c)
use all available economically efficient and feasible means to procure the necessary level of ancillary services.
3.   Each TSO shall publish the levels of reserve capacity necessary to maintain operational security.
4.   Each TSO shall communicate the available level of active power reserves to other TSOs upon request.
Article 109
Reactive power ancillary services
1.   For each operational planning time-frame, each TSO shall assess, against their forecasts, whether its available reactive power ancillary services are sufficient to maintain the operational security of the transmission system.
2.   In order to increase the efficiency of operation of its transmission system elements, each TSO shall monitor:
(a)
the available reactive power capacities of power generating facilities;
(b)
the available reactive power capacities of transmission-connected demand facilities;
(c)
the available reactive power capacities of DSOs;
(d)
the available transmission-connected equipment dedicated to providing reactive power; and
(e)
the ratios of active power and reactive power at the interface between the transmission system and transmission-connected distribution systems.
3.   Where the level of reactive power ancillary services is not sufficient for maintaining operational security, each TSO shall:
(a)
inform neighbouring TSOs; and
(b)
prepare and activate remedial actions pursuant to Article 23.
TITLE 6
SCHEDULING
Article 110
Establishment of scheduling processes
1.   When establishing a scheduling process TSOs shall take into account and complement where necessary the operational conditions of the generation and load data methodology developed in accordance with Article 16 of Regulation (EU) 2015/1222.
2.   Where a bidding zone covers only one control area, the geographical scope of the scheduling area is equal to the bidding zone. Where a control area covers several bidding zones, the geographical scope of the scheduling area is equal to the bidding zone. Where a bidding zone covers several control areas, TSOs within that bidding zone may jointly decide to operate a common scheduling process, otherwise, each control area within that bidding zone is considered a separate scheduling area.
3.   For each power generating facility and demand facility subject to requirements for scheduling set out in the national terms and conditions, the concerned owner shall appoint or act as a scheduling agent.
4.   Each market participant and shipping agent, subject to requirements for scheduling set out in the national terms and conditions, shall appoint or act as a scheduling agent.
5.   Each TSO operating a scheduling area shall establish arrangements necessary to process the schedules provided by scheduling agents.
6.   Where a scheduling area covers more than one control area, the TSOs responsible for the control areas shall agree about which TSO shall operate the scheduling area.
Article 111
Notification of schedules within scheduling areas
1.   Each scheduling agent, except scheduling agents of shipping agents, shall submit to the TSO operating the scheduling area, if requested by the TSO, and, where applicable, to third party, the following schedules:
(a)
generation schedules;
(b)
consumption schedules;
(c)
internal commercial trade schedules; and
(d)
external commercial trade schedules.
2.   Each scheduling agent of a shipping agent or, where applicable, a central counterparty shall submit to the TSO operating a scheduling area covered by market coupling, if requested by the concerned TSO, and where applicable to third party, the following schedules:
(a)
external commercial trade schedules as:
(i)
multilateral exchanges between the scheduling area and a group of other scheduling areas;
(ii)
bilateral exchanges between the scheduling area and another scheduling area;
(b)
internal commercial trade schedules between the shipping agent and central counter parties;
(c)
internal commercial trade schedules between the shipping agent and other shipping agents.
Article 112
Coherence of schedules
1.   Each TSO operating a scheduling area shall check whether the generation, consumption, external commercial trade schedules and external TSO schedules in its scheduling area are in sum balanced.
2.   For external TSO schedules, each TSO shall agree on the values of the schedule with the respective TSO. In the absence of an agreement, the lower value shall apply.
3.   For bilateral exchanges between two scheduling areas, each TSO shall agree on the external commercial trade schedules with the respective TSO. In the absence of an agreement about the values of the commercial trade schedules, the lower value shall apply.
4.   All TSOs operating scheduling areas shall verify that all aggregated netted external schedules between all scheduling areas within the synchronous area are balanced. If a mismatch occurs and the TSOs do not agree on the values of the aggregated netted external schedules, the lower values shall apply.
5.   Each scheduling agent of a shipping agent or, where applicable, a central counterparty shall provide TSOs, upon their request, with the values of external commercial trade schedules of each scheduling area involved in market coupling in the form of aggregated netted external schedules.
6.   Each scheduled exchange calculator shall provide to TSOs, upon their request, with the values of scheduled exchanges related to the scheduling areas involved in the market coupling in the form of aggregated netted external schedules, including bilateral exchanges between two scheduling areas.
Article 113
Provision of information to other TSOs
1.   At the request of another TSO, the requested TSO shall calculate and provide:
(a)
aggregated netted external schedules; and
(b)
netted area AC position, where the scheduling area is interconnected to other scheduling areas via AC transmission links.
2.   When required for the creation of common grid models, in accordance with Article 70(1), each TSO operating a scheduling area shall provide any requesting TSO with:
(a)
generation schedules; and
(b)
consumption schedules.
TITLE 7
ENTSO FOR ELECTRICITY OPERATIONAL PLANNING DATA ENVIRONMENT
Article 114
General provisions for ENTSO for Electricity operational planning data environment
1.   By 24 months after entry into force of this Regulation, ENTSO for Electricity shall, pursuant to Articles 115, 116 and 117, implement and operate an ENTSO for Electricity operational planning data environment for the storage, exchange and management of all relevant information.
2.   By 6 months after entry into force of this Regulation, all TSOs shall define a harmonised data format for data exchange, which shall be an integral part of the ENTSO for Electricity operational planning data environment.
3.   All TSOs and regional security coordinators shall have access to all information contained on the ENTSO for Electricity operational planning data environment.
4.   Until the ENTSO for Electricity operational planning data environment is implemented, all TSOs may exchange relevant data among themselves and regional security coordinators.
5.   ENTSO for Electricity shall prepare a business continuity plan to be applied in case of unavailability of its operational planning data environment.
Article 115
Individual grid models, common grid models and operational security analysis
1.   The ENTSO for Electricity operational planning data environment shall store all individual grid models and related relevant information for all the relevant time-frames set out in this Regulation, in Article 14(1) of Regulation (EU) 2015/1222 and in Article 9 of Regulation (EU) 2016/1719.
2.   The information on individual grid models contained on the ENTSO for Electricity operational planning data environment shall allow for their merging into common grid models.
3.   The common grid model established for each of the time-frames shall be made available on the ENTSO for Electricity operational planning data environment.
4.   For the year-ahead time-frame, the following information shall be available on the ENTSO for Electricity operational planning data environment:
(a)
year-ahead individual grid model per TSO and per scenario determined in accordance with Article 66; and
(b)
year-ahead common grid model per scenario defined in accordance with Article 67.
5.   For the day-ahead and intraday time-frames, the following information shall be available on the ENTSO for Electricity operational planning data environment:
(a)
day-ahead and intraday individual grid models per TSO and according to the time resolution defined pursuant to Article 70(1);
(b)
scheduled exchanges at the relevant time instances per scheduling area or per scheduling area border, whichever is deemed relevant by the TSOs, and per HVDC system linking scheduling areas;
(c)
day-ahead and intraday common grid models according to the time resolution defined pursuant to Article 70(1); and
(d)
a list of prepared and agreed remedial actions identified to cope with constraints having cross-border relevance.
Article 116
Outage coordination
1.   The ENTSO for Electricity operational planning data environment shall contain a module for the storage and exchange of all relevant information for outage coordination.
2.   The information referred to in paragraph 1 shall include at least availability status of relevant assets and the information about availability plans referred to in Article 92.
Article 117
System adequacy
1.   The ENTSO for Electricity operational planning data environment shall contain a module for the storage and exchange of all relevant information for performing a coordinated adequacy analysis.
2.   The information referred to in paragraph 1 shall include at least:
(a)
the season-ahead system adequacy data provided by each TSO;
(b)
the season-ahead pan-European system adequacy analysis report;
(c)
forecasts used for adequacy in line with Article 104; and
(d)
information about a lack of adequacy in line with Article 105(4).
PART IV
LOAD-FREQUENCY CONTROL AND RESERVES
TITLE 1
OPERATIONAL AGREEMENTS
Article 118
Synchronous area operational agreements
1.   By 12 months after entry into force of this Regulation, all TSOs of each synchronous area shall jointly develop common proposals for:
(a)
the dimensioning rules for FCR in accordance with Article 153;
(b)
additional properties of FCR in accordance with Article 154(2);
(c)
the frequency quality defining parameters and the frequency quality target parameters in accordance with Article 127;
(d)
for the Continental Europe (‘CE’) and Nordic synchronous areas, the frequency restoration control error target parameters for each LFC block in accordance with Article 128;
(e)
the methodology to assess the risk and the evolution of the risk of exhaustion of FCR of the synchronous area in accordance with Article 131(2);
(f)
the synchronous area monitor in accordance with Article 133;
(g)
the calculation of the control program from the netted area AC position with a common ramping period for ACE calculation for a synchronous area with more than one LFC area in accordance with Article 136;
(h)
if applicable, restrictions for the active power output of HVDC interconnectors between synchronous areas in accordance with Article 137;
(i)
the LFC structure in accordance with Article 139;
(j)
if applicable, the methodology to reduce the electrical time deviation in accordance with Article 181;
(k)
whenever the synchronous area is operated by more than one TSO, the specific allocation of responsibilities between TSOs in accordance with Article 141;
(l)
operational procedures in case of exhausted FCR in accordance with Article 152(7);
(m)
for the GB and IE/NI synchronous areas, measures to ensure the recovery of energy reservoirs in accordance with to Article 156(6)(b);
(n)
operational procedures to reduce the system frequency deviation to restore the system state to normal state and to limit the risk of entering into the emergency state in accordance with Article 152(10);
(o)
the roles and responsibilities of the TSOs implementing an imbalance netting process, a cross-border FRR activation process or a cross-border RR activation process in accordance with Article 149(2);
(p)
requirements concerning the availability, reliability and redundancy of the technical infrastructure in accordance with Article 151(2);
(q)
common rules for the operation in normal state and alert state in accordance with Article 152(6) and the actions referred to in Article 152(15);
(r)
for the CE and Nordic synchronous areas, the minimum activation period to be ensured by FCR providers in accordance with Article 156(10);
(s)
for the CE and Nordic synchronous areas, the assumptions and methodology for a cost-benefit analysis in accordance with Article 156(11);
(t)
if applicable, for synchronous areas other than CE, limits for the exchange of FCR between the TSOs in accordance with Article 163(2);
(u)
the roles and responsibilities of the reserve connecting TSO, the reserve receiving TSO and the affected TSO as regards the exchange of FRR and RR defined in accordance with Article 165(1);
(v)
the roles and responsibilities of the control capability providing TSO, the control capability receiving TSO and the affected TSO for the sharing of FRR and RR defined in accordance with Article 166(1);
(w)
the roles and responsibilities of the reserve connecting TSO, the reserve receiving TSO and the affected TSO for the exchange of reserves between synchronous areas, and of the control capability providing TSO, the control capability receiving TSO and the affected TSO for the sharing of reserves between synchronous areas defined in accordance with Article 171(2);
(x)
the methodology to determine limits on the amount of sharing of FCR between synchronous areas defined in accordance with Article 174(2);
(y)
for the GB and IE/NI synchronous areas, the methodology to determine the minimum provision of reserve capacity on FCR in accordance with Article 174(2)(b);
(z)
the methodology to determine limits on the amount of exchange of FRR between synchronous areas defined in accordance with Article 176(1) and the methodology to determine limits on the amount of sharing of FRR between synchronous areas defined in accordance with Article 177(1); and
(aa)
the methodology to determine limits on the amount of exchange of RR between synchronous areas defined in accordance with Article 178(1) and the methodology to determine limits on the amount of sharing of RR between synchronous areas defined in accordance with Article 179(1).
2.   All TSOs of each synchronous area shall submit the methodologies and conditions listed in Article 6(3)(d) for approval by all the regulatory authorities of the concerned synchronous area. Within 1 month after the approval of these methodologies and conditions, all TSOs of each synchronous area shall conclude a synchronous area operational agreement which shall enter into force within 3 months after the approval of the methodologies and conditions.
Article 119
LFC block operational agreements
1.   By 12 months after entry into force of this Regulation, all TSOs of each LFC block shall jointly develop common proposals for:
(a)
where the LFC block consists of more than one LFC area, FRCE target parameters for each LFC area defined in accordance with Article 128(4);
(b)
LFC block monitor in accordance with Article 134(1);
(c)
ramping restrictions for active power output in accordance with Article 137(3) and (4);
(d)
where the LFC block is operated by more than one TSO, the specific allocation of responsibilities between TSOs within the LFC block in accordance with Article 141(9);
(e)
if applicable, appointment of the TSO responsible for the tasks in Article 145(6);
(f)
additional requirements for the availability, reliability and redundancy of technical infrastructure defined in accordance with Article 151(3);
(g)
operational procedures in case of exhausted FRR or RR in accordance with Article 152(8);
(h)
the FRR dimensioning rules defined in accordance with Article 157(1);
(i)
the RR dimensioning rules defined in accordance with Article 160(2);
(j)
where the LFC block is operated by more than one TSO, the specific allocation of responsibilities defined in accordance with Article 157(3), and, if applicable, the specific allocation of responsibilities defined in accordance Article 160(6);
(k)
the escalation procedure defined in accordance with Article 157(4) and, if applicable, the escalation procedure defined in accordance with Article 160(7);
(l)
the FRR availability requirements, the requirements on the control quality defined in accordance with Article 158(2), and if applicable, the RR availability requirements and the requirements on the control quality defined in accordance with Article 161(2);
(m)
if applicable, any limits on the exchange of FCR between the LFC areas of the different LFC blocks within the CE synchronous area and the exchange of FRR or RR between the LFC areas of an LFC block of a synchronous area consisting of more than one LFC block defined in accordance with Article 163(2), Article 167 and Article 169(2);
(n)
the roles and the responsibilities of the reserve connecting TSO, the reserve receiving TSO and of the affected TSO for the exchange of FRR and/or RR with TSOs of other LFC blocks defined in accordance with Article 165(6);
(o)
the roles and the responsibilities of the control capability providing TSO, the control capability receiving TSO and of the affected TSO for the sharing of FRR and RR defined in accordance with Article 166(7);
(p)
roles and the responsibilities of the control capability providing TSO, the control capability receiving TSO and of the affected TSO for the sharing of FRR and RR between synchronous areas in accordance with Article 175(2);
(q)
coordination actions aiming to reduce the FRCE as defined in Article 152(14); and
(r)
measures to reduce the FRCE by requiring changes in the active power production or consumption of power generating modules and demand units in accordance with Article 152(16).
2.   All TSOs of each LFC block shall submit the methodologies and conditions listed in Article 6(3)(e) for approval by all the regulatory authorities of the concerned LFC block. Within 1 month after the approval of these methodologies and conditions, all TSOs of each LFC block shall conclude an LFC block operational agreement which shall enter into force within 3 months after the approval of the methodologies and conditions.
Article 120
LFC area operational agreement
By 12 months after entry into force of this Regulation, all TSOs of each LFC area shall establish an LFC area operational agreement that shall include at least:
(a)
the specific allocation of responsibilities between TSOs within the LFC area in accordance with Article 141(8);
(b)
the appointment of the TSO responsible for the implementation and operation of the frequency restoration process in accordance with Article 143(4).
Article 121
Monitoring area operational agreement
By 12 months after entry into force of this Regulation, all TSOs of each monitoring area shall establish a monitoring area operational agreement that shall include at least the allocation of responsibilities between TSOs within the same monitoring area in accordance with Article 141(7).
Article 122
Imbalance netting agreement
All TSOs participating in the same imbalance netting process shall establish an imbalance netting agreement that shall at least include the roles and responsibilities of the TSOs in accordance with Article 149(3).
Article 123
Cross-border FRR activation agreement
All TSOs participating in the same cross-border FRR activation process shall establish a cross-border FRR activation agreement that shall include at least the roles and responsibilities of the TSOs in accordance with Article 149(3).
Article 124
Cross-border RR activation agreement
All TSOs participating in the same cross-border RR activation process shall establish a cross-border RR activation agreement that shall include at least the roles and responsibilities of the TSOs in accordance with Article 149(3).
Article 125
Sharing agreement
All TSOs participating in the same sharing process of FCR, FRR or RR shall establish a sharing agreement that shall include at least:
(a)
in case of sharing FRR or RR within a synchronous area, the roles and responsibilities of the control capability receiving TSO and of the control capability providing TSO and the affected TSOs in accordance with Article 165(3); or
(b)
in case of sharing reserves between synchronous areas, the roles and responsibilities of the control capability receiving TSO and of the control capability providing TSO in accordance with Article 171(4) and the procedures in case the sharing of reserves between synchronous areas is not executed in real-time in accordance with Article 171(9).
Article 126
Exchange agreement
All TSOs participating in the same exchange of FCR, FRR or RR shall establish an exchange agreement that shall include at least:
(a)
in case of exchange of FRR or RR within a synchronous area, the roles and responsibilities of the reserve connecting and reserve receiving TSOs in accordance with to Article 165(3); or
(b)
in case of exchange of reserves between synchronous areas, the roles and responsibilities of the reserve connecting and reserve receiving TSOs in accordance with Article 171(4) and the procedures in case the exchange of reserves between synchronous areas is not executed in real-time in accordance with Article 171(9).
TITLE 2
FREQUENCY QUALITY
Article 127
Frequency quality defining and target parameters
1.   The frequency quality defining parameters shall be:
(a)
the nominal frequency for all synchronous areas;
(b)
the standard frequency range for all synchronous areas;
(c)
the maximum instantaneous frequency deviation for all synchronous areas;
(d)
the maximum steady-state frequency deviation for all synchronous areas;
(e)
the time to restore frequency for all synchronous areas;
(f)
the time to recover frequency for the GB and IE/NI synchronous areas;
(g)
the frequency restoration range for the GB, IE/NI and Nordic synchronous areas;
(h)
the frequency recovery range for the GB and IE/NI synchronous areas; and
(i)
the alert state trigger time for all synchronous areas.
2.   The nominal frequency shall be 50 Hz for all synchronous areas.
3.   The default values of the frequency quality defining parameters listed in paragraph 1 are set out in Table 1 of Annex III.
4.   The frequency quality target parameter shall be the maximum number of minutes outside the standard frequency range per year per synchronous area and its default value per synchronous area are set out in Table 2 of Annex III.
5.   The values of the frequency quality defining parameters in Table 1 of Annex III and of the frequency quality target parameter in Table 2 of Annex III shall apply unless all TSOs of a synchronous area propose different values pursuant to paragraphs 6, 7 and 8.
6.   All TSOs of CE and Nordic synchronous areas shall have the right to propose in the synchronous area operational agreement values different from those set out in Tables 1 and 2 of Annex III regarding:
(a)
the alert state trigger time;
(b)
the maximum number of minutes outside the standard frequency range.
7.   All TSOs of the GB and IE/NI synchronous areas shall have the right to propose in the synchronous area operational agreement values different from those set out in Tables 1 and 2 of Annex III regarding:
(a)
time to restore frequency;
(b)
the alert state trigger time; and
(c)
the maximum number of minutes outside the standard frequency range.
8.   The proposal for modification of the values pursuant to paragraph 6 and 7 shall be based on an assessment of the recorded values of the system frequency for a period of at least 1 year and the synchronous area development and it shall meet the following conditions:
(a)
the proposed modification of the frequency quality defining parameters in Table 1 of Annex III or the frequency quality target parameter in Table 2 of Annex III takes into account:
(i)
the system's size, based on the consumption and generation of the synchronous area and the inertia of the synchronous area;
(ii)
the reference incident;
(iii)
grid structure and/or network topology;
(iv)
load and generation behaviour;
(v)
the number and response of power generating modules with limited frequency sensitive mode — over frequency and limited frequency sensitive mode — under frequency as defined in Article 13(2) and Article 15(2)(c) of Regulation (EU) 2016/631;
(vi)
the number and response of demand units operating with activated demand response system frequency control or demand response very fast active power control as defined in Articles 29 and 30 of Regulation (EU) 2016/1388; and
(vii)
the technical capabilities of power generating modules and demand units;
(b)
all TSOs of the synchronous area shall conduct a public consultation concerning the impact on stakeholders of the proposed modification of the frequency quality defining parameters in Table 1 of Annex III or the frequency quality target parameter in Table 2 of Annex III.
9.   All TSOs shall endeavour to comply with the values for the frequency quality defining parameters or for the frequency quality target parameter. All TSOs shall verify the fulfilment of the frequency quality target parameter at least annually.
Article 128
FRCE target parameters
1.   All TSOs of the CE and Nordic synchronous areas shall specify in the synchronous area operational agreement the values of the level 1 FRCE range and the level 2 FRCE range for each LFC block of the CE and Nordic synchronous areas at least annually.
2.   All TSOs of the CE and Nordic synchronous areas, if consisting of more than one LFC block, shall ensure that the Level 1 FRCE ranges and the Level 2 FRCE ranges of the LFC blocks of those synchronous areas are proportional to the square root of the sum of the initial FCR obligations of the TSOs constituting the LFC blocks in accordance with Article 153.
3.   All TSOs of the CE and Nordic synchronous areas shall endeavour to comply with the following FRCE target parameters for each LFC block of the synchronous area:
(a)
the number of time intervals per year outside the Level 1 FRCE range within a time interval equal to the time to restore frequency shall be less than 30 % of the time intervals of the year; and
(b)
the number of time intervals per year outside the Level 2 FRCE range within a time interval equal to the time to restore frequency shall be less than 5 % of the time intervals of the year.
4.   Where an LFC block consists of more than one LFC area, all TSOs of the LFC block shall specify in the LFC block operational agreement the values of the FRCE target parameters for each LFC area.
5.   For the GB and IE/NI synchronous areas the Level 1 FRCE range shall be equal to or larger than 200 mHz and the Level 2 FRCE range shall be equal to or larger than 500 mHz.
6.   All TSOs of the GB and IE/NI synchronous areas shall endeavour to comply with the following FRCE target parameters of a synchronous area:
(a)
the maximum number of time intervals outside the Level 1 FRCE range shall be less than or equal to the value in the Table of Annex IV as a percentage of the time intervals per year;
(b)
the maximum number of time intervals outside the Level 2 FRCE range shall be less than or equal to the value in the Table of Annex IV as a percentage of the time intervals per year.
7.   All TSOs shall verify, at least annually, that the FRCE target parameters are fulfilled.
Article 129
Criteria application process
The criteria application process shall comprise:
(a)
the collection of frequency quality evaluation data; and
(b)
the calculation of frequency quality evaluation criteria.
Article 130
Frequency quality evaluation data
1.   The frequency quality evaluation data shall be:
(a)
for the synchronous area:
(i)
the instantaneous frequency data; and
(ii)
the instantaneous frequency deviation data;
(b)
for each LFC block of the synchronous area, the instantaneous FRCE data.
2.   The measurement accuracy of the instantaneous frequency data and of the instantaneous FRCE data, where measured in Hz, shall be 1 mHz or better.
Article 131
Frequency quality evaluation criteria
1.   The frequency quality evaluation criteria shall comprise:
(a)
for the synchronous area during operation in normal state or alert state as determined by Article 18(1) and (2), on a monthly basis, for the instantaneous frequency data:
(i)
the mean value;
(ii)
the standard deviation;
(iii)
the 1-,5-,10-, 90-,95- and 99-percentile;
(iv)
the total time in which the absolute value of the instantaneous frequency deviation was larger than the standard frequency deviation, distinguishing between negative and positive instantaneous frequency deviations;
(v)
the total time in which the absolute value of the instantaneous frequency deviation was larger than the maximum instantaneous frequency deviation, distinguishing between negative and positive instantaneous frequency deviations;
(vi)
the number of events in which the absolute value of the instantaneous frequency deviation of the synchronous area exceeded 200 % of the standard frequency deviation and the instantaneous frequency deviation was not returned to 50 % of the standard frequency deviation for the CE synchronous area and to the frequency restoration range for the GB, IE/NI and Nordic synchronous areas, within the time to restore frequency. The data shall distinguish between negative and positive frequency deviations;
(vii)
for the GB and IE/NI synchronous areas, the number of events for which the absolute value of the instantaneous frequency deviation was outside of the frequency recovery range and was not returned to the frequency recovery range within the time to recover frequency, distinguishing between negative and positive frequency deviations;
(b)
for each LFC block of the CE or Nordic synchronous areas during operation in normal state or alert state in accordance with Article 18(1) and (2), on a monthly basis:
(i)
for a data-set containing the average values of the FRCE of the LFC block over time intervals equal to the time to restore frequency:
—
the mean value,
—
the standard deviation,
—
the 1-,5-,10-, 90-,95- and 99-percentile,
—
the number of time intervals in which the average value of the FRCE was outside the Level 1 FRCE range, distinguishing between negative and positive FRCE, and
—
the number of time intervals in which the average value of the FRCE was outside the Level 2 FRCE range, distinguishing between negative and positive FRCE;
(ii)
for a data-set containing the average values of the FRCE of the LFC block over time intervals with a length of one minute: the number of events on a monthly basis for which the FRCE exceeded 60 % of the reserve capacity on FRR and was not returned to 15 % of the reserve capacity on FRR within the time to restore frequency, distinguishing between negative and positive FRCE;
(c)
for the LFC blocks of the GB or IE/NI synchronous area, during operation in normal state or alert state in accordance with Article 18(1) and (2), on a monthly basis and for a data-set containing the average values of the FRCE of the LFC block over time intervals with a length of one minute: the number of events for which the absolute value of the FRCE exceeded the maximum steady-state frequency deviation and the FRCE was not returned to 10 % of the maximum steady-state frequency deviation within the time to restore frequency, distinguishing between negative and positive FRCE.
2.   All TSOs of each synchronous area shall specify in the synchronous area operational agreement a common methodology to assess the risk and the evolution of the risk of exhaustion of FCR in the synchronous area. That methodology shall be performed at least annually and shall be based at least on historical instantaneous system frequency data for not less than 1 year. All TSOs of each synchronous area shall provide the required input data for this assessment.
Article 132
Data collection and delivery process
1.   The data collection and delivery process shall comprise the following:
(a)
measurements of the system frequency;
(b)
calculation of the frequency quality evaluation data; and
(c)
delivery of the frequency quality evaluation data for the criteria application process.
2.   The data collection and delivery process shall be implemented by the synchronous area monitor appointed in accordance with Article 133.
Article 133
Synchronous area monitor
1.   All TSOs of a synchronous area shall appoint one TSO of that synchronous area in the synchronous area operational agreement as synchronous area monitor.
2.   The synchronous area monitor shall implement the data collection and delivery process of the synchronous area referred to in Article 132.
3.   The synchronous area monitor shall implement the criteria application process referred to in Article 129.
4.   The synchronous area monitor shall collect the frequency quality evaluation data of its synchronous area and perform the criteria application process, including the calculation of the frequency quality evaluation criteria, once every 3 months and within 3 months after the end of the analysed period.
Article 134
LFC block monitor
1.   All TSOs of a LFC block shall appoint one TSO of that LFC block in the LFC block operational agreement as LFC block monitor.
2.   The LFC block monitor shall collect the frequency quality evaluation data for the LFC block in accordance with the criteria application process referred to in Article 129.
3.   Each TSO of a LFC area shall provide the LFC block monitor with the LFC area measurements necessary for collecting frequency quality evaluation data for the LFC block.
4.   The LFC block monitor shall deliver the frequency quality evaluation data of the LFC block and its LFC areas once every 3 months and within 2 months after the end of the analysed period.
Article 135
Information on load and generation behaviour
In accordance with Article 40, each connecting TSO shall have the right to request the information necessary from SGUs to monitor the load and generation behaviour related to imbalances. That information may include:
(a)
the time-stamped active power setpoint for real-time and future operation; and
(b)
the time-stamped total active power output.
Article 136
Ramping period within the synchronous area
All TSOs of each synchronous area with more than one LFC area shall specify in the synchronous area operational agreement a common ramping period of aggregated netted schedules between the LFC areas in the synchronous area. The calculation of the control program from the netted area AC position for ACE calculation shall be performed with the common ramping period.
Article 137
Ramping restrictions for active power output
1.   All TSOs of two synchronous areas shall have the right to specify in the synchronous area operational agreement restrictions for the active power output of HVDC interconnectors between synchronous areas to limit their influence on the fulfilment of the frequency quality target parameters of the synchronous area by determining a combined maximum ramping rate for all HVDC interconnectors connecting one synchronous area to another synchronous area.
2.   The restrictions in paragraph 1 shall not apply for imbalance netting, frequency coupling as well as cross-border activation of FRR and RR over HVDC interconnectors.
3.   All connecting TSOs of an HVDC interconnector shall have the right to determine in the LFC block operational agreement common restrictions for the active power output of that HVDC interconnector to limit its influence on the fulfilment of the FRCE target parameter of the connected LFC blocks by agreeing on ramping periods and/or maximum ramping rates for this HVDC interconnector. Those common restrictions shall not apply for imbalance netting, frequency coupling as well as cross-border activation of FRR and RR over HVDC interconnectors. All TSOs of a synchronous area shall coordinate these measures within the synchronous area.
4.   All TSOs of an LFC block shall have the right to determine in the LFC block operational agreement the following measures to support the fulfilment of the FRCE target parameter of the LFC block and to alleviate deterministic frequency deviations, taking into account the technological restrictions of power generating modules and demand units:
(a)
obligations on ramping periods and/or maximum ramping rates for power generating modules and/or demand units;
(b)
obligations on individual ramping starting times for power generating modules and/or demand units within the LFC block; and
(c)
coordination of the ramping between power generating modules, demand units and active power consumption within the LFC block.
Article 138
Mitigation
Where the values calculated for the period of one calendar year concerning the frequency quality target parameters or the FRCE target parameters are outside the targets set for the synchronous area or for the LFC block, all TSOs of the relevant synchronous area or of the relevant LFC block shall:
(a)
analyse whether the frequency quality target parameters or the FRCE target parameters will remain outside the targets set for the synchronous area or for the LFC block and in case of a justified risk that this may happen, analyse the causes and develop recommendations; and
(b)
develop mitigation measures to ensure that the targets for the synchronous area or for the LFC block can be met in the future.
TITLE 3
LOAD-FREQUENCY CONTROL STRUCTURE
Article 139
Basic structure
1.   All TSOs of each synchronous area shall specify the load-frequency-control structure for the synchronous area in the synchronous area operational agreement. Each TSO shall be responsible for implementing the load-frequency-control structure of its synchronous area and operating in accordance with it.
2.   The load-frequency control structure of each synchronous area shall include:
(a)
a process activation structure in accordance with Article 140; and
(b)
a process responsibility structure in accordance with Article 141.
Article 140
Process activation structure
1.   The process activation structure shall include:
(a)
a FCP pursuant to Article 142;
(b)
a FRP pursuant to Article 143; and
(c)
for the CE synchronous area, a time control process pursuant to Article 181.
2.   The process activation structure may include:
(a)
a RRP pursuant to Article 144;
(b)
an imbalance netting process in accordance with Article 146;
(c)
a cross-border FRR activation process in accordance with Article 147;
(d)
a cross-border RR activation process in accordance with Article 148; and
(e)
for synchronous areas other than CE, a time control process pursuant to Article 181.
Article 141
Process responsibility structure
1.   When specifying the process responsibility structure, all TSOs of each synchronous area shall take into account at least the following criteria:
(a)
the size and the total inertia, including synthetic inertia, of the synchronous area;
(b)
the grid structure and/or network topology; and
(c)
the load, generation and HVDC behaviour.
2.   By 4 months after entry into force of this Regulation, all TSOs of a synchronous area shall jointly develop a common proposal regarding the determination of the LFC blocks, which shall comply with the following requirements:
(a)
a monitoring area corresponds to or is part of only one LFC area;
(b)
a LFC area corresponds to or is part of only one LFC block;
(c)
a LFC block corresponds to or is part of only one synchronous area; and
(d)
each network element is part of only one monitoring area, only one LFC area and only one LFC block.
3.   All TSOs of each monitoring area shall continuously calculate and monitor the real-time active power interchange of the monitoring area.
4.   All TSOs of each LFC area shall:
(a)
continuously monitor the FRCE of the LFC area;
(b)
implement and operate a FRP for the LFC area;
(c)
endeavour to fulfil the FRCE target parameters of the LFC area as defined in Article 128; and
(d)
have the right to implement one or several of the processes referred to in Article 140(2).
5.   All TSOs of each LFC block shall:
(a)
endeavour to fulfil the FRCE target parameters of the LFC block as defined in Article 128; and
(b)
comply with the FRR dimensioning rules in accordance with Article 157 and the RR dimensioning rules in accordance with Article 160.
6.   All TSOs of each synchronous area shall:
(a)
implement and operate a FCP for the synchronous area;
(b)
comply with FCR dimensioning rules in accordance with Article 153; and
(c)
endeavour to fulfil the frequency quality target parameters in accordance with Article 127.
7.   All TSOs of each monitoring area shall specify in the monitoring area operational agreement the allocation of responsibilities between TSOs in the monitoring area for the implementation of the obligation set out in paragraph 3.
8.   All TSOs of each LFC area shall specify in the LFC area operational agreement the allocation of responsibilities between TSOs in the LFC area for the implementation of the obligations set out in paragraph 4.
9.   All TSOs of each LFC block shall specify in the LFC block operational agreement the allocation of responsibilities between TSOs in the LFC block for the implementation of the obligations set out paragraph 5.
10.   All TSOs of each synchronous area shall specify in the synchronous area operational agreement the allocation of responsibilities between TSOs in the synchronous area for the implementation of the obligations set out in paragraph 6.
11.   All TSOs of two or more LFC areas connected by interconnections shall have the right to form an LFC block if the requirements for the LFC block set out in paragraph 5 are fulfilled.
Article 142
Frequency containment process
1.   The control target of FCP shall be the stabilization of the system frequency by activation of FCR.
2.   The overall characteristic for FCR activation in a synchronous area shall reflect a monotonic decrease of the FCR activation as a function of the frequency deviation.
Article 143
Frequency restoration process
1.   The control target of the FRP shall be to:
(a)
regulate the FRCE towards zero within the time to restore frequency;
(b)
for the CE and Nordic synchronous areas, to progressively replace the activated FCR by activation of FRR in accordance with Article 145.
2.   The FRCE is:
(a)
the ACE of an LFC area, where there is more than one LFC area in a synchronous area; or
(b)
the frequency deviation, where one LFC area corresponds to the LFC block and the synchronous area.
3.   The ACE of a LFC area shall be calculated as the sum of the product of the K-Factor of the LFC area with the frequency deviation plus de subtraction of:
(a)
the total interconnector and virtual tie-line active power flow; and
(b)
the control program in accordance with Article 136.
4.   Where a LFC area consists of more than one monitoring area, all TSOs of the LFC area shall appoint one TSO in the LFC area operational agreement responsible for the implementation and operation of the frequency restoration process.
5.   Where a LFC area consists of more than one monitoring area, the frequency restoration process of this LFC area shall enable the control of the active power interchange of each monitoring area to a value determined as secure based on a real-time operational security analysis.
Article 144
Reserve replacement process
1.   The control target of the RRP shall be to fulfil at least one of the following goals by activation of RR:
(a)
progressively restore the activated FRR;
(b)
support FRR activation;
(c)
for the GB and IE/NI synchronous areas, to progressively restore the activated FCR and FRR.
2.   The RRP shall be operated through instructions for manual RR activation in order to fulfil the control target in accordance with paragraph 1.
Article 145
Automatic and manual frequency restoration process
1.   Each TSO of each LFC area shall implement an automatic frequency restoration process (‘aFRP’) and a manual frequency restoration process (‘mFRP’).
2.   By 2 years after entry into force of this regulation, the TSOs of GB and IE/NI synchronous areas may each submit a proposal to their competent regulatory authorities requesting not to implement an aFRP. Those proposals shall include a cost-benefit analysis demonstrating that implementation of an aFRP would lead to higher costs than benefits. In case the proposal is approved by the competent regulatory authorities, the respective TSOs and regulatory authorities shall re-evaluate such decision at least every 4 years.
3.   If an LFC area consists of more than one monitoring area, all TSOs of the LFC area shall set out a process for the implementation of an aFRP and an mFRP in the LFC area operational agreement. Where an LFC block consists of more than one LFC area, all TSOs of the LFC areas shall set out a process for the implementation of an mFRP in the LFC block operational agreement.
4.   The aFRP shall be operated in a closed-loop manner where the FRCE is an input and the setpoint for automatic FRR activation is an output. The setpoint for automatic FRR activation shall be calculated by a single frequency restoration controller operated by a TSO within its LFC area. For the CE and Nordic synchronous areas, the frequency restoration controller shall:
(a)
be an automatic control device designed to reduce the FRCE to zero;
(b)
have proportional-integral behaviour;
(c)
have a control algorithm which prevents the integral term of a proportional-integral controller from accumulating the control error and overshooting; and
(d)
have functionalities for extraordinary operational modes for the alert and emergency states.
5.   The mFRP shall be operated through instructions for manual FRR activation in order to fulfil the control target in accordance with Article 143(1).
6.   In addition to the aFRP implementation in the LFC areas, all TSOs of an LFC block which consists of more than one LFC area shall have the right to appoint one TSO of the LFC block in the LFC block operational agreement to:
(a)
calculate and monitor the FRCE of the whole LFC block; and
(b)
take the FRCE of the whole LFC block into account for the calculation of the setpoint value for aFRR activation in accordance with Article 143(3) in addition to the FRCE of its LFC area.
Article 146
Imbalance netting process
1.   The control target of the imbalance netting process shall aim at reducing the amount of simultaneous counteracting FRR activations of the different participating LFC areas by imbalance netting power interchange.
2.   Each TSO shall have the right to implement the imbalance netting process for the LFC areas in the same LFC block, between different LFC blocks or between different synchronous areas, by concluding an imbalance netting agreement.
3.   TSOs shall implement the imbalance netting process in a way which does not affect:
(a)
the stability of the FCP of the synchronous area or synchronous areas involved in the imbalance netting process;
(b)
the stability of the FRP and the RRP of each LFC area operated by participating or affected TSOs; and
(c)
operational security.
4.   TSOs shall implement the imbalance netting power interchange between LFC areas of a synchronous area in at least one of the following ways:
(a)
by defining an active power flow over a virtual tie-line which shall be part of the FRCE calculation;
(b)
by adjusting the active power flows over HVDC interconnectors.
5.   TSOs shall implement the imbalance netting power interchange between LFC areas of different synchronous areas by adjusting the active power flows over HVDC interconnectors.
6.   TSOs shall implement the imbalance netting power interchange of a LFC area in a way which does not exceed the actual amount of FRR activation necessary to regulate the FRCE of that LFC area to zero without imbalance netting power interchange.
7.   All TSOs participating in the same imbalance netting process shall ensure that the sum of all imbalance netting power interchanges is equal to zero.
8.   The imbalance netting process shall include a fallback mechanism which shall ensure that the imbalance netting power interchange of each LFC area is zero or limited to a value for which operational security can be guaranteed.
9.   Where a LFC block consists of more than one LFC area and the reserve capacity on FRR as well as the reserve capacity on RR is calculated based on the LFC block imbalances, all TSOs of the same LFC block shall implement an imbalance netting process and interchange the maximum amount of imbalance netting power defined in paragraph 6 with other LFC areas of the same LFC block.
10.   Where an imbalance netting process is implemented for LFC areas of different synchronous areas, all TSOs shall interchange the maximum amount of imbalance netting power defined in paragraph 6 with other TSOs of the same synchronous area participating in that imbalance netting process.
11.   Where an imbalance netting process is implemented for LFC areas which are not part of the same LFC block, all TSOs of the LFC blocks involved shall comply with the obligations in Article 141(5) regardless of imbalance netting power interchange.
Article 147
Cross-border FRR activation process
1.   The control target of the cross-border FRR activation process shall aim at enabling a TSO to perform the FRP by frequency restoration power interchange between LFC areas.
2.   Each TSO shall have the right to implement the cross-border FRR activation process for LFC areas within the same LFC block, between different LFC blocks or between different synchronous areas by concluding a cross-border FRR activation agreement.
3.   TSOs shall implement the cross-border FRR activation process in a way which does not affect:
(a)
the stability of the FCP of the synchronous area or synchronous areas involved in the cross-border FRR activation process;
(b)
the stability of the FRP and the RRP of each LFC area operated by participating or affected TSOs; and
(c)
operational security.
4.   TSOs shall implement the frequency restoration power interchange between LFC areas of the same synchronous area through one of the following actions:
(a)
defining an active power flow over a virtual tie-line which shall be part of the FRCE calculation where FRR activation is automated;
(b)
adjusting a control program or defining an active power flow over a virtual tie-line between LFC areas where FRR activation is manual; or
(c)
adjusting the active power flows over HVDC interconnectors.
5.   TSOs shall implement the frequency restoration power interchange between LFC areas of different synchronous areas by adjusting the active power flows over HVDC interconnectors.
6.   All TSOs participating in the same cross-border FRR activation process shall ensure that the sum of all frequency restoration power interchanges is equal to zero.
7.   The cross-border FRR activation process shall include a fallback mechanism which shall ensure that the frequency restoration power interchange of each LFC area is zero or limited to a value for which operational security can be guaranteed.
Article 148
Cross-border RR activation process
1.   The control target of the cross-border RR activation process shall aim at enabling a TSO to perform the RRP through control program between LFC areas.
2.   Each TSO shall have the right to implement the cross-border RR activation process for LFC areas within the same LFC block, between different LFC blocks or between different synchronous areas by concluding a cross-border RR activation agreement.
3.   TSOs shall implement the cross-border RR activation process in a way which does not affect:
(a)
the stability of the FCP of the synchronous area or synchronous areas involved in the cross-border RR activation process;
(b)
the stability of the FRP and the RRP of each LFC area operated by participating or affected TSOs; and
(c)
the operational security.
4.   TSOs shall implement the control program between LFC areas of the same synchronous area by carrying out at least one of the following actions:
(a)
determining an active power flow over a virtual tie-line which shall be part of the FRCE calculation;
(b)
adjusting a control program; or
(c)
adjusting active power flows over HVDC interconnectors.
5.   TSOs shall implement the control program between LFC areas of different synchronous areas by adjusting active power flows over HVDC interconnectors.
6.   All TSOs participating in the same cross-border RR activation process shall ensure that the sum of all control programs is equal to zero.
7.   The cross-border RR activation process shall include a fall-back mechanism which shall ensure that the control program of each LFC area is zero or limited to a value for which operational security can be guaranteed.
Article 149
General requirements for cross-border control processes
1.   All TSOs participating in an exchange or sharing of FRR or RR shall implement a cross-border FRR or RR activation process, as appropriate.
2.   All TSOs of a synchronous area shall specify in the synchronous area operational agreement the roles and responsibilities of the TSOs implementing an imbalance netting process, a cross-border FRR activation process or a cross-border RR activation process between LFC areas of different LFC blocks or of different synchronous areas.
3.   All TSOs participating in the same imbalance netting process, in the same cross-border FRR activation process or in the same cross-border RR activation process shall specify in the respective agreements, the roles and responsibilities of all TSOs including:
(a)
the provision of all input data necessary for:
(i)
the calculation of the power interchange with respect to the operational security limits; and
(ii)
the performance of real-time operational security analysis by participating and affected TSOs;
(b)
the responsibility of calculating the power interchange; and
(c)
the implementation of operational procedures to ensure the operational security.
4.   Without prejudice to Article 146(9), (10) and (11) and as part of the agreements referred to in Articles 122, 123 and 124, all TSOs participating in the same imbalance netting process, cross-border FRR activation process or cross-border RR activation process shall have the right to specify a sequential approach for calculation of the power interchange. The sequential calculation of the power interchange shall allow any group of TSOs operating LFC areas or LFC blocks connected by interconnections to interchange imbalance netting, frequency restoration or reserve replacement power among themselves ahead of an interchange with other TSOs.
Article 150
TSO notification
1.   TSOs who intend to exercise the right to implement an imbalance netting process, a cross-border FRR activation process, a cross-border RR activation process, an exchange of reserves or a sharing of reserves shall, 3 months before exercising such right, notify all other TSOs of the same synchronous area about:
(a)
the TSOs involved;
(b)
the expected amount of power interchange due to the imbalance netting process, cross-border FRR activation process or cross-border RR activation process;
(c)
the reserve type and maximum amount of exchange or sharing of reserves; and
(d)
the timeframe of exchange or sharing of reserves.
2.   Where an imbalance netting process, a cross-border FRR activation process or a cross-border RR activation process is implemented for LFC areas that are not part of the same LFC block, each TSO of the concerned synchronous areas shall have the right to declare itself as an affected TSO to all TSOs of the synchronous area based on an operational security analysis and within 1 month after receipt of the notification pursuant to paragraph 1.
3.   The affected TSO shall have the right to:
(a)
require the provision of real-time values of imbalance netting power interchange, frequency restoration power interchange and control program necessary for real-time operational security analysis; and
(b)
require the implementation of an operational procedure enabling the affected TSO to set limits for the imbalance netting power interchange, frequency restoration power interchange and control program between the respective LFC areas based on operational security analysis in real-time.
Article 151
Infrastructure
1.   All TSOs shall assess what technical infrastructure is necessary to implement and operate the processes referred to in Article 140 and considered critical pursuant to the security plan referred to in Article 26.
2.   All TSOs of a synchronous area shall specify, in the synchronous area operational agreement, minimum requirements for the availability, reliability and redundancy of the technical infrastructure referred to in paragraph 1 including:
(a)
the accuracy, resolution, availability and redundancy of active power flow and virtual tie-line measurements;
(b)
the availability and redundancy of digital control systems;
(c)
the availability and redundancy of communication infrastructure; and
(d)
communication protocols.
3.   All TSOs of a LFC block shall set out additional requirements for the availability, reliability and redundancy of the technical infrastructure in the LFC block operational agreement.
4.   Each TSO of a LFC area shall:
(a)
ensure a sufficient quality and availability of the FRCE calculation;
(b)
perform real-time quality monitoring of the FRCE calculation;
(c)
take action in case of FRCE miscalculation; and
(d)
where the FRCE is determined by the ACE, perform an 
ex-post
 quality monitoring of the FRCE calculation by comparing FRCE to reference values at least on an annual basis.
TITLE 4
OPERATION OF LOAD-FREQUENCY CONTROL
Article 152
System states related to system frequency
1.   Each TSO shall operate its control area with sufficient upward and downward active power reserve, which may include shared or exchanged reserves, to face imbalances between demand and supply within its control area. Each TSO shall control the FRCE as defined in the Article 143 in order to reach the required frequency quality within the synchronous area in cooperation with all TSOs in the same synchronous area.
2.   Each TSO shall monitor close to real-time generation and exchange schedules, power flows, node injections and withdrawals and other parameters within its control area relevant for anticipating a risk of a frequency deviation and shall take, in coordination with other TSOs of its synchronous area, measures to limit their negative effects on the balance between generation and demand.
3.   All TSOs of each synchronous area shall specify a real-time data exchange in accordance with Article 42 which shall include:
(a)
the system state of the transmission system in accordance with Article 18; and
(b)
the real-time measurement data of the FRCE of the LFC blocks and LFC areas of the synchronous area.
4.   The synchronous area monitor shall determine the system state with regard to the system frequency in accordance with Article 18(1) and (2).
5.   The synchronous area monitor shall ensure that all TSOs of all synchronous areas are informed in case the system frequency deviation fulfils one of the criteria for the alert state referred to in Article 18.
6.   All TSOs of a synchronous area shall define in the synchronous area operational agreement common rules for the operation of load-frequency control in the normal state and alert state.
7.   All TSOs of the GB and IE/NI synchronous areas shall specify in the synchronous area operational agreement operational procedures for case of exhausted FCR. In those operational procedures the TSOs of a synchronous area shall have the right to require changes in the active power production or consumption of power generating modules and demand units.
8.   All TSOs of a LFC block shall specify operational procedures for cases of exhausted FRR or RR in the LFC block operational agreement. In those operational procedures the TSOs of a LFC block shall have the right to require changes in the active power production or consumption of power generating modules and demand units.
9.   The TSOs of a LFC block shall endeavour to avoid FRCEs which last longer than the time to restore frequency.
10.   All TSOs of a synchronous area shall specify in the synchronous area operational agreement the operational procedures for the alert state due to a violation of system frequency limits. The operational procedures shall aim at reducing the system frequency deviation in order to restore the system state to the normal state and to limit the risk of entering the emergency state. The operational procedures shall include the right of TSOs to deviate from the obligation set in Article 143(1).
11.   If the system state is in the alert state due to insufficient active power reserves in accordance with Article 18, the TSOs of the concerned LFC blocks shall, in close cooperation with the other TSOs of the synchronous area and the TSOs of other synchronous areas, act to restore and replace the necessary levels of active power reserves. For that purpose, the TSOs of a LFC block shall have the right to require changes in the active power production or consumption of power generating modules or demand units within its control area to reduce or to remove the violation of the requirements concerning active power reserve.
12.   If the 1-minute average of the FRCE of a LFC block is above the Level 2 FRCE range at least during the time necessary to restore frequency and where the TSOs of a LFC block do not expect that FRCE will be sufficiently reduced by undertaking the actions in paragraph 15, TSOs shall have the right to require changes in the active power production or consumption of power generating modules and demand units within their respective areas to reduce the FRCE as specified in paragraph 16.
13.   For the CE and Nordic synchronous areas, where the FRCE of a LFC block exceeds 25 % of the reference incident of the synchronous area for more than 30 consecutive minutes and if the TSOs of that LFC block do not expect to reduce sufficiently the FRCE with the actions taken pursuant to paragraph 15, the TSOs shall require changes in the active power production or consumption of power generating modules and demand units within their respective areas to reduce the FRCE as specified in paragraph 16.
14.   The LFC block monitor shall be responsible for identifying any violation of the limits in paragraphs 12 and 13 and:
(a)
shall inform the other TSOs of the LFC block; and
(b)
together with the TSOs of the LFC block shall implement coordinated actions to reduce the FRCE which shall be specified in the LFC block operational agreement.
15.   For the cases referred to in paragraphs 11 to 13 all the TSOs of each synchronous area shall specify in the synchronous area operational agreement actions to enable the TSOs of a LFC block to actively reduce the frequency deviation with the cross-border activation of reserves. In cases referred to in paragraphs 11 to 13 the TSOs of the synchronous area shall endeavour to enable the TSOs of the concerned LFC block to reduce their FRCE.
16.   The TSOs of a LFC block shall specify, in the LFC block operational agreement, measures to reduce the FRCE by means of changes in the active power production or consumption of power generating modules and demand units within their area.
TITLE 5
FREQUENCY CONTAINMENT RESERVES
Article 153
FCR dimensioning
1.   All TSOs of each synchronous area shall determine, at least annually, the reserve capacity for FCR required for the synchronous area and the initial FCR obligation of each TSO in accordance with paragraph 2.
2.   All TSOs of each synchronous area shall specify dimensioning rules in the synchronous area operational agreement in accordance with the following criteria:
(a)
the reserve capacity for FCR required for the synchronous area shall cover at least the reference incident and, for the CE and Nordic synchronous areas, the results of the probabilistic dimensioning approach for FCR carried out pursuant to point (c);
(b)
the size of the reference incident shall be determined in accordance with the following conditions:
(i)
for the CE synchronous area, the reference incident shall be 3 000 MW in positive direction and 3 000 MW in negative direction;
(ii)
for the GB, IE/NI, and Nordic synchronous areas, the reference incident shall be the largest imbalance that may result from an instantaneous change of active power such as that of a single power generating module, single demand facility, or single HVDC interconnector or from a tripping of an AC line, or it shall be the maximum instantaneous loss of active power consumption due to the tripping of one or two connection points. The reference incident shall be determined separately for positive and negative direction;
(c)
for the CE and Nordic synchronous areas, all TSOs of the synchronous area shall have the right to define a probabilistic dimensioning approach for FCR taking into account the pattern of load, generation and inertia, including synthetic inertia as well as the available means to deploy minimum inertia in real-time in accordance with the methodology referred to in Article 39, with the aim of reducing the probability of insufficient FCR to below or equal to once in 20 years; and
(d)
the shares of the reserve capacity on FCR required for each TSO as initial FCR obligation shall be based on the sum of the net generation and consumption of its control area divided by the sum of net generation and consumption of the synchronous area over a period of 1 year.
Article 154
FCR technical minimum requirements
1.   Each reserve connecting TSO shall ensure that the FCR fulfils the properties listed for its synchronous area in the Table of Annex V.
2.   All TSOs of a synchronous area shall have the right to specify, in the synchronous area operational agreement, common additional properties of the FCR required to ensure operational security in the synchronous area, by means of a set of technical parameters and within the ranges in Article 15(2)(d) of Regulation (EU) 2016/631 and Articles 27 and 28 of Regulation (EU) 2016/1388. Those common additional properties of FCR shall take into account the installed capacity, structure and pattern of consumption and generation of the synchronous area. The TSOs shall apply a transitional period for the introduction of additional properties, defined in consultation with the affected FCR providers.
3.   The reserve connecting TSO shall have the right to set out additional requirements for FCR providing groups within the ranges in Article 15(2)(d) of Regulation (EU) 2016/631 and Articles 27 and 28 of Regulation (EU) 2016/1388 in order to ensure operational security. Those additional requirements shall be based on technical reasons such as the geographical distribution of the power generating modules or demand units belonging to an FCR providing group. The FCR provider shall ensure that the monitoring of the FCR activation of the FCR providing units within a reserve providing group is possible.
4.   The reserve connecting TSO shall have the right to exclude FCR providing groups from the provision of FCR in order to ensure operational security. This exclusion shall be based on technical reasons such as the geographical distribution of the power generating modules or demand units belonging to an FCR providing group.
5.   Each FCR providing unit and each FCR providing group shall have only one reserve connecting TSO.
6.   Each FCR providing unit and each FCR providing group shall comply with the properties required for FCR in the Table of Annex V and with any additional properties or requirements specified in accordance with paragraphs 2 and 3 and activate the agreed FCR by means of a proportional governor reacting to frequency deviations or alternatively based on a monotonic piecewise linear power-frequency characteristic in case of relay activated FCR. They shall be capable of activating FCR within the frequency ranges specified in Article 13(1) of Regulation (EU) 2016/631.
7.   Each TSO of the CE synchronous area shall ensure that the combined reaction of FCR of a LFC area comply with the following requirements:
(a)
the activation of FCR shall not be artificially delayed and begin as soon as possible after a frequency deviation;
(b)
in case of a frequency deviation equal to or larger than 200 mHz, at least 50 % of the full FCR capacity shall be delivered at the latest after 15 seconds;
(c)
in case of a frequency deviation equal to or larger than 200 mHz, 100 % of the full FCR capacity shall be delivered at the latest after 30 seconds;
(d)
in case of a frequency deviation equal to or larger than 200 mHz, the activation of the full FCR capacity shall rise at least linearly from 15 to 30 seconds; and
(e)
in case of a frequency deviation smaller than 200 mHz the related activated FCR capacity shall be at least proportional with the same time behaviour referred to in points (a) to (d).
8.   Each reserve connecting TSO shall monitor its contribution to the FCP and its FCR activation with respect to its FCR obligation, including FCR providing units and FCR providing groups. Each FCR provider shall make available to the reserve connecting TSO, for each of its FCR providing units and FCR providing groups, at least the following information:
(a)
time-stamped status indicating if FCR is on or off;
(b)
time-stamped active power data needed to verify FCR activation, including time-stamped instantaneous active power;
(c)
droop of the governor for type C and type D power generating modules as defined in Article 5 of Regulation (EU) 2016/631 acting as FCR providing units, or its equivalent parameter for FCR providing groups consisting of type A and/or type B power generating modules as defined in Article 5 of Regulation (EU) 2016/631, and/or demand units with demand response active power control as defined in Article 28 of Regulation (EU) 2016/1388.
9.   Each FCR provider shall have the right to aggregate the respective data for more than one FCR providing unit if the maximum power of the aggregated units is below 1,5 MW and a clear verification of activation of FCR is possible.
10.   At the request of the reserve connecting TSO, the FCR provider shall make the information listed in paragraph 9 available in real-time, with a time resolution of at least 10 seconds.
11.   At the request of the reserve connecting TSO and where necessary for the verification of the activation of FCR, a FCR provider shall make available the data listed in paragraph 9 concerning technical installations that are part of the same FCR providing unit.
Article 155
FCR prequalification process
1.   By 12 months after entry into force of this regulation, each TSO shall develop an FCR prequalification process and shall make publicly available the details of the FCR prequalification process.
2.   A potential FCR provider shall demonstrate to the reserve connecting TSO that it complies with the technical and the additional requirements set out in Article 154 by completing successfully the prequalification process of potential FCR providing units or FCR providing groups, described in paragraphs 3 to 6 of this Article.
3.   A potential FCR provider shall submit a formal application to the reserve connecting TSO together with the required information of potential FCR providing units or FCR providing groups. Within 8 weeks from receipt of the application, the reserve connecting TSO shall confirm whether the application is complete. Where the reserve connecting TSO considers that the application is incomplete, the potential FCR provider shall submit the additional required information within 4 weeks from receipt of the request for additional information. Where the potential FCR provider does not supply the requested information within that deadline, the application shall be deemed withdrawn.
4.   Within 3 months from confirmation that the application is complete, the reserve connecting TSO shall evaluate the information provided and decide whether the potential FCR providing units or FCR providing groups meet the criteria for an FCR prequalification. The reserve connecting TSO shall notify its decision to the potential FCR provider.
5.   Where the compliance with certain requirements of this Regulation has already been verified by the reserve connecting TSO, it will be recognised in the prequalification.
6.   The qualification of FCR providing units or FCR providing groups shall be re-assessed:
(a)
at least once every 5 years;
(b)
in case the technical or availability requirements or the equipment have changed; and
(c)
in case of modernisation of the equipment related to FCR activation.
Article 156
FCR provision
1.   Each TSO shall ensure the availability of at least its FCR obligations agreed between all TSOs of the same synchronous area in accordance with Articles 153, 163, 173 and 174.
2.   All TSOs of a synchronous area shall determine, at least on an annual basis, the size of the K-factor of the synchronous area, taking into account at least the following factors:
(a)
the reserve capacity on FCR divided by the maximum steady-state frequency deviation;
(b)
the auto-control of generation;
(c)
the self-regulation of load, taking into account the contribution in accordance with Articles 27 and 28 of Regulation (EU) 2016/1388;
(d)
the frequency response of HVDC interconnectors referred to in Article 172; and
(e)
the LFSM and FSM activation in accordance with Articles 13 and 15 of Regulation (EU) 2016/631.
3.   All TSOs of a synchronous area consisting of more than one LFC area shall, in the synchronous area operational agreement, determine the shares of the K-factor for each LFC area, which shall be based on at least:
(a)
the initial FCR obligations;
(b)
auto-control of generation;
(c)
the self-regulation of load;
(d)
frequency coupling via HVDC between synchronous areas;
(e)
exchange of FCR.
4.   An FCR provider shall guarantee the continuous availability of FCR, with the exception of a forced outage of a FCR providing unit, during the period of time in which it is obliged to provide FCR.
5.   Each FCR provider shall inform its reserve connecting TSO, as soon as possible, about any changes in the actual availability of its FCR providing unit and/or its FCR providing group, in whole or in part, relevant for the results of prequalification.
6.   Each TSO shall ensure, or shall require its FCR providers to ensure that the loss of a FCR providing unit does not endanger the operational security by:
(a)
limiting the share of the FCR provided per FCR providing unit to 5 % of the reserve capacity of FCR required for each of the whole CE and Nordic synchronous areas;
(b)
excluding the FCR provided by the unit defining the reference incident of the synchronous area from the dimensioning process for GB, IE/NI and Nordic synchronous areas; and
(c)
replacing the FCR which is made unavailable due to a forced outage or the unavailability of an FCR providing unit or FCR providing group as soon as technically possible and in accordance with the conditions that shall be defined by the reserve connecting TSO.
7.   An FCR providing unit or FCR providing group with an energy reservoir that does not limit its capability to provide FCR shall activate its FCR for as long as the frequency deviation persists. For the GB and IE/NI synchronous areas, a FCR providing unit or FCR providing group with an energy reservoir that does not limit its capability to provide FCR shall activate its FCR until it activates its FRR or for the period specified in the synchronous area operational agreement.
8.   A FCR providing unit or FCR providing group with an energy reservoir that limits its capability to provide FCR shall activate its FCR for as long as the frequency deviation persists, unless its energy reservoir is exhausted in either the positive or negative direction. For the GB and IE/NI synchronous areas, a FCR providing unit or FCR providing group with an energy reservoir that limits its capability to provide FCR shall activate its FCR until it activates its FRR or for the period specified in the synchronous area operational agreement.
9.   For the CE and Nordic synchronous areas, each FCR provider shall ensure that the FCR from its FCR providing units or groups with limited energy reservoirs are continuously available during normal state. For the CE and Nordic synchronous areas, as of triggering the alert state and during the alert state, each FCR provider shall ensure that its FCR providing units or groups with limited energy reservoirs are able to fully activate FCR continuously for a time period to be defined pursuant to paragraphs 10 and 11. Where no period has been determined pursuant to paragraphs 10 and 11, each FCR provider shall ensure that its FCR providing units or groups with limited energy reservoirs are able to fully activate FCR continuously for at least 15 minutes or, in case of frequency deviations that are smaller than a frequency deviation requiring full FCR activation, for an equivalent length of time, or for a period defined by each TSO, which shall not be greater than 30 or smaller than 15 minutes.
10.   For the CE and Nordic synchronous areas, all TSOs shall develop a proposal concerning the minimum activation period to be ensured by FCR providers. The period determined shall not be greater than 30 or smaller than 15 minutes. The proposal shall take full account of the results of the cost-benefit analysis conducted pursuant to paragraph 11.
11.   By 6 months after entry into force of this regulation, the TSOs of the CE and Nordic synchronous areas shall propose assumptions and methodology for a cost-benefit analysis to be conducted, in order to assess the time period required for FCR providing units or groups with limited energy reservoirs to remain available during alert state. By 12 months after approval of the assumptions and methodology by all regulatory authorities of the concerned region, the TSOs of the CE and Nordic synchronous areas shall submit the results of their cost-benefit analysis to the concerned regulatory authorities, suggesting a time period which shall not be greater than 30 or smaller than 15 minutes. The cost-benefit analysis shall take into account at least:
(a)
experiences gathered with different timeframes and shares of emerging technologies in different LFC blocks;
(b)
the impact of a defined time period on the total cost of FCR reserves in the synchronous area;
(c)
the impact of a defined time period on system stability risks, in particular through prolonged or repeated frequency events;
(d)
the impact on system stability risks and total cost of FCR in case of increasing total volume of FCR;
(e)
the impact of technological developments on costs of availability periods for FCR from its FCR providing units or groups with limited energy reservoirs.
12.   The FCR provider shall specify the limitations of the energy reservoir of its FCR providing units or FCR providing groups in the prequalification process in accordance with Article 155.
13.   A FCR provider using FCR providing units or FCR providing group with an energy reservoir that limits their capability to provide FCR shall ensure the recovery of the energy reservoirs in the positive or negative directions in accordance with the following criteria:
(a)
for the GB and IE/NI synchronous areas, the FCR provider shall use the methods specified in the synchronous area operational agreement;
(b)
for the CE and Nordic synchronous areas, the FCR provider shall ensure the recovery of the energy reservoirs as soon as possible, within 2 hours after the end of the alert state.
TITLE 6
FREQUENCY RESTORATION RESERVES
Article 157
FRR dimensioning
1.   All TSOs of a LFC Block shall set out FRR dimensioning rules in the LFC Block operational agreement.
2.   The FRR dimensioning rules shall include at least the following:
(a)
all TSOs of a LFC block in the CE and Nordic synchronous areas shall determine the required reserve capacity of FRR of the LFC block based on consecutive historical records comprising at least the historical LFC block imbalance values. The sampling of those historical records shall cover at least the time to restore frequency. The time period considered for those records shall be representative and include at least one full year period ending not earlier than 6 months before the calculation date;
(b)
all TSOs of a LFC block in the CE and Nordic synchronous areas shall determine the reserve capacity on FRR of the LFC block sufficient to respect the current FRCE target parameters in Article 128 for the time period referred to in point (a) based at least on a probabilistic methodology. In using that probabilistic methodology, the TSOs shall take into account the restrictions defined in the agreements for the sharing or exchange of reserves due to possible violations of operational security and the FRR availability requirements. All TSOs of a LFC block shall take into account any expected significant changes to the distribution of LFC block imbalances or take into account other relevant influencing factors relative to the time period considered;
(c)
all TSOs of a LFC block shall determine the ratio of automatic FRR, manual FRR, the automatic FRR full activation time and manual FRR full activation time in order to comply with the requirement of paragraph (b). For that purpose, the automatic FRR full activation time of a LFC block and the manual FRR full activation time of the LFC block shall not be more than the time to restore frequency;
(d)
the TSOs of a LFC block shall determine the size of the reference incident which shall be the largest imbalance that may result from an instantaneous change of active power of a single power generating module, single demand facility, or single HVDC interconnector or from a tripping of an AC line within the LFC block;
(e)
all TSOs of a LFC block shall determine the positive reserve capacity on FRR, which shall not be less than the positive dimensioning incident of the LFC block;
(f)
all TSOs of a LFC block shall determine the negative reserve capacity on FRR, which shall not be less than the negative dimensioning incident of the LFC block;
(g)
all TSOs of a LFC block shall determine the reserve capacity on FRR of a LFC block, any possible geographical limitations for its distribution within the LFC block and any possible geographical limitations for any exchange of reserves or sharing of reserves with other LFC blocks to comply with the operational security limits;
(h)
all TSOs of a LFC block shall ensure that the positive reserve capacity on FRR or a combination of reserve capacity on FRR and RR is sufficient to cover the positive LFC block imbalances for at least 99 % of the time, based on the historical records referred to in point (a);
(i)
all TSOs of a LFC block shall ensure that the negative reserve capacity on FRR or a combination of reserve capacity on FRR and RR is sufficient to cover the negative LFC block imbalances for at least 99 % of the time, based on the historical record referred to in point (a);
(j)
all TSOs of a LFC block may reduce the positive reserve capacity on FRR of the LFC block resulting from the FRR dimensioning process by concluding a FRR sharing agreement with other LFC blocks in accordance with provisions in Title 8. The following requirements shall apply to that sharing agreement:
(i)
for the CE and Nordic synchronous areas, the reduction of the positive reserve capacity on FRR of a LFC block shall be limited to the difference, if positive, between the size of the positive dimensioning incident and the reserve capacity on FRR required to cover the positive LFC block imbalances during 99 % of the time, based on the historical records referred to in point (a). The reduction of the positive reserve capacity shall not exceed 30 % of the size of the positive dimensioning incident;
(ii)
for the GB and IE/NI synchronous areas, the positive reserve capacity on FRR and the risk of non-delivery due to sharing shall be assessed continually by the TSOs of the LFC block;
(k)
all TSOs of a LFC block may reduce the negative reserve capacity on FRR of the LFC block, resulting from the FRR dimensioning process by concluding a FRR sharing agreement with other LFC blocks in accordance with the provisions of Title 8. The following requirements shall apply to that sharing agreement:
(i)
for the CE and Nordic synchronous areas, the reduction of the negative reserve capacity on FRR of a LFC block shall be limited to the difference, if positive, between the size of the negative dimensioning incident and the reserve capacity on FRR required to cover the negative LFC block imbalances during 99 % of the time, based on the historical records referred to in point (a);
(ii)
for the GB and IE/NI synchronous areas, the negative reserve capacity on FRR and the risk of non-delivery due to sharing shall be assessed continually by the TSOs of the LFC block.
3.   All TSOs of a LFC block where the LFC block comprises more than one TSO shall set out, in the LFC block operational agreement, the specific allocation of responsibilities between the TSOs of the LFC areas for the implementation of the obligations established in paragraph 2.
4.   All TSOs of a LFC block shall have sufficient reserve capacity on FRR at any time in accordance with the FRR dimensioning rules. The TSOs of a LFC block shall specify in the LFC block operational agreement an escalation procedure for cases of severe risk of insufficient reserve capacity on FRR in the LFC block.
Article 158
FRR minimum technical requirements
1.   The FRR minimum technical requirements shall be the following:
(a)
each FRR providing unit and each FRR providing group shall be connected to only one reserve connecting TSO;
(b)
a FRR providing unit or FRR providing group shall activate FRR in accordance with the setpoint received from the reserve instructing TSO;
(c)
the reserve instructing TSO shall be the reserve connecting TSO or a TSO designated by the reserve connecting TSO in an FRR exchange agreement pursuant to Article 165(3) or 171(4);
(d)
a FRR providing unit or FRR providing group for automatic FRR shall have an automatic FRR activation delay not exceeding 30 seconds;
(e)
a FRR provider shall ensure that the FRR activation of the FRR providing units within a reserve providing group can be monitored. For that purpose, the FRR provider shall be capable of supplying to the reserve connecting TSO and the reserve instructing TSO real-time measurements of the connection point or another point of interaction agreed with the reserve connecting TSO concerning:
(i)
time-stamped scheduled active power output;
(ii)
time-stamped instantaneous active power for:
—
each FRR providing unit,
—
each FRR providing group, and
—
each power generating module or demand unit of a FRR providing group with a maximum active power output larger than or equal to 1,5 MW;
(f)
a FRR providing unit or FRR providing group for automatic FRR shall be capable of activating its complete automatic reserve capacity on FRR within the automatic FRR full activation time;
(g)
a FRR providing unit or FRR providing group for manual FRR shall be capable of activating its complete manual reserve capacity on FRR within the manual FRR full activation time;
(h)
a FRR provider shall fulfil the FRR availability requirements; and
(i)
a FRR providing unit or FRR providing group shall fulfil the ramping rate requirements of the LFC block.
2.   All TSOs of a LFC block shall specify FRR availability requirements and requirements on the control quality of FRR providing units and FRR providing groups for their LFC block in the LFC block operational agreement pursuant to Article 119.
3.   The reserve connecting TSO shall adopt the technical requirements for the connection of FRR providing units and FRR providing groups to ensure the safe and secure delivery of FRR.
4.   Each FRR provider shall:
(a)
ensure that its FRR providing units and FRR providing groups fulfil the FRR technical minimum requirements, the FRR availability requirements and the ramping rate requirements in paragraphs 1 to 3; and
(b)
inform its reserve instructing TSO about a reduction of the actual availability of its FRR providing unit or its FRR providing group or a part of its FRR providing group as soon as possible.
5.   Each reserve instructing TSO shall ensure the monitoring of the compliance with the FRR minimum technical requirements in paragraph 1, the FRR availability requirements in paragraph 2, the ramping rate requirements in paragraph 1 and the connection requirements in paragraph 3 by its FRR providing units and FRR providing groups.
Article 159
FRR prequalification process
1.   By 12 months after entry into force of this Regulation each TSO shall develop a FRR prequalification process and shall clarify and make publicly available its details.
2.   A potential FRR provider shall demonstrate to the reserve connecting TSO or the TSO designated by the reserve connecting TSO in the FRR exchange agreement that it complies with the FRR minimum technical requirements in Article 158(1), the FRR availability requirements in Article 158(2), the ramping rate requirements in Article 158(1) and the connection requirements in Article 158(3) by completing successfully the prequalification process of potential FRR providing units or FRR providing groups, described in paragraphs 3 to 6 of this Article.
3.   A potential FRR provider shall submit a formal application to the relevant reserve connecting TSO or the designated TSO together with the required information of potential FRR providing units or FRR providing groups. Within 8 weeks from receipt of the application, the reserve connecting TSO or the designated TSO shall confirm whether the application is complete. Where the reserve connecting TSO or the designated TSO considers that the application is incomplete they shall request additional information and the potential FRR provider shall submit the additional required information within 4 weeks from the receipt of the request. Where the potential FRR provider does not supply the requested information within that deadline, the application shall be deemed to be withdrawn.
4.   Within 3 months after the reserve connecting TSO or the designated TSO confirms that the application is complete, the reserve connecting TSO or the designated TSO shall evaluate the information provided and decide whether the potential FRR providing units or FRR providing groups meet the criteria for a FRR prequalification. The reserve connecting TSO or the designated TSO shall notify their decision to the potential FRR provider.
5.   The qualification of FRR providing units or FRR providing groups by the reserve connecting TSO or the designated TSO shall be valid for the entire LFC Block.
6.   The qualification of FRR providing units or FRR providing groups shall be re-assessed:
(a)
at least once every 5 years; and
(b)
where the technical or availability requirements or the equipment have changed.
7.   To ensure operational security, the reserve connecting TSO shall have the right to exclude FRR providing groups from the provision of FRR based on technical arguments such as the geographical distribution of the power generating modules or demand units belonging to a FRR providing group.
TITLE 7
REPLACEMENT RESERVES
Article 160
RR dimensioning
1.   All TSOs of an LFC block shall have the right to implement a reserve replacement process.
2.   To comply with the FRCE target parameters referred to in Article 128, all TSOs of a LFC block with a RRP, performing a combined dimensioning process of FRR and RR to fulfil the requirements of Article 157(2), shall define RR dimensioning rules in the LFC block operational agreement.
3.   The RR dimensioning rules shall comprise at least the following requirements:
(a)
for the Nordic and CE synchronous areas there shall be sufficient positive reserve capacity on RR to restore the required amount of positive FRR. For the GB and IE/NI synchronous areas there shall be sufficient positive reserve capacity on RR to restore the required amount of positive FCR and positive FRR;
(b)
for the Nordic and CE synchronous areas, there shall be sufficient negative reserve capacity on RR to restore the required amount of negative FRR. For the GB and IE/NI synchronous areas, there shall be sufficient negative reserve capacity on RR to restore the required amount of negative FCR and negative FRR;
(c)
there shall be sufficient reserve capacity on RR, where this is taken into account to dimension the reserve capacity on FRR in order to respect the FRCE quality target for the period of time concerned; and
(d)
compliance with the operational security within a LFC block to determine the reserve capacity on RR.
4.   All TSOs of an LFC block may reduce the positive reserve capacity on RR of the LFC block, resulting from the RR dimensioning process, by developing a RR sharing agreement for that positive reserve capacity on RR with other LFC blocks in accordance with the provisions of Title 8 of Part IV. The control capability receiving TSO shall limit the reduction of its positive reserve capacity on RR in order to:
(a)
guarantee that it can still meet its FRCE target parameters set out in Article 128;
(b)
ensure that operational security is not endangered; and
(c)
ensure that the reduction of the positive reserve capacity on RR does not exceed the remaining positive reserve capacity on RR of the LFC block.
5.   All TSOs of a LFC block may reduce the negative reserve capacity on RR of the LFC block, resulting from the RR dimensioning process, by developing a RR sharing agreement for that negative reserve capacity on RR with other LFC blocks in accordance with the provisions of Title 8 of Part IV. The control capability receiving TSO shall limit the reduction of its negative reserve capacity on RR in order to:
(a)
guarantee that it can still meet its FRCE target parameters set out in Article 128;
(b)
ensure that operational security is not endangered; and
(c)
ensure that the reduction of the negative reserve capacity on RR does not exceed the remaining negative reserve capacity on RR of the LFC block.
6.   Where a LFC block is operated by more than one TSO and if the process is necessary for the LFC block, all TSOs of that LFC block shall specify in the LFC block operational agreement the allocation of responsibilities between the TSOs of different LFC areas for the implementation of the dimensioning rules set out in paragraph 3.
7.   A TSO shall have sufficient reserve capacity on RR in accordance with the RR dimensioning rules at any time. The TSOs of a LFC block shall specify in the LFC block operational agreement an escalation procedure for cases of severe risk of insufficient reserve capacity on RR in the LFC block.
Article 161
RR minimum technical requirements
1.   RR providing units and RR providing groups shall comply with the following minimum technical requirements:
(a)
connection to only one reserve connecting TSO;
(b)
RR activation according to the setpoint received from the reserve instructing TSO;
(c)
the reserve instructing TSO shall be the reserve connecting TSO or a TSO that shall be designated by the reserve connecting TSO in the RR exchange agreement pursuant to Article 165(3) or 171(4);
(d)
activation of complete reserve capacity on RR within the activation time defined by the instructing TSO;
(e)
de-activation of RR according to the setpoint received from the reserve instructing TSO;
(f)
a RR provider shall ensure that the RR activation of the RR providing units within a reserve providing group can be monitored. For that purpose, the RR provider shall be capable of supplying to the reserve connecting TSO and the reserve instructing TSO real-time measurements of the connection point or another point of interaction agreed with the reserve connecting TSO concerning:
(i)
the time-stamped scheduled active power output, for each RR providing unit and group and for each power generating module or demand unit of a RR providing group with a maximum active power output larger than or equal to 1,5 MW;
(ii)
the time-stamped instantaneous active power, for each RR providing unit and group, and for each power generating module or demand unit of a RR providing group with a maximum active power output larger than or equal to 1,5 MW;
(g)
fulfilment of the RR availability requirements.
2.   All TSOs of a LFC block shall specify RR availability requirements and requirements on the control quality of RR providing units and RR providing groups in the LFC block operational agreement.
3.   The reserve connecting TSO shall adopt the technical requirements for the connection of RR providing units and RR providing groups to ensure the safe and secure delivery of RR in the prequalification process description.
4.   Each RR provider shall:
(a)
ensure that its RR providing units and RR providing groups fulfil the RR technical minimum requirements and the RR availability requirements referred to in paragraphs 1 to 3; and
(b)
inform its reserve instructing TSO about a reduction of the actual availability or a forced outage of its RR providing unit or its RR providing group or a part of its RR providing group as soon as possible.
5.   Each reserve instructing TSO shall ensure compliance with the RR technical requirements, the RR availability requirements and the connection requirements referred to in this Article with regard to its RR providing units and RR providing groups.
Article 162
RR prequalification process
1.   Each TSO of a LFC block which has implemented a RRP shall develop a RR prequalification process within 12 months after entry into force of this Regulation and shall clarify and make publicly available the details thereof.
2.   A potential RR provider shall demonstrate to the reserve connecting TSO or the TSO designated by the reserve connecting TSO in the RR exchange agreement that it complies with the RR technical minimum requirements, the RR availability requirements and the connection requirements referred to in Article 161 by completing successfully the prequalification process of potential RR providing units or RR providing groups, described in paragraphs 3 to 6.
3.   A potential RR provider shall submit a formal application to the relevant reserve connecting TSO or the designated TSO together with the required information of potential RR providing units or RR providing groups. Within 8 weeks from receipt of the application, the reserve connecting TSO or the designated TSO shall confirm whether the application is complete. Where the reserve connecting TSO or the designated TSO considers that the application is incomplete, the potential RR provider shall submit the additional required information within 4 weeks from the receipt of the request for additional information. Where the potential RR provider does not supply the requested information within that deadline, the application shall be deemed withdrawn.
4.   Within 3 months from confirmation of the completeness of the application, the reserve connecting TSO or the designated TSO shall evaluate the information provided and decide whether the potential RR providing units or RR providing groups meet the criteria for a RR prequalification. The reserve connecting TSO or the designated TSO shall notify its decision to the potential RR provider.
5.   The qualification of RR providing units or RR providing groups shall be reassessed:
(a)
at least once every 5 years; and
(b)
where the technical or availability requirements or the equipment have changed.
6.   To ensure operational security, the reserve connecting TSO shall have the right to reject the provision of RR by RR providing groups, based on technical arguments such as the geographical distribution of the power generating modules or demand units establishing a RR providing group.
TITLE 8
EXCHANGE AND SHARING OF RESERVES
CHAPTER 1
Exchange and sharing of reserves within a synchronous area
Article 163
Exchange of FCR within a synchronous area
1.   All TSOs involved in the exchange of FCR within a synchronous area shall comply with the requirements set out in paragraphs 2 to 9. The exchange of FCR implies a transfer of a FCR obligation from the reserve receiving TSO to the reserve connecting TSO for the corresponding reserve capacity on FCR.
2.   All TSOs involved in the exchange of FCR within a synchronous area shall respect the limits and requirements for the exchange of FCR within the synchronous area specified in the Table of Annex VI.
3.   In case of exchange of FCR, the reserve connecting TSO and reserve receiving TSO shall notify it in accordance with Article 150.
4.   Any reserve connecting TSO, reserve receiving TSO or affected TSO involved in the exchange of FCR may refuse the exchange of FCR where it would result in power flows that violate the operational security limits when activating the reserve capacity on FCR subject to the exchange of FCR.
5.   Each affected TSO shall verify that its reliability margin, established in accordance with Article 22 of Regulation (EU) 2015/1222, is sufficient to accommodate the power flows resulting from the activation of the reserve capacity on FCR subject to the exchange of FCR.
6.   All TSOs of a LFC area shall adjust the parameters of their FRCE calculation to account for the exchange of FCR.
7.   The reserve connecting TSO shall be responsible for the requirements referred to in Articles 154 and 156 as regards the reserve capacity on FCR subject to the exchange of FCR.
8.   The FCR providing unit or group shall be responsible towards its reserve connecting TSO for FCR activation.
9.   The concerned TSOs shall ensure that exchange of FCR does not prevent any TSO from fulfilling the reserve requirements in Article 156.
Article 164
Sharing of FCR within a synchronous area
A TSO shall not share FCR with other TSOs of its synchronous area to fulfil its FCR obligation and to reduce the total amount of FCR of the synchronous area in accordance with Article 153.
Article 165
General requirements for the exchange of FRR and RR within a synchronous area
1.   All TSOs of a synchronous area shall define in the synchronous area operational agreement the roles and responsibilities of the reserve connecting TSO, the reserve receiving TSO and the affected TSO for the exchange of FRR and/or RR.
2.   Where an exchange of FRR/RR takes place, the reserve connecting TSO and reserve receiving TSO shall notify that exchange pursuant to the notification requirements in Article 150.
3.   The reserve connecting and reserve receiving TSOs participating in the exchange of FRR/RR shall specify in a FRR or RR exchange agreement their roles and responsibilities, including:
(a)
the responsibility of the reserve instructing TSO for the reserve capacity on FRR and RR subject to the exchange of FRR/RR;
(b)
the amount of the reserve capacity on FRR and RR subject to the exchange of FRR/RR;
(c)
the implementation of the cross-border FRR/RR activation process in accordance with Articles 147 and 148;
(d)
FRR/RR technical minimum requirements related to the cross-border FRR/RR activation process where the reserve connecting TSO is not the reserve instructing TSO;
(e)
the implementation of the FRR/RR prequalification for the reserve capacity on FRR and RR subject to exchange in accordance with Articles 159 and 162;
(f)
the responsibility to monitor the fulfilment of the FRR/RR technical requirements and FRR/RR availability requirements for the reserve capacity on FRR and RR subject to exchange in accordance with Articles 158(5) and 161(5); and
(g)
procedures to ensure that the exchange of FRR/RR does not lead to power flows which violate the operational security limits.
4.   Any reserve connecting TSO, reserve receiving TSO or affected TSO involved in the exchange of FRR or RR may refuse the exchange referred to in paragraph 2 where it would result in power flows that violate the operational security limits when activating the reserve capacity on FRR and RR subject to the exchange of FRR or RR.
5.   The concerned TSOs shall ensure that exchange of FRR/RR does not prevent any TSO from complying with the reserve requirements established in the FRR or RR dimensioning rules in Articles 157 and 160.
6.   All TSOs of a LFC block shall specify in the LFC block operational agreement the roles and responsibilities of the reserve connecting TSO, the reserve receiving TSO and the affected TSO for the exchange of FRR and/or RR with TSOs of other LFC blocks.
Article 166
General requirements for sharing FRR and RR within a synchronous area
1.   All TSOs of a synchronous area shall specify in the synchronous area operational agreement the roles and responsibilities of the control capability providing TSO, the control capability receiving TSO and the affected TSO for sharing FRR/RR.
2.   Where FRR/RR sharing takes place, the control capability providing TSO and control capability receiving TSO shall notify that sharing pursuant to the notification requirements in Article 150.
3.   The control capability receiving TSO and the control capability providing TSO participating in the sharing of FRR/RR shall specify in a FRR or RR sharing agreement their roles and responsibilities, including:
(a)
the amount of reserve capacity on FRR and RR subject to the sharing of FRR/RR;
(b)
the implementation of the cross-border FRR/RR activation process in accordance with Articles 147 and 148;
(c)
procedures to ensure that the activation of the reserve capacity on FRR and RR subject to the sharing of FRR/RR does not lead to power flows that violate the operational security limits.
4.   Any control capability providing TSO, control capability receiving TSO or affected TSO involved in the sharing of FRR/RR may refuse sharing of FRR/RR where it would result in power flows that violate the operational security limits when activating the reserve capacity on FRR and RR subject to the sharing of FRR/RR.
5.   In case of sharing of FRR/RR, the control capability providing TSO shall make available to the control capability receiving TSO a share of its own reserve capacity on FRR and RR required to comply with its reserve requirements for FRR and/or RR resulting from the FRR/RR dimensioning rules in Articles 157 and 160. The control capability providing TSO can be either:
(a)
the reserve instructing TSO for the reserve capacity on FRR and RR subject to the sharing of FRR/RR; or
(b)
the TSO having access to its reserve capacity on FRR and RR subject to the sharing of FRR/RR through an implemented cross-border FRR/RR activation process as part of an FRR/RR exchange agreement.
6.   Each control capability receiving TSO shall be responsible for coping with incidents and imbalances in case the reserve capacity on FRR and RR subject to the sharing of FRR/RR are unavailable due to:
(a)
restrictions to provide frequency restoration or adjust the control program related to operational security; and
(b)
partial or full usage of the reserve capacity on FRR and RR by the control capability providing TSO.
7.   All TSOs of a LFC block shall specify in the LFC block operational agreement their roles and responsibilities of the control capability providing TSO, the control capability receiving TSO and the affected TSO for the sharing of FRR and RR with TSOs of other LFC blocks.
Article 167
Exchange of FRR within a synchronous area
All TSOs in a synchronous area consisting of more than one LFC block involved in the exchange of FRR within the synchronous area shall comply with the requirements and limits for the exchange of FRR set out in the Table of Annex VII.
Article 168
Sharing of FRR within a synchronous area
Each TSO of a LFC block shall have the right to share FRR with other LFC blocks of its synchronous area within the limits set by the FRR dimensioning rules in Article 157(1) and in accordance with Article 166.
Article 169
Exchange of RR within a synchronous area
All TSOs in a synchronous area consisting of more than one LFC block involved in the exchange of RR within the synchronous area shall comply with the requirements and limits for the exchange of RR set out in the Table of Annex VIII.
Article 170
Sharing of RR within a synchronous area
Each TSO of a LFC block shall have the right to share RR with other LFC blocks of the same synchronous area within the limits set by the RR dimensioning rules in Article 160(4) and (5) and in accordance with Article 166.
CHAPTER 2
Exchange and sharing of reserves between synchronous areas
Article 171
General requirements
1.   Each operator and/or owner of an HVDC interconnector which interconnects synchronous areas shall provide to the connecting TSOs the capability to perform the exchange and sharing of FCR, FRR and RR if this technology is installed.
2.   All TSOs of the synchronous area shall specify in the synchronous area operational agreement the roles and the responsibilities of the reserve connecting TSO, the reserve receiving TSO and the affected TSO for the exchange of reserves as well as for the control capability providing TSO, control capability receiving TSO and affected TSO for the sharing of reserves between synchronous areas.
3.   The reserve connecting TSO and reserve receiving TSO or the control capability providing TSO and the control capability receiving TSO shall notify the exchange or sharing of FCR, FRR or RR in accordance with Article 150.
4.   The reserve connecting TSO and reserve receiving TSO involved in the exchange of reserves shall specify, in an exchange agreement, their roles and responsibilities, including:
(a)
the responsibility of the reserve instructing TSO for the reserve capacity of the reserve exchange;
(b)
the amount of the reserve capacity subject to the exchange of reserves;
(c)
the implementation of the cross-border FRR/RR activation process in accordance with Articles 147 and 148;
(d)
the implementation of the prequalification for the reserve capacity subject to the exchange of reserves in accordance with Articles 155, 159 and 162;
(e)
the responsibility to monitor compliance with the technical requirements and availability requirements of the reserve capacity subject to the exchange of reserves pursuant to Articles 158(5) and 161(5); and
(f)
procedures to ensure that the exchange of reserves does not lead to power flows that violate the operational security limits.
5.   The control capability providing and control capability receiving TSO involved in the sharing of reserves shall specify their roles and responsibilities in a sharing agreement, including:
(a)
the amount of reserve capacity subject to the sharing of reserves;
(b)
the implementation of the cross-border FRR/RR activation process in accordance with Articles 147 and 148; and
(c)
the procedures to ensure that the sharing of reserves does not lead to power flows that violate the operational security limits.
6.   The reserve connecting TSO and reserve receiving TSO involved in the exchange of reserves, or the control capability providing and control capability receiving TSO involved in the sharing of reserves shall develop and adopt an HVDC operating and coordination agreement with the HVDC interconnector owners and/or HVDC interconnector operators or with legal entities comprising HVDC interconnector owners and/or HVDC interconnector operators, including:
(a)
the interactions across all timescales, including planning and activation;
(b)
the MW/Hz sensitivity factor, linearity/dynamic or static/step response function of each HVDC interconnector connecting synchronous areas; and
(c)
the share/interaction of these functions across multiple HVDC paths between the synchronous areas.
7.   Any reserve connecting TSO, reserve receiving TSO, control capability providing TSO, control capability receiving TSO or affected TSO involved in the exchange or sharing of reserves may refuse the exchange or sharing of reserve where it would result in power flows that violate the operational security limits when activating the reserve capacity subject to the exchange or sharing of reserve.
8.   The involved TSOs shall ensure that exchange of reserves between synchronous areas does not prevent any TSO from complying with the reserve requirements in Articles 153, 157 and 160.
9.   The reserve connecting TSO and reserve receiving TSO and the control capability providing and control capability receiving TSO shall specify procedures in an exchange agreement or sharing agreement for cases when the exchange or the sharing of reserves between synchronous areas cannot be executed in real-time.
Article 172
Frequency coupling between synchronous areas
1.   All TSOs of the synchronous areas connected via an HVDC interconnector shall have the right to implement a frequency coupling process to provide linked frequency response. The frequency coupling process may be used by TSOs to enable FCR exchange and/or sharing between synchronous areas.
2.   All TSOs of each synchronous area shall specify the technical design of the frequency coupling process in the synchronous area operational agreement. The frequency coupling process shall take into account:
(a)
the operational impact between the synchronous areas;
(b)
the stability of the FCP of the synchronous area;
(c)
the ability of the TSOs of the synchronous area to comply with the frequency quality target parameters defined in accordance with Article 127; and
(d)
the operational security.
3.   Each HVDC interconnector operator shall control the active power flow over the HVDC interconnector in accordance with the implemented frequency coupling process.
Article 173
Exchange of FCR between synchronous areas
1.   All TSOs of a synchronous area involved in a frequency coupling process shall have the right to use the FCR exchange process to exchange FCR between synchronous areas.
2.   All TSOs of synchronous areas involved in the exchange of FCR between synchronous areas shall organise that exchange so that the TSOs of one synchronous area receive from another synchronous area a share of the total reserve capacity on FCR required for their synchronous area pursuant to Article 153.
3.   The share of the total reserve capacity on FCR required for synchronous area where it is exchanged shall be provided in the second synchronous area in addition to the total reserve capacity on FCR required for that second synchronous area in accordance with Article 153.
4.   All TSOs of the synchronous area shall specify in the synchronous area operational agreement the limits for FCR exchange.
5.   All TSOs of the involved synchronous areas shall develop an FCR exchange agreement whereby they specify conditions for the exchange of FCR.
Article 174
Sharing of FCR between synchronous areas
1.   All TSOs of a synchronous area involved in a frequency coupling process shall have the right to use that process to share FCR between the synchronous areas.
2.   All TSOs of the synchronous area shall specify the limits for FCR sharing in the synchronous area operational agreement, in accordance with the following criteria:
(a)
for the CE and Nordic synchronous area, all TSOs shall ensure that the sum of FCR provided within the synchronous area and from other synchronous areas as part of exchange of FCR covers at least the reference incident;
(b)
for the GB and IE/NI synchronous areas, all TSOs shall specify a methodology to determine the minimum provision of reserve capacity on FCR in the synchronous area.
3.   All TSOs of the involved synchronous areas shall specify the conditions for sharing FCR between the involved synchronous areas in their respective synchronous area operational agreements.
Article 175
General requirements for sharing of FRR and RR between synchronous areas
1.   In case of sharing of FRR or RR, the control capability providing TSO shall make available to the control capability receiving TSO a share of its own reserve capacity on FRR and RR required to comply with the reserve requirements for FRR and/or RR resulting from the FRR/RR dimensioning rules referred to in Articles 157 and 160. The control capability providing TSO can be either:
(a)
the reserve instructing TSO for the reserve capacity on FRR and RR subject to the sharing of FRR or RR; or
(b)
the TSO having access to its reserve capacity on FRR and RR subject to the sharing of FRR/RR through an implemented cross-border FRR/RR activation process as part of a FRR/RR exchange agreement.
2.   All TSOs of an LFC block shall specify in the LFC block operational agreement their roles and responsibilities of the control capability providing TSO, the control capability receiving TSO and the affected TSO for the sharing of FRR and RR with TSOs of other LFC blocks in other synchronous areas.
Article 176
Exchange of FRR between synchronous areas
1.   All TSOs of each synchronous area shall specify in the synchronous area operational agreement a method to determine the limits for the exchange of FRR with other synchronous areas. That method shall take into account:
(a)
the operational impact between the synchronous areas;
(b)
the stability of the FRP of the synchronous area;
(c)
the ability of TSOs of the synchronous area to comply with the frequency quality target parameters defined in accordance with Article 127 and the FRCE target parameters defined in accordance with Article 128; and
(d)
the operational security.
2.   All TSOs of the LFC blocks involved in the exchange of FRR between synchronous areas shall organise that exchange so that the TSOs of a LFC block in the first synchronous area may receive a share of the total reserve capacity on FRR required for their LFC block as determined in accordance with the Article 157(1) from a LFC block in the second synchronous area.
3.   The share of the total reserve capacity on FRR required for the LFC block in the synchronous area where it is exchanged shall be provided from the LFC block in the second synchronous area in addition to the total reserve capacity on FRR required for that second LFC block in accordance with Article 157(1).
4.   Each operator of a HVDC interconnector shall control the active power flow over the HVDC interconnector following the instructions provided by either the reserve connecting TSO or reserve receiving TSO in accordance with the FRR technical minimum requirements referred to in Article 158.
5.   All TSOs of the LFC blocks to which the reserve connecting TSO and the reserve receiving TSO belong shall specify the conditions for exchange of FRR in an FRR exchange agreement.
Article 177
Sharing of FRR between synchronous areas
1.   All TSOs of each synchronous area shall specify in the synchronous area operational agreement a methodology to determine limits for the sharing of FRR with other synchronous areas. That methodology shall take into account:
(a)
the operational impact between the synchronous areas;
(b)
the stability of the FRP of the synchronous area;
(c)
the maximum reduction of FRR that can be taken into account in the FRR dimensioning in accordance with Article 157 as a result of the FRR sharing;
(d)
the ability of the synchronous area to comply with the frequency quality target parameters defined in accordance with Article 127 and the FRCE target parameters defined in accordance with Article 128; and
(e)
the operational security.
2.   All TSOs of the LFC blocks involved in the sharing of FRR between synchronous areas shall organise that sharing so that the TSOs of a LFC block in the first synchronous area may receive a share of the total reserve capacity on FRR required for their LFC block as defined in accordance with the Article 157(1) from a LFC block in the second synchronous area.
3.   Each operator of a HVDC interconnector shall control the active power flow over the HVDC interconnector following the instructions provided by either the control capability providing TSO or control capability receiving TSO in accordance with the FRR technical minimum requirements in Article 158(1).
4.   All TSOs of the LFC blocks to which the control capability providing TSO and the control capability receiving TSOs belong shall specify the conditions for sharing FRR in an FRR sharing agreement.
Article 178
Exchange of RR between synchronous areas
1.   All TSOs of each synchronous area shall define in the synchronous area operational agreement a method to determine limits for the exchange of RR with other synchronous areas. That method shall take into account:
(a)
the operational impact between the synchronous areas;
(b)
the stability of the RRP of the synchronous area;
(c)
the ability of the synchronous area to comply with the frequency quality target parameters defined in accordance with Article 127 and the FRCE target parameters defined in accordance with Article 128; and
(d)
the operational security.
2.   All TSOs of the LFC blocks involved in the exchange of RR between synchronous areas shall organise that exchange so that the TSOs of a LFC block in the first synchronous area may receive a share of the total reserve capacity on RR required for their LFC block as defined in Article 160(2) from a LFC block in the second synchronous area.
3.   The share of the total reserve capacity on RR required for the LFC block in the synchronous area where it is exchanged shall be provided from the LFC block in the second synchronous area in addition to the total reserve capacity on RR required for that second LFC block in accordance with Article 160(2).
4.   Each operator of a HVDC interconnector shall control the active power flow over the HVDC interconnector following the instructions provided by either the reserve connecting TSO or the reserve receiving TSO in accordance with the RR technical minimum requirements in Article 161.
5.   All TSOs of the LFC blocks to which the reserve connecting TSO and the reserve receiving TSO belong shall specify the conditions for the exchange of RR in an RR exchange agreement.
Article 179
Sharing of RR between synchronous areas
1.   All TSOs of each synchronous area shall define in the synchronous area operational agreement a method for determining the limits for sharing of RR with other synchronous areas. That method shall take into account:
(a)
the operational impact between the synchronous areas;
(b)
the stability of the RRP of the synchronous area;
(c)
the maximum reduction of RR that can be taken into account in the RR dimensioning rules in accordance with Article 160 as a result of the RR sharing;
(d)
the ability of the TSOs of the synchronous area to comply with the frequency quality target parameters defined in accordance with Article 127 and the ability of the LFC blocks to comply with the FRCE error target parameters defined in accordance with Article 128; and
(e)
the operational security.
2.   All TSOs of the LFC blocks involved in the sharing of RR between synchronous areas shall organise that sharing so that the TSOs of an LFC block in the first synchronous area may receive a share of the total reserve capacity on RR required for their LFC block as defined in accordance with Article 160(2) from a LFC block in the second synchronous area.
3.   Each operator of an HVDC interconnector shall control the active power flow over the HVDC interconnector following the instructions provided by either the control capability providing TSO or the control capability receiving TSO in accordance with the RR technical minimum requirements in Article 161.
4.   All TSOs of each LFC block to which the reserve control capability providing TSO and reserve control capability receiving TSO belong to, shall specify the conditions for the sharing of RR in an RR sharing agreement.
CHAPTER 3
Cross-border activation process for FRR/RR
Article 180
Cross-border activation process for FRR/RR
All TSOs involved in the cross-border activation of FRR and RR in the same or different synchronous areas shall comply with the requirements set out in Articles 147 and 148.
TITLE 9
TIME CONTROL PROCESS
Article 181
Time control process
1.   The control target of the electrical time control process shall be to control the average value of the system frequency to the nominal frequency.
2.   Where applicable, all TSOs of a synchronous area shall define in the synchronous area operational agreement the methodology to correct the electrical time deviation, which shall include:
(a)
the time ranges within which TSOs shall endeavour to maintain the electrical time deviation;
(b)
the frequency setpoint adjustments to return electrical time deviation to zero; and
(c)
the actions to increase or decrease the average system frequency by means of active power reserves.
3.   The synchronous area monitor shall:
(a)
monitor the electrical time deviation;
(b)
calculate the frequency setpoint adjustments; and
(c)
coordinate the actions of the time control process.
TITLE 10
COOPERATION WITH DSOS
Article 182
Reserve providing groups or units connected to the DSO grid
1.   TSOs and DSOs shall cooperate in order to facilitate and enable the delivery of active power reserves by reserve providing groups or reserve providing units located in the distribution systems.
2.   For the purposes of the prequalification processes for FCR in Article 155, FRR in Article 159 and RR in Article 162, each TSO shall develop and specify, in an agreement with its reserve connecting DSOs and intermediate DSOs, the terms of the exchange of information required for these prequalification processes for reserve providing units or groups located in the distribution systems and for the delivery of active power reserves. The prequalification processes for FCR in Article 155, FRR in Article 159 and RR in Article 162 shall specify the information to be provided by the potential reserve providing units or groups, which shall include:
(a)
voltage levels and connection points of the reserve providing units or groups;
(b)
the type of active power reserves;
(c)
the maximum reserve capacity provided by the reserve providing units or groups at each connection point; and
(d)
the maximum rate of change of active power for the reserve providing units or groups.
3.   The prequalification process shall rely on the agreed timeline and rules concerning information exchanges and the delivery of active power reserves between the TSO, the reserve connecting DSO and the intermediate DSOs. The prequalification process shall have a maximum duration of 3 months from the submission of a complete formal application by the reserve providing unit or group.
4.   During the prequalification of a reserve providing unit or group connected to its distribution system, each reserve connecting DSO and each intermediate DSO, in cooperation with the TSO, shall have the right to set limits to or exclude the delivery of active power reserves located in its distribution system, based on technical reasons such as the geographical location of the reserve providing units and reserve providing groups.
5.   Each reserve connecting DSO and each intermediate DSO shall have the right, in cooperation with the TSO, to set, before the activation of reserves, temporary limits to the delivery of active power reserves located in its distribution system. The respective TSOs shall agree with their reserve connecting DSOs and intermediate DSOs on the applicable procedures.
TITLE 11
TRANSPARENCY OF INFORMATION
Article 183
General transparency requirements
1.   All TSOs shall ensure that the information listed in this Title is published at a time and in a format that does not create an actual or potential competitive advantage or disadvantage to any individual party or category of party and taking due account of sensitive commercial information.
2.   Each TSO shall use available knowledge and tools to overcome technical limits and to ensure the availability and the accuracy of the information made available to ENTSO for Electricity in accordance with Article 16 and Article 185(3).
3.   Each TSO shall ensure the availability and the accuracy of the information made available to ENTSO for Electricity in accordance with Articles 184 to 190.
4.   All material for publication mentioned in Articles 184 to 190 shall be made available to ENTSO for Electricity at least in English. ENTSO for Electricity shall publish this material on the information transparency platform established in accordance with Article 3 of Regulation (EU) No 543/2013.
Article 184
Information on operational agreements
1.   Each TSO shall share the contents of its synchronous area operational agreement with its regulatory authority or, where applicable, with another competent authority no later than 1 month before its entry into force.
2.   All TSOs of each synchronous area shall notify the contents of their synchronous area operational agreement to ENTSO for Electricity for publication no later than 1 week after its entry into force.
3.   Each TSO of each LFC block shall share the contents of its LFC block operational agreement with its regulatory authority or, where applicable, with another competent authority.
Article 185
Information on frequency quality
1.   Where the TSOs of a synchronous area propose to modify the values for the frequency quality defining parameters or the frequency quality target parameter in accordance with Article 127, they shall notify the modified values to ENTSO for Electricity for publication at least 1 month before the entry into force of the synchronous area operational agreement.
2.   Where applicable, all TSOs of each synchronous area shall notify the values of the FRCE target parameters for each LFC block and each LFC area to ENTSO for Electricity for publication at least 1 month before their applicability.
3.   All TSOs of each synchronous area shall notify the methodology used to determine the risk of exhaustion of FCR to ENTSO for Electricity for publication at least 3 months before the application of the synchronous area operational agreement.
4.   The synchronous area monitor of each synchronous area shall notify the results of the criteria application process for their synchronous area to ENTSO for Electricity for publication within 3 months after the last time-stamp of the measurement period and at least four times a year. Those results shall include at least:
(a)
the values of the frequency quality evaluation criteria calculated for the synchronous area and for each LFC block within the synchronous area in accordance with Article 133(3); and
(b)
the measurement resolution, measurement accuracy and calculation method specified in accordance with Article 132;
5.   All TSOs of each synchronous area shall notify the ramping period specified in accordance with Article 136 to ENTSO for Electricity for publication at least 3 months before their applicability.
Article 186
Information on the load-frequency control structure
1.   All TSOs of each synchronous area shall notify the following information to ENTSO for Electricity for publication at least 3 months before the application of the synchronous area operational agreement:
(a)
information on the process activation structure of the synchronous area, including at least information on the monitoring areas, LFC areas and LFC blocks defined and their respective TSOs; and
(b)
information on the process responsibility structure of the synchronous area, including at least information on the processes developed in accordance with Article 140(1) and (2).
2.   All TSOs implementing an imbalance netting process shall publish information regarding that process which shall include at least the list of participating TSOs and the starting date of the imbalance netting process.
Article 187
Information on FCR
1.   All TSOs of each synchronous area shall notify the dimensioning approach for FCR for their synchronous area in accordance with Article 153(2) to ENTSO for Electricity for publication at least 1 month before its applicability.
2.   Where applicable, all TSOs of each synchronous area shall notify the total amount of reserve capacity on FCR and the shares of reserve capacity on FCR required for each TSO specified in accordance with Article 153(1) as the initial FCR obligation to ENTSO for Electricity for publication at least 1 month before their applicability.
3.   All TSOs of each synchronous area shall notify the FCR properties established for their synchronous area in accordance with Article 154(2) and the additional requirements for FCR providing groups in accordance with Article 154(3) to ENTSO for Electricity for publication at least 3 months before their applicability.
Article 188
Information on FRR
1.   All TSOs of each LFC block shall notify the FRR availability requirements and requirements for the control quality specified in accordance with Article 158(2) and the technical requirements for the connection specified in accordance with Article 158(3) for their LFC block to ENTSO for Electricity for publication at least 3 months before their applicability.
2.   All TSOs of each LFC block shall notify the FRR dimensioning rules specified for their LFC block in accordance with Article 157(1) to ENTSO for Electricity for publication at least 3 months before the applicability of the LFC block operational agreement.
3.   All TSOs of each synchronous area shall notify, by 30 November of each year, an outlook of the reserve capacities on FRR of each LFC block for the next year to ENTSO for Electricity for publication.
4.   All TSOs of each synchronous area shall notify, within 30 days after the end of the quarter, the actual reserve capacities on FRR of each LFC block of the past quarter to ENTSO for Electricity for publication.
Article 189
Information on RR
1.   All TSOs of each LFC block that operates a reserve replacement process shall notify the RR availability requirements specified in accordance with Article 161(2) and the technical requirements for the connection specified in accordance with Article 161(3) for their LFC block available to ENTSO for Electricity for publication within 3 months before their applicability.
2.   All TSOs of each synchronous area shall notify, by 30 November of each year, an outlook of the reserve capacities RR of each LFC block for the following year to ENTSO for Electricity for publication.
3.   All TSOs of each synchronous area shall notify, within 30 days after the end of the quarter, the actual reserve capacities RR of each LFC block of the past quarter to ENTSO for Electricity for publication.
Article 190
Information on sharing and exchange
1.   All TSOs of each synchronous area shall notify the annual compilations of the agreements for the sharing of FRR and for the sharing of RR for each LFC block within the synchronous area to ENTSO for Electricity for publication in accordance with Articles 188(3) and 189(2). Those compilations shall include the following information:
(a)
the identity of the LFC blocks where there is an agreement for the sharing of FRR or RR; and
(b)
the share of FRR and RR reduced due to each agreement for the sharing of FRR or RR.
2.   All TSOs of each synchronous area shall notify the information on the sharing of FCR between synchronous areas to ENTSO for Electricity for publication in accordance with Article 187(1). That information shall include the following:
(a)
the amount of shared reserve capacity on FCR between TSOs that entered into agreements for the sharing of FCR; and
(b)
the effects of the sharing of FCR on the reserve capacity on FCR of the involved TSOs.
3.   Where applicable, all TSOs shall publish the information on the exchange of FCR, FRR and RR.
PART V
FINAL PROVISIONS
Article 191
Amendments to contracts and general terms and conditions
All relevant clauses in contracts and general terms and conditions of TSOs, DSOs and significant grid users relating to system operation shall comply with the requirements of this Regulation. To that effect, those contracts and general terms and conditions shall be modified accordingly.
Article 192
Entry into force
This Regulation shall enter into force on the twentieth day following that of its publication in the 
Official Journal of the European Union
.
Articles 41 to 53 shall apply 18 months after the entry into force of this Regulation. Where other articles foresee the provision or use of data as described in Articles 41 to 53, in the period between entry into force of this Regulation and Articles 41 to 53 becoming applicable, the latest available equivalent data shall be used, in a data format as determined by the entity responsible for the delivery of data, unless otherwise agreed.
Article 54(4) shall apply as of the date of application of Article 41(2) of Commission (EU) 2016/631 and as of the date of application of Article 35(2) of Regulation (EU) 2016/1388.
This Regulation shall be binding in its entirety and directly applicable in all Member States.
Done at Brussels, 2 August 2017.
For the Commission
The President
Jean-Claude JUNCKER
(
1
)
  
            
OJ L 211, 14.8.2009, p. 15
.
(
2
)
  Regulation (EC) No 713/2009 of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 establishing an Agency for the Cooperation of Energy Regulators (
OJ L 211, 14.8.2009, p. 1
).
(
3
)
  Commission Regulation (EU) 2016/631 of 14 April 2016 establishing a network code on requirements for grid connection of generators (
OJ L 112, 27.4.2016, p. 1
).
(
4
)
  Commission Regulation (EU) 2016/1388 of 17 August 2016 establishing a Network Code on Demand Connection (
OJ L 223, 18.8.2016, p. 10
).
(
5
)
  Commission Regulation (EU) 2016/1447 of 26 August 2016 establishing a network code on requirements for grid connection of high voltage direct current systems and direct current-connected power park modules (
OJ L 241, 8.9.2016, p. 1
).
(
6
)
  Commission Regulation (EU) 2015/1222 of 24 July 2015 establishing a guideline on capacity allocation and congestion management (
OJ L 197, 25.7.2015, p. 24
).
(
7
)
  Commission Regulation (EU) 2016/1719 of 26 September 2016 establishing a guideline on forward capacity allocation (
OJ L 259, 27.9.2016, p. 42
).
(
8
)
  Commission Regulation (EU) No 543/2013 of 14 June 2013 on submission and publication of data in electricity markets and amending Annex I to Regulation (EC) No 714/2009 of the European Parliament and of the Council (
OJ L 163, 15.6.2013, p. 1
).
(
9
)
  Directive 2009/72/EC of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 concerning common rules for the internal market in electricity and repealing Directive 2003/54/EC (
OJ L 211, 14.8.2009, p. 55
).
(
10
)
  Council Directive 2008/114/EC of 8 December 2008 on the identification and designation of European critical infrastructures and the assessment of the need to improve their protection (
OJ L 345, 23.12.2008, p. 75
).
ANNEX I
Provisions not applicable to the TSOs of Lithuania, Latvia and Estonia in accordance with Article 2(4):
(1)
Article 16 subparagraphs (d), (e) and (f) of paragraph 2;
(2)
Article 38(2);
(3)
Article 39(3);
(4)
Article 118;
(5)
Article 119;
(6)
Article 125;
(7)
Article 126;
(8)
Article 127 paragraphs 1(i), 3, 4, 5, and 9;
(9)
Article 128, paragraphs 4 and 7;
(10)
Article 130(1)(b);
(11)
Article 131
(12)
Article 132(2);
(13)
from Article 133 to Article 140;
(14)
Article 141 paragraphs 1, 2, 4(c), 5, 6, 9, 10 and 11;
(15)
Article 142;
(16)
Article 143(3);
(17)
Article 145 paragraphs 1, 2, 3, 4 and 6;
(18)
Article 149(3);
(19)
Article 150;
(20)
Article 151(2);
(21)
from Article 152 to Article 181;
(22)
Article 184(2);
(23)
Article 185;
(24)
Article 186(1);
(25)
Article 187;
(26)
Article 188 paragraphs 1 and 2; and
(27)
Article 189(1).
ANNEX II
Voltage ranges referred to in Article 27:
Table 1
Voltage ranges at the connection point between 110 kV and 300 kV
Synchronous area
Voltage range
Continental Europe
0,90 pu-1,118 pu
Nordic
0,90 pu-1,05 pu
Great Britain
0,90 pu-1,10 pu
Ireland and Northern Ireland
0,90 pu-1,118 pu
Baltic
0,90 pu-1,118 pu
Table 2
Voltage ranges at the connection point between 300 kV and 400 kV
Synchronous area
Voltage range
Continental Europe
0,90 pu-1,05 pu
Nordic
0,90 pu-1,05 pu
Great Britain
0,90 pu-1,05 pu
Ireland and Northern Ireland
0,90 pu-1,05 pu
Baltic
0,90 pu-1,097 pu
ANNEX III
Frequency quality defining parameters referred to in Article 127:
Table 1
Frequency quality defining parameters of the synchronous areas
CE
GB
IE/NI
Nordic
standard frequency range
± 50 mHz
± 200 mHz
± 200 mHz
± 100 mHz
maximum instantaneous frequency deviation
800 mHz
800 mHz
1 000  mHz
1 000  mHz
maximum steady-state frequency deviation
200 mHz
500 mHz
500 mHz
500 mHz
time to recover frequency
not used
1 minute
1 minute
not used
frequency recovery range
not used
± 500 mHz
± 500 mHz
not used
time to restore frequency
15 minutes
15 minutes
15 minutes
15 minutes
frequency restoration range
not used
± 200 mHz
± 200 mHz
± 100 mHz
alert state trigger time
5 minutes
10 minutes
10 minutes
5 minutes
Frequency quality target parameters referred to in Article 127:
Table 2
Frequency quality target parameters of the synchronous areas
CE
GB
IE/NI
Nordic
maximum number of minutes outside the standard frequency range
15 000
15 000
15 000
15 000
ANNEX IV
FRCE target parameters referred to in Article 128:
Table
FRCE target parameters for GB and IE/NI
GB
IE/NI
Level 1
3 %
3 %
Level 2
1 %
1 %
ANNEX V
FCR technical minimum requirements referred to in Article 154:
Table
FCR properties in the different synchronous areas
Minimum accuracy of frequency measurement
CE, GB, IE/NI and Nordic
10 mHz or the industrial standard if better
Maximum combined effect of inherent frequency response insensitivity and possible intentional frequency response dead band of the governor of the FCR providing units or FCR providing groups.
CE
10 mHz
GB
15 mHz
IE/NI
15 mHz
Nordic
10 mHz
FCR full activation time
CE
30 s
GB
10 s
IE/NI
15 s
Nordic
30 s if system frequency is outside standard frequency range
FCR full activation frequency deviation.
CE
± 200 mHz
GB
± 500 mHz
IE/NI
Dynamic FCR ± 500 mHz
Static FCR ± 1 000  mHz
Nordic
± 500 mHz
ANNEX VI
Limits and requirements for the exchange of FCR referred to in Article 163:
Table
Limits and requirements for the exchange of FCR
Synchronous area
Exchange of FCR allowed between:
Limits for the exchange of FCR
CE synchronous area
TSOs of adjacent LFC blocks
—
the TSOs of an LFC block shall ensure that at least 30 % of their total combined initial FCR obligations, is physically provided inside their LFC block; and
—
the amount of reserve capacity on FCR, physically located in an LFC block as a result of the exchange of FCR with other LFC blocks, shall be limited to the maximum of:
—
30 % of the total combined initial FCR obligations of the TSOs of the LFC block to which the reserve capacity on FCR is physically connected; and
—
100 MW of reserve capacity on FCR.
TSOs of the LFC areas of the same LFC block
—
the TSOs of the LFC areas constituting a LFC block shall have the right to specify in the LFC block operational agreement internal limits for the exchange of FCR between the LFC areas of the same LFC block in order to:
—
avoid internal congestions in case of the activation of FCR;
—
ensure an even distribution of reserve capacity on FCR for the case of network splitting; and
—
avoid that the stability of the FCP or the operational security is affected.
Other synchronous areas
TSOs of the synchronous area
—
The TSOs of the synchronous area shall have the right to specify in the synchronous area operational agreement limits for the exchange of FCR in order to:
—
avoid internal congestions in case of the activation of FCR;
—
ensure an even distribution of FCR in case of network splitting; and
—
avoid that the stability of the FCP or the operational security is affected.
ANNEX VII
Requirements and limits for the exchange of FRR within the synchronous area referred to in Article 167:
Table
Requirements and limits for the exchange of FRR within a synchronous area
Synchronous area
Exchange of FRR allowed between
Limits for the exchange of FRR
All synchronous areas consisting of more than one LFC block
TSOs of different LFC blocks
—
The TSOs of a LFC block shall ensure that at least 50 % of their total combined reserve capacity on FRR resulting from the FRR dimensioning rules in Article 157(1) and before any reduction due to the sharing of FRR in accordance with Article 157(2) remains located within their LFC block.
TSOs of the LFC areas of the same LFC block
—
The TSOs of the LFC areas constituting a LFC block shall have the right, if needed, to specify internal limits, for the exchange of FRR between the LFC areas of the LFC block in the LFC block operational agreement to:
—
avoid internal congestions due to the activation of the reserve capacity on FRR subject to the exchange of FRR;
—
ensure an even distribution of FRR throughout the synchronous area and LFC blocks in case of network splitting;
—
avoid that the stability of the FRP or the operational security is affected.
ANNEX VIII
Requirements and limits for the exchange of RR within the synchronous area referred to in Article 169:
Table
Requirements and limits for the exchange of RR within the synchronous area
Synchronous area
Exchange of RR allowed between
Limits for the exchange of RR
All synchronous areas consisting of more than one LFC block
TSOs of different LFC blocks
—
The TSOs of the LFC areas constituting a LFC block shall ensure that at least 50 % of their total combined reserve capacity on RR resulting from the RR dimensioning rules according to Article 160(3) and before any reduction of reserve capacity on RR as a result of the sharing of RR according to Article 160(4) and Article 160(5) remains located within their LFC block.
TSOs of the LFC areas of the same LFC block
—
The TSOs of the LFC areas constituting a LFC block shall have the right, if required, to define internal limits for the exchange of RR between LFC areas of the LFC block in the LFC block operational agreement as to:
—
avoid internal congestions due to the activation of reserve capacity on RR subject to the exchange of RR;
—
ensure an even distribution of RR throughout the synchronous area in case of network splitting; and
—
avoid that the stability of the RRP or the operational security is affected.

Summary:
Guideline on electricity transmission system operation
SUMMARY OF:
Regulation (EU) 2017/1485 — guideline on electricity transmission system operation
WHAT IS THE AIM OF THIS REGULATION?
It defines a set of minimum requirements for EU-wide transmission system operation, cross-border cooperation between 
transmission system operators (TSOs)
1
, using the relevant characteristics of the connected 
distribution system operators (DSOs)
2
 and 
significant grid users (SGUs)
3
.
These guidelines are necessary for the purpose of safeguarding operational security, power supply frequency and the efficiency of the interconnected system and resources.
KEY POINTS
As part of the EU’s 
Third Legislative Package
 in the field of energy, Regulation (EC) 
No 
714/2009
 sets out the rules governing access to the network for cross-border exchanges in electricity with a view to ensuring the proper functioning of the EU’s internal market in electricity. It creates the 
European Network of Transmission System Operators for electricity 
(ENTSOE) which, together with the 
Agency for the Cooperation of Energy Regulators,
 develops the 
European network codes and guidelines
 — i.e. the rules for the operation of the electricity and gas sectors, which are then adopted by the 
European Commission
. These rules seek to ensure that Europe’s energy transmission systems meet the goals of 
security of supply, increased competitiveness and affordable energy
.
In introducing a guideline on electricity transmission system operation, Commission Regulation (EU) 2017/1485 is a highly technical regulation and has five sections. This summary focuses on some of the content of the first section which lays down 
general aspects
. It then provides 
an outline 
of the content of the
 technical sections
.
GENERAL ASPECTS
Subject matter
The regulation lays down 
detailed guidelines
 on:
requirements and principles concerning 
operational security
;
rules and responsibilities for the coordination and data exchange between TSOs, between TSOs and DSOs, and between TSOs or DSOs and SGUs, in 
operational planning 
and in 
close to real-time operation
;
rules for 
training and certification
 of system operator employees;
rules on 
operational security analysis
, including 
regional operational security coordination 
and appointment of 
regional security coordinators
 (RSCs);
requirements on 
outage coordination
;
requirements for 
scheduling
 
between the control areas
 for which the TSOs are responsible; and
rules aiming at the establishment of an EU-wide framework for 
load-frequency control and reserves
.
Scope
The regulation applies to all transmission systems, distribution systems and interconnections in the EU and regional security coordinators except those located in islands of EU countries of which the systems are not operated synchronously (i.e. interconnected) with Continental Europe (‘CE’), Great Britain (‘GB’), Nordic, Ireland and Northern Ireland (‘IE/NI’) or Baltic synchronous area.
Definitions
The regulation contains 159 — mostly technical — definitions.
TECHNICAL SECTIONS
The areas covered by the 
technical sections
 of the regulation concern:
Operational security:
operational security requirements,
data exchange,
compliance,
training.
Operational planning:
data for operational security analysis in operational planning,
operational security analysis (including rules concerning the organisation of regional operational security coordination via the appointment of RSCs),
outage coordination,
adequacy,
ancillary services (a service necessary for the operation of a transmission or distribution system),
scheduling,
ENTSOE operational planning data environment.
Load-frequency control and reserves:
operational agreements,
frequency quality,
load-frequency control structure,
operation of load-frequency control,
frequency containment reserves,
frequency restoration reserves,
replacement reserves,
exchange and sharing of reserves,
time control process,
cooperation with DSOs,
transparency of information.
The 
final section
 of the regulation is mainly concerned with application dates.
FROM WHEN DOES THE REGULATION APPLY?
The general rules introduced by the regulation apply from 
14 September 2017
. However, Articles 41 to 53 (on data exchange between TSOs, between TSOs and DSOs with the TSO’s control area, between TSOs, DSOs and distribution-connected power generating modules, and between TSOs and transmission-connected demand facilities) apply from 
14 March 2019
 and Article 54(4) (compliance tests and simulations carried out by SGUs) from 
18 August 2019
.
BACKGROUND
For more information, see:
Electricity network codes and guidelines
 (
European Commission
).
KEY TERMS
transmission system operator (TSO):
 an organisation which is responsible for the transport of energy at national or regional level using fixed infrastructure.
distribution system operator (DSO):
 an organisation responsible for providing and operating low, medium and high voltage networks for regional distribution of electricity as well as for supply of lower-level distribution systems and directly connected customers.
significant grid user (SGU):
 the existing and new power generating facility and demand facility deemed by the TSO as significant because of their impact on the transmission system in terms of the security of supply, including provision of ancillary services.
MAIN DOCUMENT
Commission Regulation (EU) 
2017/1485
 of 
2 August 2017
 establishing a guideline on electricity transmission system operation (OJ L 220, 
25.8.2017
, 
pp. 1-120
)
RELATED DOCUMENTS
Regulation (EC) 
No 
714/2009
 of the European Parliament and of the Council of 
13 July 2009
 on conditions for access to the network for cross-border exchanges in electricity and repealing Regulation (EC) 
No 1228/2003
 (OJ L 211, 
14.8.2009
, 
pp. 15-35
)
Successive amendments to Regulation (EC) 
No 714/2009
 have been incorporated into the original document. This 
consolidated version
 is of documentary value only.
last update 
15.11.2017

--- DANISH ---

Document:
25.8.2017
DA
Den Europæiske Unions Tidende
L 220/1
KOMMISSIONENS FORORDNING (EU) 2017/1485
af 2. august 2017
om fastsættelse af retningslinjer for drift af elektricitetstransmissionssystemer
(EØS-relevant tekst)
EUROPA-KOMMISSIONEN HAR —
under henvisning til traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde,
under henvisning til Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 714/2009 af 13. juli 2009 om betingelserne for netadgang i forbindelse med grænseoverskridende elektricitetsudveksling og om ophævelse af forordning (EF) nr. 1228/2003 
(
1
)
, særlig artikel 18, stk. 3, litra d), og artikel 18, stk. 5, og
ud fra følgende betragtninger:
(1)
Et fuldt fungerende og indbyrdes sammenkoblet indre marked for energi er afgørende for at opretholde energiforsyningssikkerheden, fremme konkurrenceevnen og sikre, at alle forbrugere kan købe energi til overkommelige priser.
(2)
I forordning (EF) nr. 714/2009 fastsættes der ikke-diskriminerende regler om betingelserne for netadgang i forbindelse med grænseoverskridende elektricitetsudveksling med henblik på at sikre et fuldt fungerende indre marked for elektricitet.
(3)
Der bør fastlægges harmoniserede regler for systemdrift for transmissionssystemoperatører (i det følgende benævnt »TSO'er«), distributionssystemoperatører (i det følgende benævnt »DSO'er«) og betydningsfulde netbrugere (i det følgende benævnt »BNB'er«) med henblik på at etablere et klart retsgrundlag for systemdrift, fremme handel med elektricitet i Unionen, sikre systemsikkerheden, sikre tilgængeligheden og udvekslingen af nødvendige data og oplysninger mellem TSO'er og mellem TSO'er og de øvrige interesseparter, fremme integrationen af vedvarende energikilder, muliggøre en mere lønsom udnyttelse af nettet og øge konkurrencen til gavn for forbrugerne.
(4)
For at sikre driftssikkerheden inden for det sammenkoblede transmissionssystem skal der fastlægges et fælles sæt minimumskrav for systemdrift i Unionen, for det grænseoverskridende samarbejde mellem TSO'erne og for udnyttelsen af de relevante karakteristika hos de tilsluttede DSO'er og BNB'er.
(5)
Alle TSO'er bør overholde de fælles minimumskrav, som gælder for de procedurer, der skal gennemføres for at planlægge realtidsdrift, udvikle individuelle netmodeller og levere fælles netmodeller, fremme effektiv og koordineret anvendelse af afhjælpende tiltag, der er nødvendige for realtidsdrift med henblik på at opretholde driftssikkerheden, kvaliteten og stabiliteten inden for det sammenkoblede transmissionssystem, og understøtte det indre marked for elektricitets effektive funktion og fremme integrationen af vedvarende energikilder.
(6)
Der findes aktuelt en række frivillige regionale samarbejdsinitiativer inden for systemdrift, som fremmes af TSO'er, men formaliseret koordinering mellem TSO'er er nødvendig for driften af transmissionssystemet i Unionen i forbindelse med den nye udformning af Unionens elektricitetsmarked. De regler for systemdrift, der er omhandlet i denne forordning, kræver en institutionel ramme for styrket koordinering mellem TSO'er, herunder TSO'ers obligatoriske deltagelse i regionale sikkerhedskoordinatorer (i det følgende benævnt »RSC'er«). De fælles krav til etablering af RSC'er og deres opgaver, som er omhandlet i denne forordning, udgør det første skridt hen imod yderligere regional koordinering og integration af systemdriften og bør fremme opfyldelsen af målene i forordning (EF) nr. 714/2009 og sikre højere standarder for forsyningssikkerhed i Unionen.
(7)
Ved denne forordning bør der fastsættes en ramme for det nødvendige samarbejde mellem TSO'er via udnævnelsen af RSC'er. RSC'er bør udstede anbefalinger til TSO'erne i den kapacitetsberegningsregion, for hvilken de er udpeget. Hver TSO bør afgøre, om vedkommende vil følge RSC'ens anbefalinger eller ej. TSO'en bør forblive ansvarlig for at opretholde driftssikkerheden i sit systemområde.
(8)
Der er behov for regler for driftsuddannelse og -certificering med henblik på at garantere, at systemoperatørens medarbejdere og andet driftspersonale er kvalificerede og veluddannede, og at systemoperatørens medarbejdere inden for realtidsdrift er certificerede til at drive transmissionssystemet på en sikker måde under alle driftsforhold. Reglerne om uddannelse og certificering styrker og formaliserer de eksisterende bedste praksisser blandt TSO'er og sikrer, at alle TSO'er i Unionen anvender minimumsstandarder.
(9)
Krav til driftstest og -overvågning har til formål at sikre, at alle elementer i transmissionssystemet, distributionssystemet og netbrugernes udstyr fungerer korrekt. Planlægning og koordinering af driftstest er nødvendig for at minimere afbrydelser i det sammenkoblede systems stabilitet, drift og økonomiske effektivitet.
(10)
Eftersom planlagte afbrydelser også påvirker nettets stabilitet uden for en TSO's eget systemområde, bør hver TSO inden for rammerne af driftsplanlægningen overvåge muligheden for at gennemføre planlagte afbrydelser for hver tidsramme og om nødvendigt koordinere afbrydelser med og mellem TSO'er, DSO'er og BNB'er, når disse afbrydelser har indvirkning på grænseoverskridende flow, der påvirker transmissionssystemernes driftssikkerhed.
(11)
De drifts- og planlægningsprocesser, der kræves for at imødegå driftsmæssige sikkerhedsproblemer og udvikle relevante afhjælpende foranstaltninger i realtid, omfatter rettidig og tilstrækkelig dataudveksling. Sådan dataudveksling bør derfor ikke vanskeliggøres af hindringer mellem de forskellige involverede aktører.
(12)
En af de vigtigste processer for at opnå driftssikkerhed med et højt niveau af pålidelighed og kvalitet er last-frekvensregulering. Effektiv last-frekvensregulering kan kun opnås, hvis TSO'erne og de DSO'er, der tilslutter reserver, har pligt til at samarbejde om driften af de sammenkoblede transmissionssystemer som én enhed, og hvis det kræves, at leverandørernes produktionsanlæg og leverandørernes forbrugsanlæg opfylder de relevante tekniske minimumskrav.
(13)
Bestemmelserne om last-frekvensregulering og reserver har til formål at fastlægge klare, objektive og harmoniserede krav til TSO'er, DSO'er, der tilslutter reserver, leverandørernes produktionsanlæg og leverandørernes forbrugsanlæg med henblik på at sikre systemsikkerheden og bidrage til ikke-diskriminerende, effektiv konkurrence og det indre marked for elektricitets effektive funktion. Bestemmelserne om last-frekvensregulering og reserver fastlægger den tekniske ramme for udviklingen af grænseoverskridende balanceringsmarkeder.
(14)
For at sikre kvaliteten af den fælles systemfrekvens er det vigtigt, at der fastlægges et fælles sæt minimumskrav og principper for last-frekvensregulering og reserver i Unionen som grundlag for det grænseoverskridende samarbejde mellem TSO'erne og i relevante tilfælde for udnyttelse af de særlige kendetegn ved sammenkoblede produktions-, forbrugs- og distributionssystemer. Denne forordning fastlægger strukturelle og driftsmæssige regler for last-frekvensregulering, kvalitetskriterier og mål, dimensionering af reserven, udveksling, deling og distribution af reserven samt overvågning i forbindelse med last-frekvensregulering.
(15)
Synkrone områder stopper ikke ved Unionens grænser og kan omfatte tredjelandes territorium. Unionen, medlemsstaterne og TSO'er bør tilstræbe sikker systemdrift i alle synkrone områder i Unionen. De bør støtte tredjelande i deres indsats for at anvende tilsvarende regler som reglerne i denne forordning. ENTSO for elektricitet bør fremme samarbejdet mellem EU-TSO'er og tredjelands-TSO'er om sikker systemdrift.
(16)
I henhold til artikel 8 i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 713/2009 
(
2
)
 træffer Agenturet for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder (i det følgende benævnt »agenturet«) beslutning, hvis de kompetente nationale regulerende myndigheder ikke kan nå til enighed om de fælles vilkår, betingelser og metoder.
(17)
Denne forordning er udarbejdet i tæt samarbejde med agenturet, ENTSO for elektricitet og interesseparterne med henblik på at vedtage effektive, afbalancerede og forholdsmæssigt afpassede regler på en gennemsigtig måde, der giver mulighed for medbestemmelse. I overensstemmelse med artikel 18, stk. 3, i forordning (EF) nr. 714/2009 hører Kommissionen agenturet, ENTSO for elektricitet og andre relevante interesseparter, inden der foreslås ændringer af nærværende forordning.
(18)
Foranstaltningerne i denne forordning er i overensstemmelse med udtalelsen fra det udvalg, der er nævnt i artikel 23, stk. 1, i forordning (EF) nr. 714/2009 —
VEDTAGET DENNE FORORDNING:
DEL I
GENERELLE BESTEMMELSER
Artikel 1
Genstand
Med henblik på at sikre driftssikkerhed, frekvens, kvalitet og lønsom udnyttelse af det sammenkoblede system og ressourcerne fastsættes der i denne forordning detaljerede retningslinjer for:
a)
krav og principper vedrørende driftssikkerhed
b)
regler og ansvarsområder for koordinering og dataudveksling mellem TSO'er, mellem TSO'er og DSO'er og mellem TSO'er eller DSO'er og BNB'er med hensyn til driftsplanlægning og drift i næsten realtid
c)
regler for uddannelse og certificering af systemoperatørernes medarbejdere
d)
krav vedrørende koordinering af afbrydelser
e)
krav til planlægning mellem TSO'ernes systemområder og
f)
regler, der har til formål at etablere en EU-ramme for last-frekvensregulering og reserver.
Artikel 2
Anvendelsesområde
1.   De regler og krav, der fastsættes ved denne forordning, finder anvendelse på følgende BNB'er:
a)
eksisterende og nye produktionsanlæg, som er eller ville blive klassificeret som type B, C og D i overensstemmelse med kriterierne i artikel 5 i Kommissionens forordning (EU) 2016/631 
(
3
)
b)
eksisterende og nye transmissionstilsluttede forbrugsanlæg
c)
eksisterende og nye transmissionstilsluttede lukkede distributionssystemer
d)
eksisterende og nye forbrugsanlæg, lukkede distributionssystemer og tredjeparter, såfremt de leverer efterspørgselsreaktion direkte til TSO'en i henhold til kriterierne i artikel 27 i Kommissionens forordning (EU) 2016/1388 
(
4
)
e)
leverandører af intern specialregulering for produktionsanlæg eller forbrugsanlæg ved hjælp af aggregation og leverandører af reserver af aktiv effekt i henhold til denne forordnings del IV, afsnit 8, og
f)
eksisterende og nye systemer med højspændingsjævnstrøm (i det følgende benævnt »HVDC-systemer«) i overensstemmelse med kriterierne i artikel 3, stk. 1, i Kommissionens forordning (EU) 2016/1447 
(
5
)
.
2.   Denne forordning gælder for alle transmissionssystemer, distributionssystemer og sammenkoblinger i Unionen og regionale sikkerhedskoordinatorer med undtagelse af transmissionssystemer og distributionssystemer eller dele af transmissionssystemerne og distributionssystemerne, der er beliggende på øer i medlemsstater, hvis systemer ikke drives synkront med et af de synkrone områder Kontinentaleuropa (i det følgende benævnt »CE«), Storbritannien (i det følgende benævnt »GB«), Norden, Irland og Nordirland (i det følgende benævnt »IE/NI«) eller De baltiske stater.
3.   I medlemsstater, hvor der er mere end én TSO, gælder denne forordning for alle TSO'erne. Hvis en TSO ikke udøver en funktion, der er relevant i henhold til en eller flere forpligtelser i denne forordning, kan medlemsstaterne bestemme, at en TSO's ansvar for at opfylde en eller flere af disse forpligtelser pålægges en eller flere specifikke TSO'er.
4.   TSO'erne i Litauen, Letland og Estland er, så længe og for så vidt som deres systemer drives synkront i et synkront område, hvor ikke alle lande er bundet af Unionsretten, fritaget for anvendelsen af bestemmelserne i denne forordnings bilag I, medmindre andet følger af en samarbejdsaftale med tredjelands-TSO'er, som fastsætter grundlaget for deres samarbejde om sikker systemdrift i henhold til artikel 13.
5.   Hvis et krav i denne forordning skal fastsættes af en relevant systemoperatør, som ikke er en TSO, kan medlemsstaten fastsætte, at TSO'en i stedet får ansvaret for at fastsætte det eller de pågældende krav.
Artikel 3
Definitioner
1.   I denne forordning anvendes definitionerne i artikel 2 i forordning (EF) nr. 714/2009, artikel 2 i Kommissionens forordning (EU) 2015/1222 
(
6
)
, artikel 2 i forordning (EU) 2016/631, artikel 2 i forordning (EU) 2016/1388, artikel 2 i forordning (EU) 2016/1447, artikel 2 i Kommissionens forordning (EU) 2016/1719 
(
7
)
, artikel 2 i Kommissionens forordning (EU) nr. 543/2013 
(
8
)
 om indsendelse og offentliggørelse af data på elektricitetsmarkederne og artikel 2 i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/72/EF 
(
9
)
.
2.   Desuden forstås ved:
1)   
»driftssikkerhed«
: transmissionssystemets evne til at bevare normal tilstand eller så hurtigt som muligt kan vende tilbage til normal tilstand, og som er kendetegnet ved driftsmæssige sikkerhedsgrænser
2)   
»begrænsning«
: en situation, hvor der er behov for at udarbejde og aktivere et afhjælpende tiltag for at overholde de driftsmæssige sikkerhedsgrænser
3)   
»N-situation«
: en situation, hvor ingen transmissionssystemelementer er utilgængelige som følge af et udfald
4)   
»liste over udfald«
: den liste over udfald, der skal simuleres for at teste overensstemmelsen med de driftsmæssige sikkerhedsgrænser
5)   
»normal tilstand«
: en situation, hvor systemet er inden for de driftsmæssige sikkerhedsgrænser i N-situationen, og efter forekomsten af et udfald på listen over udfald under hensyntagen til virkningen af de tilgængelige afhjælpende tiltag
6)   
»frekvenskontrolreserver« eller »FCR«
: de reserver af aktiv effekt, der kan anvendes til at begrænse systemfrekvensafvigelsen efter en ubalance
7)   
»frekvensgenoprettelsesreserver« eller »FRR«
: de reserver af aktiv effekt, der kan anvendes til at genoprette systemfrekvensen til den nominelle frekvens og effektbalancen i et synkront område, som består af mere end ét LFC-kontrolområde, til den planlagte værdi
8)   
»erstatningsreserver« eller »RR«
: de reserver af aktiv effekt, der kan anvendes til at genoprette eller understøtte det krævede niveau af FRR for at kunne imødegå yderligere ubalancer i systemet, herunder produktionsreserver
9)   
»udbyder af reserver«
: en juridisk enhed med retlig eller kontraktlig forpligtelse til at levere FCR, FRR eller RR fra mindst én reserveleverende enhed eller reserveleverende gruppe
10)   
»reserveleverende enhed«
: enkeltstående eller samlinger af produktionsanlæg og/eller forbrugsenheder, der er tilsluttet et fælles tilslutningspunkt, som opfylder kravene vedrørende levering af FCR, FRR eller RR
11)   
»reserveleverende gruppe«
: en samling af produktionsanlæg, forbrugsenheder og/eller reserveleverende enheder, der er tilsluttet mere end ét tilslutningspunkt, som opfylder kravene vedrørende levering af FCR, FRR eller RR
12)   
»systemområde for last-frekvensregulering« (LFC-kontrolområde)
: en del af et synkront område eller et helt synkront område, der fysisk er afgrænset af målepunkter ved samkøringslinjer til andre LFC-kontrolområder, som drives af en eller flere TSO'er, der opfylder kravet om last-frekvensregulering
13)   
»frekvensgenoprettelsestid«
: det tidsrum, der maksimalt forventes efter forekomsten af en øjeblikkeligt forekommende ubalance, som er mindre end eller lig med den referencehændelse, hvor systemfrekvensen returnerer til frekvensgenoprettelsesintervallet for synkrone områder, og i tilfælde af synkrone områder med mere end ét LFC-kontrolområde, det tidsrum, der maksimalt forventes efter forekomsten af en øjeblikkeligt forekommende ubalance i et LFC-kontrolområde, inden for hvilket der er kompenseret for ubalance
14)   
»(N-1)-kriteriet«
: den regel, hvorefter de elementer, der stadig er i drift inden for en TSO's systemområde efter forekomsten af et udfald, kan tilpasse sig den nye driftssituation uden at overskride de driftsmæssige sikkerhedsgrænser
15)   
»(N-1)-situation«
: den situation i transmissionssystemet, hvor et udfald på listen over udfald er forekommet
16)   
»reserve af aktiv effekt«
: de balanceringsreserver, der er ledige til at opretholde frekvensen
17)   
»alarmtilstand«
: den systemtilstand, hvor systemet er inden for de driftsmæssige sikkerhedsgrænser, men et udfald på listen over udfald er blevet registreret, og hvor de tilgængelige afhjælpende tiltag ikke kan opretholde den normale tilstand, hvis den forekommer
18)   
»systemblok for last-frekvensregulering« (LFC-kontrolblok)
: en del af et synkront område eller et helt synkront område, der fysisk er afgrænset af målepunkter ved samkøringslinjer til andre LFC-kontrolblokke, som består af et eller flere LFC-kontrolområder, der drives af en eller flere TSO'er, som opfylder kravet om last-frekvensregulering
19)   
»områdereguleringsfejl« eller »ACE«
: summen af effektreguleringsfejlen (»ΔP«), dvs. realtidsforskellen mellem den målte faktiske værdi for udveksling af aktiv effekt i realtid (»P«) og reguleringsprogrammet (»P0«) for et specifikt LFC-kontrolområde eller en specifik LFC-kontrolblok, og frekvensreguleringsfejlen (»K*Δf«), dvs. produktet af K-faktoren og frekvensafvigelsen for dette specifikke LFC-kontrolområde eller denne specifikke LFC-kontrolblok, hvor områdereguleringsfejlen er lig med ΔP+K*Δf
20)   
»reguleringsprogram«
: en sekvens af indstillingsværdier for den beregnede effektudveksling for et LFC-kontrolområde eller en LFC-kontrolblok over vekselstrømsforbindelser
21)   
»spændingsregulering«
: manuel eller automatisk regulering på produktionsknudepunktet, på vekselstrømslinjers eller HVDC-systemers slutknudepunkter, på transformere eller andre anordninger, der er konstrueret til at opretholde det indstillede spændingsniveau eller den indstillede reaktive effektværdi
22)   
»blackout-tilstand«
: den systemtilstand, hvor driften af en del af eller hele transmissionssystemet er afbrudt
23)   
»internt udfald«
: et udfald inden for TSO'ens systemområde, inklusive samkøringslinjer
24)   
»eksternt udfald«
: et udfald uden for TSO'ens systemområde, eksklusive samkøringslinjer, med en funktionspåvirkende faktor, der overskrider den funktionspåvirkende tærskel for udfaldet
25)   
»funktionspåvirkende faktor«
: den numeriske værdi, der anvendes til at kvantificere den største virkning af afbrydelsen af et transmissionssystemelement, som er placeret uden for TSO'ens systemområde, eksklusive samkøringslinjer, med hensyn til ændring i flow eller spænding forårsaget af denne afbrydelse, på ethvert transmissionssystemelement. Jo højere værdien er, jo større er effekten
26)   
»funktionspåvirkende tærskel for udfald«
: en numerisk værdi, i forhold til hvilken de funktionspåvirkende faktorer kontrolleres, og forekomsten af et udfald uden for TSO'ens systemområde med en funktionspåvirkende faktor, der overskrider den funktionspåvirkende tærskel for udfaldet, vurderes at have en betydelig indvirkning på TSO'ens systemområde, inklusive samkøringslinjer
27)   
»analyse af udfald«
: en computerbaseret simulering af udfald på listen over udfald
28)   
»bortkoblingstid for kritiske fejl«
: den maksimale tid, en fejl må stå på, for at systemet forbliver stabilt
29)   
»fejl«
: enhver type kortslutning (enkelt-, dobbelt- og trefaset med og uden jordforbindelse), ledningsbrud, afbrudt kredsløb eller forbigående fejl, der fører til permanent afbrydelse af det berørte transmissionssystemelement
30)   
»transmissionssystemelement«
: enhver komponent i transmissionssystemet
31)   
»driftsforstyrrelse«
: en ikke-planlagt hændelse, der kan få transmissionssystemet til at fravige den normale tilstand
32)   
»dynamisk stabilitet«
: fællesbetegnelse, der omfatter rotor vinkel-stabilitet, frekvensstabilitet og spændingsstabilitet
33)   
»vurdering af dynamisk stabilitet«
: driftssikkerhedsvurderingen med hensyn til dynamisk stabilitet
34)   
»frekvensstabilitet«
: transmissionssystemets evne til at opretholde stabil frekvens i N-situationen og efter en driftsforstyrrelse
35)   
»spændingsstabilitet«
: transmissionssystemets evne til at opretholde acceptable spændinger i alle knudepunkter i N-situationen og efter en driftsforstyrrelse
36)   
»systemtilstand«
: transmissionssystemets driftstilstand i forhold til de driftsmæssige sikkerhedsgrænser, som kan være normal tilstand, alarmtilstand, nødtilstand, blackout-tilstand og genoprettelsestilstand
37)   
»nødtilstand«
: den systemtilstand, hvor en eller flere driftsmæssige sikkerhedsgrænser overskrides
38)   
»genoprettelsestilstand«
: den systemtilstand, hvor formålet med alle aktiviteter i transmissionssystemet er at genoprette systemdriften og opretholde driftssikkerheden efter blackout-tilstand eller nødtilstand
39)   
»ekstraordinært udfald«
: samtidig forekomst af flere udfald med samme årsag
40)   
»frekvensafvigelse«
: forskellen mellem det synkrone områdes faktiske og nominelle frekvens, som kan være negativ eller positiv
41)   
»systemfrekvens«
: systemets elektriske frekvens, der kan måles alle steder i det synkrone område under antagelse af en konstant værdi for systemet inden for en periode på et sekund, og som stort set er ens på alle målesteder
42)   
»frekvensgenoprettelsesproces« eller »FRP«
: en proces, der har til formål at genoprette systemfrekvensen til den nominelle frekvens, og for synkrone områder, der består af mere end ét LFC-kontrolområde, en proces, der har til formål at genoprette effektbalancen til den planlagte værdi
43)   
»reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse« eller »FRCE«
: den reguleringsfejl for FRP, som er lig med ACE for et LFC-kontrolområde eller er lig med frekvensafvigelsen, hvor LFC-kontrolområdet geografisk svarer til det synkrone område
44)   
»plan«
: et sæt referenceværdier, som repræsenterer produktion, forbrug eller udveksling af elektricitet i et bestemt tidsrum
45)   
»K-faktor for et LFC-kontrolområde eller en LFC-kontrolblok«
: en værdi udtrykt i megawatt pr. hertz (»MW/Hz«), som ligger så tæt som praktisk muligt på eller er større end summen af den automatiske produktionsregulering, selvregulering af forbruget og bidraget til frekvenskontrolreserven i forhold til den maksimale frekvensafvigelse i stabil driftstilstand
46)   
»lokal tilstand«
: betegnelsen for en alarm-, nød- eller blackout-tilstand, hvor der ikke er risiko for, at følgerne spredes uden for en enkelt TSO's systemområde, inklusive samkøringslinjer tilsluttet dette systemområde
47)   
»maksimal frekvensafvigelse i stabil driftstilstand«
: den maksimale forventede frekvensafvigelse efter en ubalance, som er mindre end eller lig med den referencehændelse, hvor systemfrekvensen er beregnet til at være stabil
48)   
»observationsområde«
: en TSO's eget transmissionssystem og de relevante dele af distributionssystemer og tilgrænsende TSO'ers transmissionssystemer, hvor TSO'en gennemfører realtidsovervågning og -modellering for at opretholde driftssikkerheden i sit systemområde, inklusive samkøringslinjer
49)   
»tilgrænsende TSO'er«
: de TSO'er, der er direkte forbundet via mindst én vekselstrøms- eller jævnstrømssamkøringslinje
50)   
»driftssikkerhedsanalyse«
: alle de computerbaserede, manuelle og automatiske aktiviteter, der udføres for at vurdere transmissionssystemets driftssikkerhed og evaluere de afhjælpende tiltag, der skal gennemføres for at opretholde driftssikkerheden
51)   
»indikatorer for driftssikkerhed«
: de indikatorer, TSO'er anvender til at overvåge driftssikkerheden, for så vidt angår systemtilstande samt fejl og driftsforstyrrelser, der påvirker driftssikkerheden
52)   
»driftssikkerhedsskala«
: den skala, som TSO'er bruger til at overvåge driftssikkerheden på grundlag af indikatorerne for driftssikkerhed
53)   
»driftstest«
: de test, der udføres af en TSO eller DSO i forbindelse med vedligeholdelse, udvikling af systemdriftsprocedurer og uddannelse og fremskaffelse af oplysninger om transmissionssystemets funktioner under anormale systemforhold, og de test, der udføres af BNB'er til lignende formål på deres anlæg
54)   
»ordinært udfald«
: forekomsten af et udfald i én komponent eller indfødning
55)   
»out-of-range udfald«
: samtidig forekomst af flere udfald uden en fælles årsag eller tab af et produktionsanlæg, hvor det samlede tab af produktionskapacitet overstiger referencehændelsen
56)   
»rampinghastighed«
: ændringshastigheden for aktiv effekt i et produktionsanlæg, forbrugsanlæg eller HVDC-system
57)   
»reserve af reaktiv effekt«
: den reaktive effekt, der er ledig til at opretholde spændingen
58)   
»referencehændelse«
: den maksimale positive eller negative effektafgivelse, der kan opstå øjeblikkeligt mellem produktion og forbrug i et synkront område, som medtages i dimensioneringen af FCR
59)   
»rotor vinkel-stabilitet«
: det omfang, hvori synkrone maskiner kan bevare deres synkronisme i N-situation og efter en driftsforstyrrelse
60)   
»sikkerhedsplan«
: den plan, der indeholder en risikovurdering af TSO'ens kritiske anlæg under alvorlige fysiske og cyberrelaterede trusselsscenarier med en vurdering af de potentielle indvirkninger
61)   
»stabilitetsgrænser«
: de fastsatte grænser for driften af transmissionssystemet, for så vidt angår overholdelse af grænserne for spændingsstabilitet, rotor vinkel-stabilitet og frekvensstabilitet
62)   
»udbredt tilstand«
: kvalificering af en alarmtilstand, nødtilstand eller blackout-tilstand, når der er risiko for spredning til de sammenkoblede transmissionssystemer
63)   
»systemforsvarsplan«
: de tekniske og organisatoriske foranstaltninger, der skal gennemføres for at forhindre spredning eller forværring af en driftsforstyrrelse i transmissionssystemet, med henblik på at undgå en driftsforstyrrelse i udbredt tilstand og blackout-tilstand
64)   
»topologi«
: data vedrørende forbindelsesmulighederne for forskellige transmissionssystem- eller distributionssystemelementer i en koblingsstation, herunder den elektriske konfiguration samt afbryderes og adskilleres position
65)   
»tilladte forbigående overbelastninger«
: de midlertidige overbelastninger af transmissionssystemelementer, der er tilladt i et begrænset tidsrum, og som ikke forårsager fysiske skader på transmissionssystemelementerne, så længe den fastsatte varighed og de fastsatte tærskler overholdes
66)   
»virtuel tie-line«
: et yderligere input fra controllerne i de involverede LFC-kontrolområder, som har samme virkning som en måleværdi fra en fysisk samkøringslinje og gør det muligt at udveksle elektrisk energi mellem de pågældende områder
67)   
»fleksible vekselstrømstransmissionssystemer« eller »FACTS«
: udstyr til vekselstrømstransmission af elektricitet, der har til formål at sikre bedre kontrollerbarhed og øget kapacitet til overføring af aktiv effekt
68)   
»tilstrækkelighed«
: det omfang, hvori tilførsler til et område kan dække forbruget i det pågældende område
69)   
»nettoaggregeret ekstern plan«
: en plan, der repræsenterer nettoaggregeringen af alle eksterne TSO-planer og eksterne kommercielle handelsplaner mellem to balanceområder eller mellem et balanceområde og en gruppe af andre balanceområder
70)   
»plan for tilgængelighed«
: kombinationen af alle planlagte statusser for tilgængelighed for et relevant anlæg for et bestemt tidsrum
71)   
»status for tilgængelighed«
: et produktionsanlægs, netelements eller forbrugsanlægs evne til at levere en tjeneste i et bestemt tidsrum, uanset om det er i drift eller ej
72)   
»næsten realtid«
: forsinkelsen på højst 15 minutter mellem den sidste intraday-lukketid og realtid
73)   
»forbrugsplan«
: en plan, der repræsenterer forbruget i et forbrugsanlæg eller en gruppe forbrugsanlæg
74)   
»ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø«
: det sæt applikationsprogrammer og udstyr, som er udviklet for at kunne lagre, udveksle og styre data, der anvendes i driftsplanlægningsprocesserne mellem TSO'er
75)   
»ekstern kommerciel handelsplan«
: en plan, der repræsenterer den kommercielle udveksling af elektricitet mellem markedsdeltagere i forskellige balanceområder
76)   
»ekstern TSO-plan«
: en plan, der repræsenterer udvekslingen af elektricitet mellem TSO'er i forskellige balanceområder
77)   
»tvunget afbrydelse«
: ikke-planlagt udtagning af et relevant anlæg fra drift af en hastende årsag, som ikke ligger inden for den driftsstyring, der varetages af operatøren af det pågældende relevante anlæg
78)   
»produktionsplan«
: en plan, der repræsenterer elektricitetsproduktionen på en produktionsenhed eller en gruppe produktionsenheder
79)   
»intern kommerciel handelsplan«
: en plan, der repræsenterer den kommercielle udveksling af elektricitet inden for et balanceområde mellem forskellige markedsdeltagere
80)   
»internt relevant anlæg«
: et relevant anlæg, der er en del af en TSO's systemområde eller et relevant anlæg, der er placeret i et distributionssystem, herunder et lukket distributionssystem, som er direkte eller indirekte tilsluttet denne TSO's systemområde
81)   
»nettovekselstrømsposition for område«
: nettoaggregeringen af alle eksterne vekselstrømsplaner for et område
82)   
»region for koordinering af afbrydelser«
: en kombination af systemområder, hvor TSO'er fastlægger procedurer for overvågning og eventuel koordinering af status for tilgængelighed for relevante anlæg i alle tidsrammer
83)   
»relevant forbrugsanlæg«
: et forbrugsanlæg, der deltager i koordineringen af afbrydelser, og hvis status for tilgængelighed påvirker den grænseoverskridende driftssikkerhed
84)   
»relevant anlæg«
: ethvert relevant forbrugsanlæg, relevant produktionsanlæg eller relevant netelement, der deltager i koordineringen af afbrydelser
85)   
»relevant netelement«
: en komponent i et transmissionssystem, herunder samkøringslinjer, eller et distributionssystem, herunder et lukket distributionssystem, som f.eks. en enkelt linje, et enkelt kredsløb, en enkelt transformer, en enkelt faseskiftende transformer eller en spændingsregulerende komponent, der deltager i koordineringen af afbrydelser, hvis status for tilgængelighed påvirker den grænseoverskridende driftssikkerhed
86)   
»inkompatibilitet ved planlægning af afbrydelser«
: den tilstand, hvor en kombination af status for tilgængelighed for et eller flere relevante netelementer, relevante produktionsanlæg og/eller relevante forbrugsanlæg og det bedste overslag over den prognosticerede situation for elektricitetsnettet fører til en overskridelse af de driftsmæssige sikkerhedsgrænser under hensyntagen til TSO'ens tilgængelige ikke-omkostningskrævende afhjælpende tiltag
87)   
»afbrydelsesplanlægger«
: en enhed, der har til opgave at planlægge status for tilgængelighed for et relevant produktionsanlæg, et relevant forbrugsanlæg eller et relevant netelement
88)   
»relevant produktionsenhed«
: en produktionsenhed, der deltager i koordineringen af afbrydelser, og hvis status for tilgængelighed påvirker den grænseoverskridende driftssikkerhed
89)   
»regional sikkerhedskoordinator« eller »RSC«
: den enhed eller de enheder, der ejes eller kontrolleres af TSO'er i en eller flere kapacitetsberegningsregioner, der varetager opgaver i relation til TSO'ens regionale koordinering
90)   
»balanceansvarlig«
: den enhed eller de enheder, der har til opgave at fremskaffe planer fra markedsdeltagere til TSO'er eller eventuelle tredjeparter
91)   
»balanceområde«
: et område, inden for hvilket TSO'ernes planlægningsforpligtelser gælder som følge af driftsmæssige eller organisatoriske behov
92)   
»week-ahead«
: ugen forud for kalenderugen for drift
93)   
»year-ahead«
: året forud for kalenderåret for drift
94)   
»berørt TSO«
: en TSO, for hvilken der er behov for oplysninger om udveksling af reserver og/eller deling af reserver og/eller processen til udligning af modsatrettede ubalancer og/eller den grænseoverskridende aktiveringsproces med henblik på analyse og opretholdelse af driftssikkerheden
95)   
»reservekapacitet«
: den mængde FCR, FRR eller RR, der skal være tilgængelig for TSO'en
96)   
»udveksling af reserver«
: en TSO's mulighed for at få adgang til reservekapacitet, der er tilsluttet et andet LFC-kontrolområde, en anden LFC-kontrolblok eller et andet synkront område, med henblik på at opfylde de krav til reserver, der følger af TSO'ens egen reservedimensioneringsproces for enten FCR, FRR eller RR, og hvor denne reservekapacitet alene er tilgængelig for denne TSO og ikke bruges af en anden TSO til at opfylde dennes krav til reserver, der følger af dennes egen reservedimensioneringsproces
97)   
»deling af reserver«
: en ordning, hvor mere end én TSO indregner den samme reservekapacitet, dvs. FCR, FRR eller RR, for at opnå den krævede mængde reserver, der følger af dennes egen reservedimensioneringsproces
98)   
»udløsningstid for alarmtilstand«
: tidsrummet, inden alarmtilstand aktiveres
99)   
»automatiske FRR«
: FRR, der kan aktiveres med en automatisk fjernstyringsenhed
100)   
»aktiveringsforsinkelse for automatiske FRR«
: tidsrummet mellem frekvensgenoprettelsesreguleringens indstilling af en ny referencepunktværdi og starten på den fysiske levering af automatiske FRR
101)   
»fuld aktiveringstid for automatiske FRR«
: tidsrummet mellem frekvensgenoprettelsesreguleringens indstilling af en ny referencepunktværdi og den tilsvarende aktivering eller deaktivering af automatiske FRR
102)   
»gennemsnitsdata for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse«
: datasæt bestående af gennemsnitsværdien for registrerede øjeblikkelige reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse i et LFC-kontrolområde eller en LFC-kontrolblok inden for et bestemt målt tidsrum
103)   
»TSO, der leverer reguleringskapacitet«
: den TSO, der skal udløse aktiveringen af sin reservekapacitet til en TSO, der modtager reguleringskapacitet, i henhold til betingelserne i en aftale om deling af reserver
104)   
»TSO, der modtager reguleringskapacitet«
: TSO, der beregner sin reservekapacitet ved at indregne reservekapacitet, der er tilgængelig via en TSO, der leverer reguleringskapacitet, i henhold til betingelserne i en aftale om deling af reserver
105)   
»proces for anvendelse af kriterier«
: processen for beregning af målparametrene for det synkrone område, LFC-kontrolblokken og LFC-kontrolområdet baseret på data indhentet gennem dataindsamlings- og leveringsprocessen
106)   
»dataindsamlings- og leveringsproces«
: processen for indsamling af datasæt, der skal bruges til at opfylde kriterierne for evaluering af frekvenskvalitet
107)   
»aktiveringsproces for grænseoverskridende FRR«
: en proces, der er aftalt mellem de TSO'er, som deltager i processen, som gør det muligt at aktivere FRR, der er tilsluttet i et andet LFC-kontrolområde, ved at korrigere input for de involverede FRP tilsvarende
108)   
»aktiveringsproces for grænseoverskridende RR«
: en proces, der er aftalt mellem de TSO'er, der deltager i processen, som gør det muligt at aktivere RR, der er tilsluttet i et andet LFC-kontrolområde, ved at korrigere input for de involverede udskiftningsprocesser tilsvarende
109)   
»dimensionerende hændelse«
: den højeste forventede øjeblikkeligt forekommende ubalance i aktiv effekt i en LFC-kontrolblok i både positiv og negativ retning
110)   
»elektrisk tidsafvigelse«
: tidsforskellen mellem synkron tid og koordineret verdenstid (»UTC«)
111)   
»frekvensafvigelse for fuld aktivering af FCR«
: den nominelle frekvensafvigelse, ved hvilken FCR i et synkront område er fuldt aktiverede
112)   
»fuld aktiveringstid for FCR«
: tidsrummet mellem forekomsten af referencehændelsen og den tilsvarende fulde aktivering af FCR
113)   
»FCR-forpligtelse«
: den del af de samlede FCR, som en TSO er ansvarlig for
114)   
»frekvenskontrolproces« eller »FCP«
: en proces, der har til formål at stabilisere systemfrekvensen ved at kompensere for ubalancer ved hjælp af hensigtsmæssige reserver
115)   
»frekvenskoblingsproces«
: en proces, der er aftalt mellem alle TSO'er i to synkrone områder, som gør det muligt at sammenkæde aktiveringen af FCR ved at tilpasse HVDC-flowet mellem de synkrone områder
116)   
»frekvenskvalitetsparameter«
: de primære systemfrekvensvariabler, der definerer principperne for frekvenskvalitet
117)   
»målparameter for frekvenskvalitet«
: det primære systemfrekvensmål, der bruges til at evaluere funktionen af aktiveringsprocesser for FCR, FRR og RR i normal tilstand
118)   
»kriterier for evaluering af frekvenskvalitet«
: et sæt beregninger baseret på systemfrekvensmålinger, der gør det muligt at evaluere kvaliteten af systemfrekvensen i forhold til målparametrene for frekvenskvalitet
119)   
»data til evaluering af frekvenskvalitet«
: datasæt, der gør det muligt at beregne kriterierne for evaluering af frekvenskvalitet
120)   
»frekvensgendannelsesinterval«
: det systemfrekvensinterval, som systemfrekvensen forventes at vende tilbage til i de synkrone områder GB og IE/NI efter en ubalance, der er lig med eller mindre end referencehændelsen, inden for frekvensgendannelsestiden
121)   
»frekvensgendannelsestid«
: for de synkrone områder GB og IE/NI det tidsrum, der maksimalt forventes efter en ubalance, der er mindre end eller lig med referencehændelsen, inden for hvilket systemfrekvensen vender tilbage til den maksimale frekvensafvigelse i statisk tilstand
122)   
»frekvensgenoprettelsesinterval«
: det systemfrekvensinterval, som systemfrekvensen forventes at vende tilbage til i de synkrone områder GB og IE/NI efter en ubalance, der er lig med eller mindre end referencehændelsen, inden for frekvensgendannelsestiden
123)   
»målparametre for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse«
: de vigtigste LFC-kontrolblokvariabler, der bruges til beregning og evaluering af dimensioneringskriterierne for LFC-kontrolblokkens FRR og RR, som bruges til at afspejle LFC-kontrolblokkens funktion i normal tilstand
124)   
»effektudveksling ved frekvensgenoprettelse«
: den effekt, der udveksles mellem LFC-kontrolområder inden for den grænseoverskridende aktiveringsproces for FRR
125)   
»frekvensreferencepunkt«
: den frekvensmålværdi, der bruges i FRP, defineret som summen af den nominelle systemfrekvens og en forskydningsværdi til kompensation for en elektrisk tidsafvigelse
126)   
»krav til tilgængelige FRR«
: et sæt krav fastlagt af TSO'erne i en LFC-kontrolblok vedrørende de krævede tilgængelige FRR
127)   
»regler for dimensionering af FRR«
: specifikationerne for processen for dimensionering af FRR i en LFC-kontrolblok
128)   
»proces til udligning af modsatrettede ubalancer«
: en proces, der er aftalt mellem TSO'er, der gør det muligt at undgå samtidig aktivering af modsatrettede FRR ved at indregne de respektive reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse og de aktiverede FRR og ved at korrigere input fra de involverede FRP tilsvarende
129)   
»effektudveksling ved udligning af modsatrettede ubalancer«
: den effekt, der udveksles mellem LFC-kontrolområder inden for processen til udligning af modsatrettede ubalancer
130)   
»oprindelig FCR-forpligtelse«
: den mængde FCR, der er tildelt en TSO på grundlag af en fordelingsnøgle
131)   
»øjeblikkelige frekvensdata«
: et sæt datamålinger af den overordnede systemfrekvens for det synkrone område med en måleperiode, der er lig med eller kortere end et sekund, der anvendes til evaluering af systemfrekvenskvaliteten
132)   
»øjeblikkelige frekvensafvigelse«
: et sæt datamålinger af de overordnede systemfrekvensafvigelser for det synkrone område med en måleperiode, der er lig med eller kortere end et sekund, der anvendes til evaluering af systemfrekvenskvaliteten
133)   
»øjebliksdata om reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse«
: et datasæt om reguleringsfejlene ved frekvensgenoprettelse for en LFC-kontrolblok med en måleperiode, der er lig med eller kortere end 10 sekunder, der anvendes til evaluering af systemfrekvenskvaliteten
134)   
»niveau 1-interval for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse«
: det første interval, der bruges til evaluering af systemfrekvenskvaliteten for LFC-kontrolblokken, inden for hvilken reguleringsfejlen ved frekvensgenoprettelse skal holdes inden for en angivet procentdel af tiden
135)   
»niveau 2-interval for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse«
: det andet interval, der bruges til evaluering af systemfrekvenskvaliteten for LFC-kontrolblokken, inden for hvilken reguleringsfejlen ved frekvensgenoprettelse skal holdes inden for en angivet procentdel af tiden
136)   
»driftsaftale for LFC-kontrolblok«
: en flerpartsaftale mellem alle TSO'er i en LFC-kontrolblok, hvis LFC-kontrolblokken drives af mere end én TSO, og en driftsmetode for LFC-kontrolblokken, som skal vedtages unilateralt af den relevante TSO, hvis LFC-kontrolblokken kun drives af én TSO
137)   
»effektudveksling ved udskiftning«
: den effekt, der udveksles mellem LFC-kontrolområder inden for den grænseoverskridende aktiveringsproces for RR
138)   
»ubalancer i LFC-kontrolblok«
: summen af reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse, aktivering af FRR og aktivering af RR inden for LFC-kontrolblokken og effektudveksling ved udligning af modsatrettede ubalancer, effektudveksling ved frekvensgenoprettelse og effektudveksling ved udskiftning mellem denne LFC-kontrolblok og andre LFC-kontrolblokke
139)   
»monitor for LFC-kontrolblok«
: en TSO, der er ansvarlig for at indsamle kriterierne for evaluering af frekvenskvalitetsdata og anvende kriterierne for evaluering af frekvenskvalitet for LFC-kontrolblokken
140)   
»struktur for last-frekvensregulering«
: den grundlæggende struktur, der omfatter alle relevante aspekter af last-frekvensregulering, navnlig vedrørende de respektive ansvarsområder og forpligtelser samt typerne af og formålene med reserverne af aktiv effekt
141)   
»struktur for procesansvar«
: den struktur, der bruges til at fastlægge ansvarsområder og forpligtelserne med hensyn til reserverne af aktiv effekt baseret på reguleringsstrukturen for det synkrone område
142)   
»struktur for procesaktivering«
: strukturen for kategorisering af processerne i forbindelse med de forskellige typer reserver af aktiv effekt efter formål og aktivering
143)   
»fuld aktiveringstid for manuelle FRR«
: tidsrummet mellem ændringen af referencepunkt og den tilsvarende aktivering eller deaktivering af manuelle FRR
144)   
»maksimal øjeblikkelig frekvensafvigelse«
: den maksimalt forventede absolutte værdi for en øjeblikkelig frekvensafvigelse efter en ubalance, der er lig med eller mindre end referencehændelsen, ud over hvilken nødforanstaltninger aktiveres
145)   
»overvågningsområde«
: en del af det synkrone område eller hele det synkrone område, der fysisk er afgrænset af målepunkter ved samkøringslinjer til andre overvågningsområder, som drives af en eller flere TSO'er, der opfylder de krav, der gælder for et overvågningsområde
146)   
»prækvalifikation«
: processen til bekræftelse af, at en enhed eller gruppe, der leverer reserver, opfylder de krav, som TSO'en har fastlagt
147)   
»rampingperiode«
: en tidsperiode, der er defineret ved et fast startpunkt og en varighed, i løbet af hvilken input og/eller output af aktiv effekt forøges eller reduceres
148)   
»reserveinstruerende TSO«
: den TSO, der er ansvarlig for at instruere den reserveleverende enhed eller den reserveleverende gruppe i at aktivere FRR og/eller RR
149)   
»DSO, der tilslutter reserver«
: den DSO, der har ansvaret for det distributionsnet, som en reserveleverende enhed eller reserveleverende gruppe, der leverer reserver til en TSO, er tilsluttet
150)   
»TSO, der tilslutter reserver«
: den TSO, der har ansvaret for det overvågningsområde, som en reserveleverende enhed eller reserveleverende gruppe er tilsluttet
151)   
»TSO, der modtager reserver«
: den TSO, som er involveret i en udveksling med en TSO, der tilslutter reserver, og/eller en reserveleverende enhed eller en reserveleverende gruppe, der er tilsluttet et andet overvågnings- eller LFC-kontrolområde
152)   
»reserveudskiftningsproces«
: processen for genoprettelse af de aktiverede FRR og (for GB og IE/NI) for genoprettelse af de aktiverede FCR
153)   
»krav til tilgængelige RR«
: et sæt krav fastlagt af TSO'erne i en LFC-kontrolblok vedrørende de krævede tilgængelige RR
154)   
»regler for dimensionering af RR«
: specifikationerne for processen for dimensionering af RR i en LFC-kontrolblok
155)   
»standardfrekvensinterval«
: et fastlagt symmetrisk interval omkring den nominelle frekvens, inden for hvilket systemfrekvensen for et synkront område forventes at blive holdt
156)   
»standardfrekvensafvigelse«
: den absolutte værdi for den frekvensafvigelse, der begrænser standardfrekvensintervallet
157)   
»frekvensafvigelse i statisk tilstand«
: den absolutte værdi for frekvensafvigelse efter en ubalance, når systemfrekvensen er blevet stabiliseret
158)   
»monitor for synkront område«
: en TSO, der er ansvarlig for at indsamle kriterierne for evaluering af frekvenskvalitetsdata og anvende kriterierne for evaluering af frekvenskvalitet for det synkrone område
159)   
»tidsstyringsproces«
: en proces til tidsstyring, som udføres for at nulstille den elektriske tidsafvigelse mellem synkron tid og UTC-tid.
Artikel 4
Mål og lovgivningsmæssige aspekter
1.   Denne forordning har til formål at:
a)
fastlægge fælles krav og principper vedrørende driftssikkerhed
b)
fastlægge fælles driftsplanlægningsprincipper for det sammenkoblede system
c)
fastlægge fælles processer og strukturer for last-frekvensregulering
d)
sikre betingelserne for opretholdelse af driftssikkerhed i hele Unionen
e)
sikre betingelserne for opretholdelse af et frekvenskvalitetsniveau for alle synkrone områder i Unionen
f)
fremme koordineringen af systemdrift og driftsplanlægning
g)
sikre og forbedre gennemsigtigheden og pålideligheden af oplysningerne om drift af transmissionssystemer
h)
bidrage til effektiv drift og udvikling af elektricitetstransmissionssystemet og elektricitetssektoren i Unionen.
2.   Når denne forordning anvendes, skal medlemsstaterne, de kompetente myndigheder og systemoperatørerne:
a)
anvende proportionalitetsprincippet og princippet om ikke-diskrimination
b)
sikre gennemsigtighed
c)
anvende princippet om optimering mellem den højeste samlede effektivitet og de laveste samlede omkostninger for alle involverede parter
d)
sikre, at TSO'er så vidt muligt anvender markedsbaserede mekanismer til at sikre netsikkerheden og -stabiliteten
e)
respektere det ansvar, der er pålagt den relevante TSO med henblik på at sikre systemsikkerheden, herunder i henhold til kravene i national lovgivning
f)
høre de relevante DSO'er og tage højde for eventuelle virkninger for deres systemer og
g)
tage højde for anerkendte europæiske standarder og tekniske specifikationer.
Artikel 5
Vilkår, betingelser og metoder for TSO'er
1.   TSO'erne udarbejder de vilkår og betingelser eller metoder, der er fastlagt ved denne forordning, og fremsender dem til de kompetente regulerende myndigheder til godkendelse i henhold til artikel 6, stk. 2 og 3, eller til den enhed, som medlemsstaten har udpeget i henhold til artikel 6, stk. 4, inden for de i denne forordning fastsatte frister.
2.   Hvis et forslag til vilkår og betingelser eller metoder, der følger af denne forordning, skal udarbejdes og aftales mellem flere TSO'er, samarbejder de deltagende TSO'er tæt herom. Med bistand fra ENTSO for elektricitet informerer TSO'er regelmæssigt de regulerende myndigheder og agenturet om fremskridtene med udarbejdelsen af disse vilkår, betingelser og metoder.
3.   Hvis der ikke opnås enighed mellem TSO'er, der træffer afgørelse om forslag til vilkår, betingelser og metoder, jf. artikel 6, stk. 2, træffer de deres afgørelse ved kvalificeret flertal. Et kvalificeret flertal for forslag, jf. artikel 6, stk. 2, kræver således et flertal af:
a)
TSO'er, der repræsenterer mindst 55 % af medlemsstaterne, og
b)
TSO'er, der repræsenterer medlemsstater med tilsammen mindst 65 % af Unionens befolkning.
4.   Såfremt der ikke opnås et blokerende mindretal for så vidt angår afgørelser i henhold til artikel 6, stk. 2, som i givet fald skal bestå af TSO'er, der repræsenterer mindst fire medlemsstater, anses det kvalificerede flertal for opnået.
5.   Hvis de berørte regioner er sammensat af mere end fem medlemsstater, og der ikke opnås enighed mellem de TSO'er, der træffer afgørelse om forslag til vilkår, betingelser og metoder, jf. artikel 6, stk. 3, træffer de deres afgørelse ved kvalificeret flertal. Et kvalificeret flertal for forslag, jf. artikel 6, stk. 3, kræver således et flertal af:
a)
TSO'er, der repræsenterer mindst 72 % af de berørte medlemsstater, og
b)
TSO'er, der repræsenterer medlemsstater med tilsammen mindst 65 % af den berørte regions befolkning.
6.   Såfremt der ikke opnås et blokerende mindretal for så vidt angår afgørelser i henhold til artikel 6, stk. 3, som i givet fald skal bestå af mindst et antal TSO'er, der repræsenterer mindst 35 % af befolkningen i de deltagende medlemsstater og mindst én yderligere berørt medlemsstat, anses det kvalificerede flertal for opnået.
7.   TSO'er, der træffer afgørelse om forslag til vilkår, betingelser og metoder, jf. artikel 6, stk. 3, der vedrører regioner bestående af højst fem medlemsstater, træffer deres afgørelse ved enstemmighed.
8.   Medlemsstaterne tildeles én stemme hver for så vidt angår TSO-afgørelser i henhold til stk. 3 og 4. Hvis der er mere end én TSO i en medlemsstat, fordeler medlemsstaten stemmerettighederne mellem TSO'erne.
9.   Hvis TSO'erne ikke fremlægger et forslag vedrørende vilkår, betingelser og metoder for de regulerende myndigheder, jf. artikel 6, stk. 2 og 3, eller for de enheder, der er udpeget af medlemsstaterne, jf. artikel 6, stk. 4, inden de i denne forordning fastsatte frister, fremsender de i stedet de relevante udkast til vilkår, betingelser og metoder til de kompetente regulerende myndigheder og agenturet og redegør for, hvorfor der ikke kan opnås enighed. Agenturet underretter Kommissionen og undersøger i samarbejde med de kompetente regulerende myndigheder og på Kommissionens anmodning årsagerne til den manglende fremlæggelse af forslag og underretter Kommissionen herom. Kommissionen træffer de foranstaltninger, der er nødvendige, for at de krævede vilkår og betingelser eller metoder kan vedtages senest fire måneder efter modtagelsen af agenturets underretninger.
Artikel 6
Godkendelse af vilkår, betingelser og metoder for TSO'er
1.   De enkelte regulerende myndigheder er ansvarlige for godkendelsen af de vilkår, betingelser og metoder, som TSO'er udarbejder i henhold til stk. 2 og 3. Den enhed, der udpeges af medlemsstaten, godkender de vilkår og betingelser eller metoder, som TSO'er har udarbejdet, jf. stk. 4. Den udpegede enhed er den regulerende myndighed, medmindre medlemsstaten fastsætter andet.
2.   Forslagene til følgende vilkår og betingelser eller metoder godkendes af alle regulerende myndigheder i Unionen, og en medlemsstat kan indgive en udtalelse til den berørte regulerende myndighed:
a)
centrale organisatoriske krav, roller og ansvarsområder i forbindelse med dataudveksling, som vedrører driftssikkerhed i overensstemmelse med artikel 40, stk. 6
b)
metode til opbygning af de fælles netmodeller, jf. artikel 67, stk. 1, og artikel 70
c)
metode til koordineret driftssikkerhedsanalyse i henhold til artikel 75.
3.   Forslagene til følgende vilkår og betingelser eller metoder godkendes af alle regulerende myndigheder i den berørte region, og en medlemsstat kan indgive en udtalelse til den berørte regulerende myndighed:
a)
metode for hvert synkront område til definition af et mindstekrav for inerti i henhold til artikel 39, stk. 3, litra b)
b)
fælles bestemmelser for hver kapacitetsberegningsregion om regional driftssikkerhedsforvaltning i henhold til artikel 76
c)
metode som minimum for hvert synkront område til at vurdere, hvorvidt anlæg er relevante for koordinering af afbrydelser i henhold til artikel 84
d)
metoder, betingelser og værdier anført i driftsaftalerne for synkront område i artikel 118 vedrørende:
i)
frekvenskvalitetsparametre og målparameter for frekvenskvalitet i henhold til artikel 127
ii)
regler for dimensionering af FCR i henhold til artikel 153
iii)
yderligere egenskaber for FCR i henhold til artikel 154, stk. 2
iv)
for de synkrone områder GB og IE/NI foranstaltninger til at sikre gendannelse af energibeholdninger i overensstemmelse med artikel 156, stk. 6, litra b)
v)
for de synkrone områder CE og Norden den minimumsaktiveringstid, der skal sikres af leverandører af FCR, jf. artikel 156, stk. 10
vi)
for de synkrone områder CE og Norden antagelser og metoder for en cost-benefit-analyse, jf. artikel 156, stk. 11
vii)
for andre synkrone områder end CE og, hvis det er relevant, grænser for udvekslingen af FCR mellem TSO'erne i henhold til artikel 163, stk. 2
viii)
for de synkrone områder GB og IE/NI den metode, der anvendes til at bestemme minimumsmængden af reservekapacitet af FCR mellem synkrone områder fastsat i overensstemmelse med artikel 174, stk. 2, litra b)
ix)
grænser for omfanget af udveksling af FRR mellem synkrone områder fastsat i overensstemmelse med artikel 176, stk. 1, og grænser for omfanget af deling af FRR fastsat i overensstemmelse med artikel 177, stk. 1
x)
grænser for omfanget af udveksling af RR mellem synkrone områder fastsat i overensstemmelse med artikel 178, stk. 1, og grænser for omfanget af deling af RR fastsat i overensstemmelse med artikel 179, stk. 1
e)
metoder og betingelser anført i driftsaftaler for LFC-kontrolblokke i artikel 119 vedrørende:
i)
rampingbegrænsninger for output af aktiv effekt i henhold til artikel 137, stk. 3 og 4
ii)
koordineringsforanstaltninger, der har til formål at reducere reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse som defineret i artikel 152, stk. 14
iii)
foranstaltninger, der har til formål at reducere reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse ved at kræve ændringer i produktionen eller forbruget af aktiv effekt på produktionsanlæg og forbrugsenheder i henhold til artikel 152, stk. 16
iv)
reglerne for dimensionering af FRR i overensstemmelse med artikel 157, stk. 1
f)
afhjælpende foranstaltninger for hvert synkront område eller hver LFC-kontrolblok i overensstemmelse artikel 138
g)
fælles forslag for hvert synkront område til fastlæggelse af LFC-kontrolblokke i henhold til artikel 141, stk. 2.
4.   Medmindre medlemsstaten fastsætter andet, godkendes følgende vilkår og betingelser individuelt af hver enhed udpeget af medlemsstaten i henhold til stk. 1:
a)
for de synkrone områder GB og IE/NI hver TSO's forslag med angivelse af den størrelse af forbrugstab, hvor systemet sættes i blackout-tilstand
b)
omfang af dataudveksling med DSO'er og BNB'er i henhold til artikel 40, stk. 5
c)
yderligere krav til grupper, der leverer FCR, i henhold til artikel 154, stk. 3
d)
udelukkelse af grupper, der leverer FCR, fra levering af FCR i henhold til artikel 154, stk. 4
e)
for de synkrone områder CE og Norden forslaget vedrørende den midlertidige minimumsaktiveringstid, der skal sikres af leverandører af FCR som foreslået af TSO'en i henhold til artikel 156, stk. 9
f)
tekniske krav til FRR fastlagt af TSO'en i henhold til artikel 158, stk. 3
g)
udelukkelse af grupper, der leverer FRR, fra levering af FRR i henhold til artikel 159, stk. 7
h)
de tekniske krav vedrørende tilslutning af enheder og grupper, der leverer RR fastsat af TSO'en i henhold til artikel 161, stk. 3 og
i)
udelukkelse af grupper, der leverer RR, fra levering af RR i henhold til artikel 162, stk. 6.
5.   Hvis en individuel relevant systemoperatør eller TSO i henhold til denne forordning skal eller kan angive eller tilslutte sig krav, der ikke er underlagt stk. 4, kan medlemsstaterne kræve, at den kompetente regulerende myndighed først godkender disse krav.
6.   Forslaget til vilkår og betingelser eller metoder skal omfatte et forslag til tidsrammen for gennemførelsen af disse og en beskrivelse af deres forventede betydning for målene i denne forordning. Forslag til vilkår og betingelser eller metoder, der skal godkendes af flere eller alle regulerende myndigheder, fremlægges for agenturet, samtidig med at de fremlægges for de regulerende myndigheder. På anmodning fra de kompetente regulerende myndigheder afgiver agenturet inden for tre måneder en udtalelse om forslagene til vilkår og betingelser eller metoder.
7.   Hvor godkendelsen af vilkår og betingelser eller metoder kræver, at mere end én regulerende myndighed træffer en afgørelse, rådfører de kompetente regulerende myndigheder sig med hinanden og koordinerer og samarbejder med henblik på at nå til enighed. Hvis agenturet afgiver en udtalelse, skal den kompetente regulerende myndighed tage denne udtalelse i betragtning. De regulerende myndigheder træffer afgørelse om de fremlagte vilkår, betingelser og metoder, jf. stk. 2 og 3, senest seks måneder efter, at de, eller i givet fald den sidste berørte regulerende myndighed, har modtaget de omhandlede vilkår, betingelser og metoder.
8.   Hvis de regulerende myndigheder ikke har kunnet nå til enighed inden udløbet af den i stk. 7 omhandlede frist, eller de i fællesskab anmoder herom, vedtager agenturet inden for seks måneder en afgørelse om de fremlagte forslag til vilkår og betingelser eller metoder, jf. artikel 8, stk. 1, i forordning (EF) nr. 713/2009.
9.   Hvis godkendelsen af vilkår og betingelser eller metoder kræver, at en enkelt udpeget myndighed træffer en afgørelse i henhold til stk. 4, træffer den udpegede enhed en afgørelse senest seks måneder efter modtagelsen af vilkårene og betingelserne eller metoderne.
10.   Enhver part kan klage over en relevant systemoperatør eller en TSO i forbindelse med den pågældende systemoperatørs eller TSO's forpligtelser eller afgørelser i henhold til denne forordning og kan indbringe en klage for den regulerende myndighed, som i sin egenskab af tvistbilæggelsesmyndighed skal træffe en afgørelse senest to måneder efter modtagelsen af klagen. Denne periode kan forlænges med yderligere to måneder, hvis den regulerende myndighed ønsker yderligere oplysninger. Den forlængede periode kan forlænges yderligere med klagerens samtykke. Den regulerende myndigheds afgørelse har bindende virkning, medmindre og indtil den underkendes efter påklage.
Artikel 7
Ændring af vilkår, betingelser og metoder for TSO'er
1.   Hvis en eller flere regulerende myndigheder kræver en ændring for at kunne godkende de vilkår, betingelser og metoder, der er stillet forslag om i henhold til artikel 6, stk. 2 og 3, fremlægger de relevante TSO'er senest to måneder efter de regulerende myndigheders krav et ændret forslag til vilkår, betingelser og metoder til godkendelse. De kompetente regulerende myndigheder træffer afgørelse om de ændrede vilkår og betingelser eller metoder senest to måneder efter fremlæggelsen.
2.   Hvis en udpeget enhed kræver en ændring for at kunne godkende de vilkår, betingelser og metoder, der er stillet forslag om i henhold til artikel 6, stk. 4, fremlægger den relevante TSO senest to måneder efter den udpegede enheds krav et ændret forslag til vilkår, betingelser og metoder til godkendelse. Den udpegede enhed træffer afgørelse om de ændrede vilkår og betingelser eller metoder senest to måneder efter fremlæggelsen.
3.   Hvis de kompetente regulerende myndigheder ikke har kunnet nå til enighed om de i artikel 6, stk. 2 og 3, omhandlede vilkår, betingelser og metoder inden fristen på to måneder, eller de i fællesskab anmoder herom, vedtager agenturet inden for seks måneder en afgørelse om de ændrede vilkår, betingelser og metoder, jf. artikel 8, stk. 1, i forordning (EF) nr. 713/2009. Hvis de relevante TSO'er ikke fremlægger et ændret forslag til vilkår, betingelser og metoder, finder proceduren i artikel 5, stk. 7, anvendelse.
4.   TSO'er, der er ansvarlige for at udarbejde et forslag til vilkår, betingelser og metoder, eller regulerende myndigheder eller udpegede enheder, der er ansvarlige for at vedtage disse, jf. artikel 6, stk. 2, 3 og 4, kan anmode om en ændring af disse vilkår, betingelser og metoder. Forslag til ændring af vilkår, betingelser og metoder sendes i høring i overensstemmelse med proceduren i artikel 11 og godkendes i overensstemmelse med proceduren i artikel 5 og 6.
Artikel 8
Offentliggørelse på internettet
1.   De TSO'er, der er ansvarlige for at angive de i denne forordning omhandlede vilkår, betingelser og metoder, offentliggør dem på internettet, når de kompetente regulerende myndigheder har godkendt dem, eller, hvis en sådan godkendelse ikke er påkrævet, når de er angivet, medmindre sådanne oplysninger anses som værende fortrolige i henhold til artikel 12.
2.   Offentliggørelsen vedrører også:
a)
forbedringer af værktøjer til driften af nettet i henhold til artikel 55, stk. 1, litra e)
b)
målparametre for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse i henhold til artikel 128
c)
rampingbegrænsninger for hvert synkront område i henhold til artikel 137, stk. 1
d)
rampingbegrænsninger for hver LFC-kontrolblok i henhold til artikel 137, stk. 3
e)
målinger foretaget i alarmtilstand, fordi der ikke var tilstrækkelige reserver af aktiv effekt i henhold til artikel 152, stk. 11 og
f)
anmodning fra den TSO, der tilslutter reserver, til en udbyder af FCR om at stille oplysningerne i henhold til artikel 154, stk. 11, til rådighed i realtid.
Artikel 9
Dækning af omkostninger
1.   De omkostninger, som systemoperatører, der er underlagt regulering af nettariffer, har, og som følger af de forpligtelser, der er fastsat i denne forordning, vurderes af de relevante regulerende myndigheder. Udgifter, der vurderes at være rimelige, lønsomme og forholdsmæssige, dækkes ved hjælp af nettariffer eller andre passende mekanismer.
2.   Hvis de relevante regulerende myndigheder anmoder herom, fremlægger de i stk. 1 omhandlede systemoperatører inden tre måneder efter fremsættelse af anmodningen de oplysninger, der er nødvendige for at foretage vurderingen af de påløbne omkostninger.
Artikel 10
Inddragelse af interesseparterne
I tæt samarbejde med ENTSO for elektricitet arrangerer agenturet, at interesseparter inddrages i forhold til sikker systemdrift og andre aspekter af gennemførelsen af denne forordning. Denne inddragelse indebærer regelmæssige møder med interesseparter med henblik på identifikation af eventuelle problemer og forslag til forbedringer, hvad angår sikker systemdrift.
Artikel 11
Høringer
1.   TSO'er, der er ansvarlige for at fremlægge forslag til vilkår, betingelser og metoder eller ændringer heraf i henhold til denne forordning, hører interesseparterne, herunder de relevante myndigheder i hver medlemsstat, om udkastene til forslag til vilkår, betingelser og metoder, der er anført i artikel 6, stk. 2 og 3. Høringen løber over en periode på mindst en måned.
2.   Forslag til vilkår, betingelser og metoder, der fremlægges af TSO'er på EU-plan, offentliggøres og sendes i høring på EU-plan. Forslag, der fremlægges af TSO'er på regionalt plan, sendes som minimum i høring på regionalt plan. Parter, der fremlægger forslag på bilateralt eller multilateralt plan, hører som minimum de berørte medlemsstater.
3.   TSO'er, der er ansvarlige for at udarbejde et forslag til vilkår, betingelser og metoder, tager behørigt hensyn til de synspunkter, som interesseparterne fremsætter i forbindelse med høringerne, inden forslaget fremlægges til godkendelse for de regulerende myndigheder. I alle tilfælde udarbejdes en solid begrundelse for at indarbejde eller ikke at indarbejde interesseparternes synspunkter i forslaget, som vedlægges forslaget og offentliggøres inden for rimelig tid inden eller samtidig med offentliggørelsen af forslaget til vilkår, betingelser og metoder.
Artikel 12
Tavshedspligt
1.   Enhver fortrolig oplysning, der modtages, udveksles eller videregives i medfør af denne forordning, er underlagt de vilkår om tavshedspligt, der er fastsat i stk. 2-4.
2.   Tavshedspligten gælder alle personer, der er omfattet af bestemmelserne i denne forordning.
3.   Fortrolige oplysninger, som de i stk. 2 omhandlede personer og regulerende myndigheder modtager i forbindelse med deres hverv, må ikke videregives til andre personer eller myndigheder, medmindre dette sker i tilfælde, der er omfattet af national lovgivning, andre bestemmelser i denne forordning eller anden relevant EU-lovgivning.
4.   Uden at dette berører tilfælde, der er omfattet af national lovgivning eller EU-lovgivning, anvender de regulerende myndigheder, enheder eller personer, som modtager fortrolige oplysninger i medfør af denne forordning, udelukkende disse oplysninger i forbindelse med udøvelsen af deres hverv i henhold til denne forordning.
Artikel 13
Aftaler med TSO'er, der ikke er bundet af denne forordning
Når et synkront område omfatter TSO'er i både Unionen og et tredjeland, tilstræber alle EU-TSO'er i det pågældende synkrone område senest 18 måneder efter denne forordnings ikrafttræden at indgå en aftale med de tredjelands-TSO'er, der ikke er bundet af denne forordning, som fastsætter grundlaget for deres samarbejde om sikker systemdrift, og som fastsætter ordninger for tredjelands-TSO'ernes overholdelse af forpligtelserne i denne forordning.
Artikel 14
Overvågning
1.   I overensstemmelse med artikel 8, stk. 8, i forordning (EF) nr. 714/2009 overvåger ENTSO for elektricitet gennemførelsen af denne forordning. Denne overvågning omfatter mindst:
a)
indikatorer for driftssikkerhed i henhold til artikel 15
b)
last-frekvensregulering i henhold til artikel 16
c)
vurdering af regional koordinering i henhold til artikel 17
d)
identifikation af eventuelle forskelle i den nationale gennemførelse af denne forordning for så vidt angår de vilkår, betingelser og metoder, der er anført i artikel 6, stk. 3
e)
identifikation af eventuelle yderligere forbedringer af værktøjer og tjenester i henhold til artikel 55, litra a) og b), ud over de forbedringer, som TSO'erne har udpeget i henhold til artikel 55, litra e)
f)
identifikation af eventuelle nødvendige forbedringer af årsrapporten om klassificeringsskalaen for forstyrrelser i henhold til artikel 15, som er nødvendige for at understøtte bæredygtig og langsigtet driftssikkerhed og
g)
identifikation af vanskeligheder vedrørende samarbejde om sikker systemdrift med tredjelands-TSO'er.
2.   Agenturet opstiller i samarbejde med ENTSO for elektricitet senest 12 måneder efter denne forordnings ikrafttræden en liste over de relevante oplysninger, som ENTSO for elektricitet skal fremsende til agenturet i henhold til artikel 8, stk. 9, og artikel 9, stk. 1, i forordning (EF) nr. 714/2009. Listen over relevante oplysninger kan ajourføres. ENTSO for elektricitet fører et omfattende digitalt dataarkiv i standardiseret format over de oplysninger, som agenturet anmoder om.
3.   Relevante TSO'er fremsender de oplysninger, der er nødvendige for at udføre de i stk. 1 og 2 omhandlede opgaver, til ENTSO for elektricitet.
4.   Hvis den regulerende myndighed anmoder herom, fremsender DSO'erne de i stk. 2 omhandlede oplysninger til TSO'erne, medmindre, og idet der sigtes på at undgå dobbeltarbejde, de regulerende myndigheder, TSO'erne, agenturet eller ENTSO for elektricitet allerede er i besiddelse af dem som følge af deres respektive gennemførelsesovervågningsopgaver.
Artikel 15
Årsrapport om indikatorer for driftssikkerhed
1.   Senest den 30. september offentliggør ENTSO for elektricitet en årsrapport baseret på den klassificeringsskala for forstyrrelser, der er vedtaget i henhold til artikel 8, stk. 3, litra a), i forordning (EF) nr. 714/2009. Agenturet kan afgive sin udtalelse om denne årsrapports format og indhold, herunder det geografiske omfang af de rapporterede hændelser, de indbyrdes elektriske afhængighedsforhold mellem TSO'ernes systemområder og eventuelle relevante historiske oplysninger.
2.   TSO'erne for hver medlemsstat fremsender senest den 1. marts de nødvendige data og oplysninger til udarbejdelsen af årsrapporterne baseret på den i stk. 1 omhandlede klassificeringsskala for forstyrrelser til ENTSO for elektricitet. De data, der indgives af TSO'erne, omhandler det foregående år.
3.   De i stk. 1 omhandlede årsrapporter skal indeholde mindst følgende indikatorer for driftssikkerhed, som er relevante for driftssikkerhed:
a)
antal udløste transmissionssystemelementer pr. år pr. TSO
b)
antal udløste produktionsanlæg pr. år pr. TSO
c)
energi, der ikke er leveret på grund af ikke-planlagt afkobling af forbrugsanlæg pr. år pr. TSO
d)
varighed af og antal alarm- og nødtilstande for drift pr. TSO
e)
varighed af og antal hændelser, hvor der blev konstateret mangel på reserver, pr. TSO
f)
varighed af og antal spændingsafvigelser, der oversteg intervallerne i tabel 1 og 2 i bilag II, pr. TSO
g)
antal minutter uden for standardfrekvensintervallet og antal minutter uden for 50 % af maksimal frekvensafvigelse i statisk tilstand pr. synkront område
h)
antal systemopdelinger eller lokale blackout-tilstande og
i)
antal strømafbrydelser, der involverer to eller flere TSO'er.
4.   Den i stk. 1 omhandlede årsrapport skal indeholde følgende indikatorer for driftssikkerhed, som er relevante for driftsplanlægning:
a)
antal driftshændelser, hvor en hændelse anført på listen over udfald førte til en forringelse af systemets driftstilstand
b)
antal hændelser omhandlet i litra a), hvor der opstod en forringelse af systemdriftsbetingelserne som følge af uventede afvigelser fra forbrugs- eller produktionsprognoser
c)
antal driftshændelser, hvor der opstod en forringelse af systemdriftsbetingelserne som følge af et ekstraordinært udfald
d)
antal hændelser omhandlet i litra c), hvor der opstod en forringelse af systemdriftsbetingelserne som følge af uventede afvigelser fra forbrugs- eller produktionsprognoser og
e)
antal hændelser, der førte til en forringelse af systemdriftsbetingelserne som følge af mangel på reserver af aktiv effekt.
5.   I årsrapporterne forklares årsagerne til forstyrrelser på driftssikkerhedsskala 2 og 3 på grundlag af den klassificeringsskala for forstyrrelser, som ENTSO for elektricitet har vedtaget. Disse forklaringer baseres på den undersøgelse af hændelserne, som TSO'erne foretager efter den proces, der er beskrevet i klassificeringsskalaen for forstyrrelser. TSO'er underretter de regulerende myndigheder om en undersøgelse i god tid, inden den påbegyndes. De regulerende myndigheder og agenturet kan efter deres anmodning deltage i undersøgelsen.
Artikel 16
Årsrapport om last-frekvensregulering
1.   Senest den 30. september offentliggør ENTSO for elektricitet en årsrapport om last-frekvensregulering baseret på de oplysninger, som TSO'erne fremlægger i overensstemmelse med stk. 2. Årsrapporten om last-frekvensregulering skal indeholde de i stk. 2 anførte oplysninger for hver medlemsstat.
2.   Begyndende fra den 14. september 2018 fremsender TSO'erne i hver medlemsstat inden den 1. marts hvert år følgende oplysninger til ENTSO for elektricitet for det foregående år:
a)
identifikation af LFC-kontrolblokke, LFC-kontrolområder og overvågningsområder i medlemsstaten
b)
identifikation af de LFC-kontrolblokke, som ikke er i medlemsstaten, og som indeholder LFC-kontrolområder og overvågningsområder, der er i medlemsstaten
c)
identifikation af de synkrone områder, som hver medlemsstat tilhører
d)
data vedrørende kriterierne for evaluering af frekvenskvalitet for hvert synkront område og hver LFC-kontrolblok i litra a), b) og c), som dækker hver måned i de to foregående kalenderår
e)
FCR-forpligtelsen og den oprindelige FCR-forpligtelse for hver TSO med drift inden for medlemsstaten, som dækker hver måned i mindst de to foregående kalenderår og
f)
en beskrivelse af og datoen for gennemførelse af afhjælpende foranstaltninger og rampingkrav med henblik på at afhjælpe større frekvensafvigelser i det foregående kalenderår i henhold til artikel 137 og 138, hvori TSO'er i medlemsstaten var involveret.
3.   De data, der indgives af TSO'erne, omhandler det foregående år. Oplysningerne vedrørende synkrone områder, LFC-kontrolblokke, LFC-kontrolområder og overvågningsområder i litra a), b), og c), indgives én gang. Hvis disse områder ændres, indgives denne oplysning inden den 1. marts det efterfølgende år.
4.   Alle TSO'er i et synkront område eller en LFC-kontrolblok medvirker, såfremt det er relevant, i indsamlingen af de i stk. 2 anførte data.
Artikel 17
Årsrapport om vurdering af regional koordinering
1.   Senest den 30. september offentliggør ENTSO for elektricitet en årsrapport om vurdering af regional koordinering baseret på årsrapporter om vurdering af regional koordinering fremlagt af de regionale sikkerhedskoordinatorer i overensstemmelse med stk. 2, vurderer eventuelle interoperabilitetsproblemer og foreslår ændringer med henblik på at forbedre effektiviteten og omkostningseffektiviteten af koordineringen af systemdriften.
2.   Inden den 1. marts udarbejder hver RSC en årsrapport og fremsender den til ENTSO for elektricitet med oplysninger om de opgaver, denne varetager:
a)
antallet af hændelser, den gennemsnitlige varighed af og årsager til manglende varetagelse af opgaver
b)
statistiske oplysninger vedrørende begrænsninger, herunder deres varighed, placering og antal forekomster, sammen med de gennemførte afhjælpende tiltag og eventuelt afholdte omkostninger i forbindelse hermed
c)
antallet af tilfælde, hvor TSO'er har afvist at gennemføre de afhjælpende tiltag, som RSC'en har anbefalet, og begrundelsen herfor
d)
antallet af inkompatibiliteter ved afbrydelser registreret i henhold til artikel 80 og
e)
en beskrivelse af de tilfælde, hvor manglen på regional tilstrækkelighed er blevet vurderet, og en beskrivelse af de iværksatte afhjælpende foranstaltninger.
3.   De data, RSC'er indgiver til ENTSO for elektricitet, omhandler det foregående år.
DEL II
DRIFTSSIKKERHED
AFSNIT 1
DRIFTSSIKKERHEDSKRAV
KAPITEL 1
Systemtilstande, afhjælpende tiltag og driftsmæssige sikkerhedsgrænser
Artikel 18
Klassificering af systemtilstande
1.   Et transmissionssystem er i normal tilstand, når alle følgende betingelser er opfyldt:
a)
spænding og flow er inden for de driftsmæssige sikkerhedsgrænser, der er fastsat i overensstemmelse med artikel 25
b)
frekvens opfylder følgende kriterier:
i)
frekvensafvigelsen i statisk tilstand ligger inden for standardfrekvensintervallet, eller
ii)
den absolutte værdi for frekvensafvigelsen i statisk tilstand er ikke højere end den maksimale frekvensafvigelse i statisk tilstand, og de systemfrekvensgrænser, der er fastsat for alarmtilstanden, er ikke opfyldt
c)
reserver af aktiv og reaktiv effekt er tilstrækkelige til at modstå udfald på listen over udfald fastsat i overensstemmelse med artikel 33 uden at overskride de driftsmæssige sikkerhedsgrænser
d)
drift af den berørte TSO's systemområde er og forbliver inden for de driftsmæssige sikkerhedsgrænser efter aktivering af afhjælpende tiltag efter forekomst af et udfald på listen over udfald fastsat i overensstemmelse med artikel 33.
2.   Et transmissionssystem er i alarmtilstand, når:
a)
spænding og flow er inden for de driftsmæssige sikkerhedsgrænser, der er fastsat i overensstemmelse med artikel 25, og
b)
TSO'ens reservekapacitet er reduceret med mere end 20 % i mere end 30 minutter, og der ikke er mulighed for at kompensere for denne reduktion under systemdrift i realtid, eller
c)
frekvens opfylder følgende kriterier:
i)
den absolutte værdi for frekvensafvigelsen i statisk tilstand er ikke højere end den maksimale frekvensafvigelse i statisk tilstand, og
ii)
den absolutte værdi for frekvensafvigelsen i statisk tilstand har kontinuerligt overskredet 50 % af den maksimale frekvensafvigelse i statisk tilstand i et tidsrum, der er længere end udløsningstiden for alarmtilstand, eller standardfrekvensintervallet i et tidsrum, der er længere end tiden til frekvensgenoprettelse, eller
d)
mindst ét udfald på listen over udfald fastsat i overensstemmelse med artikel 33 fører til overskridelse af TSO'ens driftsmæssige sikkerhedsgrænser, selv efter aktivering af afhjælpende tiltag.
3.   Et transmissionssystem er i nødtilstand, når mindst én af følgende betingelser er opfyldt:
a)
der er mindst én overskridelse af en TSO's driftsmæssige sikkerhedsgrænser fastsat i overensstemmelse med artikel 25
b)
frekvens opfylder ikke kriterierne for normal tilstand og for alarmtilstand fastsat i overensstemmelse med stk. 1 og 2
c)
mindst én foranstaltning i TSO'ens systemforsvarsplan er aktiveret
d)
der er en fejl i funktionen af værktøjer, ressourcer og anlæg fastsat i overensstemmelse med artikel 24, stk. 1, som har medført, at disse værktøjer, ressourcer og anlæg ikke er tilgængelige i mere end 30 minutter.
4.   Et transmissionssystem er i blackout-tilstand, når mindst én af følgende betingelser er opfyldt:
a)
tab af mere end 50 % af forbruget i den berørte TSO's systemområde
b)
totalt spændingsudfald i mindst tre minutter i den berørte TSO's systemområde, hvilket har ført til udløsning af genoprettelsesplaner.
En TSO i de synkrone områder GB og IE/NI kan udarbejde et forslag med angivelse af den størrelse af forbrugstab, hvor systemet sættes i blackout-tilstand. TSO'er i de synkrone områder GB og IE/NI meddeler dette tilfælde til ENTSO for elektricitet.
5.   Et transmissionssystem skal være i genoprettelsestilstand, når en TSO fra nød- eller blackout-tilstand er begyndt at aktivere foranstaltningerne i sin genoprettelsesplan.
Artikel 19
TSO'ers overvågning og bestemmelse af systemtilstande
1.   TSO'en bestemmer i realtidsdrift systemtilstanden for sit transmissionssystem.
2.   TSO'en realtidsovervåger følgende transmissionssystemparametre i sit systemområde ved hjælp af realtidstelemetrimålinger eller beregnede værdier fra sit observationsområde på baggrund af struktur- og realtidsdata i henhold til artikel 42
a)
aktiv og reaktiv effekt
b)
samleskinnespændinger
c)
frekvens og reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse af TSO'ens LFC-kontrolområde
d)
reserver af aktiv og reaktiv effekt og
e)
produktion og forbrug.
3.   Med henblik på at angive systemtilstanden gennemfører hver TSO en analyse af udfald mindst hvert 15. minut med overvågning af de transmissionssystemparametre, der er fastsat i overensstemmelse med stk. 2, i forhold til de driftsmæssige sikkerhedsgrænser, der er fastsat i overensstemmelse med artikel 25, og de kriterier for systemtilstande, der er fastsat i overensstemmelse med artikel 18. TSO'en overvåger mængden af tilgængelige reserver i forhold til reservekapaciteten. Ved udførelsen af analysen af udfald tager hver TSO højde for virkningen af de afhjælpende tiltag og foranstaltningerne i systemforsvarsplanen.
4.   Hvis TSO'ens transmissionssystem ikke er i normal tilstand, og hvis denne systemtilstand er beskrevet som udbredt tilstand, skal TSO'en:
a)
underrette alle TSO'er om systemtilstanden for sit transmissionssystem via et IT-værktøj til udveksling af realtidsdata på paneuropæisk plan og
b)
fremsende yderligere oplysninger om sine transmissionssystemelementer, som er en del af andre TSO'ers observationsområder, til disse TSO'er.
Artikel 20
Afhjælpende tiltag under systemdrift
1.   TSO'en træffer foranstaltninger for at sikre, at dennes transmissionssystem forbliver i normal tilstand, og er ansvarlig for at håndtere brud på driftssikkerheden. For at opfylde dette mål udvikler, udarbejder og aktiverer hver TSO afhjælpende tiltag, idet TSO'en tager højde for deres tilgængelighed, den tid og de ressourcer, der kræves for at aktivere dem, og betingelser uden for transmissionssystemet, som er relevante for hvert afhjælpende tiltag.
2.   De afhjælpende tiltag, som anvendes af TSO'er under systemdrift i overensstemmelse med stk. 1, og artikel 21-23 i denne forordning, skal være i overensstemmelse med de afhjælpende tiltag, der er taget højde for i kapacitetsberegningen i henhold til artikel 25 i forordning (EU) 2015/1222.
Artikel 21
Principper og kriterier for afhjælpende tiltag
1.   TSO'en anvender følgende principper, når afhjælpende tiltag i henhold til artikel 23 aktiveres og koordineres:
a)
for brud på driftssikkerheden, der ikke skal forvaltes på en koordineret måde, udvikler, udarbejder og aktiverer en TSO afhjælpende tiltag med henblik på at genoprette systemet til normal tilstand og forebygge spredningen af alarm- eller nødtilstanden uden for TSO'ens systemområde ud fra de kategorier, der er fastsat i artikel 22
b)
for brud på driftssikkerheden, der skal forvaltes på en koordineret måde, udvikler, udarbejder og aktiverer en TSO afhjælpende tiltag i samarbejde med andre berørte TSO'er efter metoden til koordineret udarbejdelse af afhjælpende tiltag i artikel 76, stk. 1, litra b), og under hensyntagen til anbefalingen fra en RSC i henhold til artikel 78, stk. 4.
2.   Når passende afhjælpende tiltag udvælges, anvender hver TSO følgende kriterier:
a)
aktivere de mest effektive og omkostningseffektive afhjælpende tiltag
b)
aktivere afhjælpende tiltag så tæt på realtid som muligt under hensyntagen til den forventede aktiveringstid og den hastende karakter af den systemdriftssituation, de har til formål at løse
c)
overveje risikoen for fejl i anvendelsen af de tilgængelige afhjælpende tiltag og deres indvirkning på driftssikkerheden, herunder:
i)
risikoen for fejl eller kortslutning forårsaget af topologiændringer
ii)
risikoen for afbrydelser forårsaget af aktive eller reaktive effektændringer i produktionsanlæg eller forbrugsanlæg og
iii)
risikoen for fejlfunktion forårsaget af udstyr
d)
foretrække afhjælpende tiltag, der gør den største overførselskapacitet tilgængelig til kapacitetstildeling, samtidig med at alle driftsmæssige sikkerhedsgrænser overholdes.
Artikel 22
Kategorier af afhjælpende tiltag
1.   Alle TSO'er anvender følgende kategorier af afhjælpende tiltag:
a)
ændre varigheden af en planlagt afbrydelse eller fornyet ibrugtagning af transmissionssystemelementer med henblik på at gøre disse transmissionssystemelementer tilgængelige for drift
b)
aktivt påvirke flowet ved hjælp af:
i)
viklingskoblinger på effekttransformere
ii)
viklingskoblinger på faseskiftende transformere
iii)
ændring af topologier
c)
regulere spænding og forvalte reaktiv effekt ved hjælp af:
i)
viklingskoblinger på effekttransformere
ii)
kobling af kondensatorer og reaktorer
iii)
kobling af enheder til regulering af effekt-elektronik-baseret spænding og reaktiv effekt
iv)
instruktion til transmissionstilsluttede DSO'er og BNB'er i at blokere automatisk regulering af spænding og reaktiv effekt på transformere eller i på deres anlæg at aktivere de afhjælpende tiltag, der er fastsat i nr. i)-iii), hvis spændingsforringelsen bringer driftssikkerheden i fare eller truer med at føre til spændingskollaps i et transmissionssystem
v)
anmodning om ændring af reaktivt effektoutput eller spændingsreferencepunktet for det transmissionstilsluttede synkrone produktionsanlæg
vi)
anmodning om ændring af reaktivt effektoutput for omformerne i transmissionstilsluttede ikke-synkrone produktionsanlæg
d)
genberegne day-ahead- og intraday-overførselskapaciteten i henhold til forordning (EU) 2015/1222
e)
intern specialregulering for transmissionstilsluttede BNB'er eller distributionstilsluttede BNB'er inden for TSO'ens systemområde, mellem to eller flere tilgrænsende TSO'er
f)
modkøb mellem to eller flere budområdegrænser
g)
justere aktiv effekt gennem HVDC-systemer
h)
aktivere procedurer for forvaltning af frekvensafvigelse
i)
i henhold til artikel 16, stk. 2, i forordning (EF) nr. 714/2009 indskrænke den allerede fordelte overførselskapacitet i en nødsituation, hvor brugen af denne kapacitet bringer driftssikkerheden i fare, og alle TSO'er på en samkøringslinje er enige i en sådan justering, og omfordeling eller modkøb ikke er muligt og
j)
i relevante tilfælde inddrage manuelt reguleret lastfordeling i normal tilstand eller alarmtilstand.
2.   Hvis det er nødvendigt og berettiget, kan hver TSO udarbejde og aktivere yderligere afhjælpende tiltag med henblik på at opretholde driftssikkerheden. TSO'en indberetter og begrunder disse hændelser over for den relevante regulerende myndighed og, hvor det er relevant, medlemsstaten mindst én gang om året efter aktiveringen af de yderligere afhjælpende tiltag. De relevante rapporter og begrundelser offentliggøres også. Europa-Kommissionen og agenturet kan anmode den relevante regulerende myndighed om at fremlægge yderligere oplysninger om aktiveringen af yderligere afhjælpende tiltag, når disse påvirker et tilgrænsende transmissionssystem.
Artikel 23
Udarbejdelse, aktivering og koordinering af afhjælpende tiltag
1.   TSO'en udarbejder og aktiverer afhjælpende tiltag i overensstemmelse med de kriterier, der er fastsat i artikel 21, stk. 2, med henblik på at forhindre at systemtilstanden forværres, på grundlag af følgende elementer:
a)
overvågning og bestemmelse af systemtilstande i henhold til artikel 19
b)
analyse af udfald under realtidsdrift i henhold til artikel 34 og
c)
analyse af udfald under driftsplanlægning i henhold til artikel 72.
2.   Ved udarbejdelse og aktivering af et afhjælpende tiltag, herunder intern specialregulering eller modkøb i henhold til artikel 25 og 35 i forordning (EU) 2015/1222, eller en procedure i en TSO's systemforsvarsplan, som påvirker andre TSO'er, vurderer den pågældende TSO i samarbejde med de berørte TSO'er indvirkningen af et sådant afhjælpende tiltag eller en sådan afhjælpende foranstaltning i og uden for dennes systemområde, jf. artikel 75, stk. 1, artikel 76, stk. 1, litra b), artikel 78, stk. 1, 2 og 4, i denne forordning, og underretter de berørte TSO'er om denne indvirkning.
3.   Ved udarbejdelse og aktivering af afhjælpende tiltag, som påvirker transmissionstilsluttede BNB'er og DSO'er, vurderer hver TSO, hvis dennes transmissionssystem er i normal tilstand eller alarmtilstand, indvirkningen af et sådant afhjælpende tiltag i samarbejde med de berørte BNB'er og DSO'er og vælger afhjælpende tiltag, der bidrager til at opretholde normal tilstand og sikker drift for alle involverede parter. Hver BNB og DSO fremsender alle oplysninger, der er nødvendige for denne koordinering, til TSO'en.
4.   Ved udarbejdelse og aktivering af afhjælpende tiltag koordinerer hver TSO, hvis dennes transmissionssystem ikke er i normal tilstand eller alarmtilstand, så vidt muligt sådanne afhjælpende tiltag med de berørte transmissionstilsluttede BNB'er og DSO'er med henblik på at opretholde transmissionssystemets driftssikkerhed og integritet.
Når en TSO aktiverer et afhjælpende tiltag, følger hver berørt transmissionstilsluttet BNB og DSO de instrukser, TSO'en har givet.
5.   Når begrænsninger kun har følger for den lokale tilstand inden for TSO'ens systemområde, og bruddet på driftssikkerheden ikke kræver koordineret forvaltning, kan TSO'en med ansvar for forvaltningen heraf vælge ikke at aktivere omkostningskrævende afhjælpende tiltag.
Artikel 24
Tilgængelighed af TSO's ressourcer, værktøjer og anlæg
1.   TSO'en sikrer tilgængelighed, pålidelighed og redundans af følgende elementer:
a)
anlæg til overvågning af transmissionssystemets systemtilstand, herunder applikationer til tilstandsestimering og anlæg til last-frekvensregulering
b)
muligheder for at betjene afbrydere, koblingsafbrydere, viklingskoblinger i transformere og andet udstyr, der bruges til at regulere transmissionssystemelementer
c)
ressourcer til kommunikation med andre TSO'ers og RSC'ers kontrolrum
d)
værktøjer til driftssikkerhedsanalyse og
e)
værktøjer og kommunikationsmidler, som TSO'er skal bruge til at fremme grænseoverskridende elektricitetsmarkedsforanstaltninger.
2.   Når TSO'ens værktøjer, ressourcer og anlæg omhandlet i stk. 1, påvirker de transmissionstilsluttede DSO'er eller BNB'er, der er involveret i leveringen af balanceringstjenester og systemydelser, systemforsvar, genoprettelse eller levering af driftsdata i realtid i henhold til artikel 44, 47, 50, 51 og 52, samarbejder og koordinerer den pågældende TSO og disse DSO'er og BNB'er med henblik på at angive og sikre tilgængeligheden, pålideligheden og redundansen af disse værktøjer, ressourcer og anlæg.
3.   Senest 18 måneder efter denne forordnings ikrafttræden vedtager hver TSO en driftskontinuitetsplan, der beskriver dennes reaktion på tab af kritiske værktøjer, ressourcer og anlæg, og som indeholder bestemmelser om deres vedligeholdelse, udskiftning og udvikling. TSO'en reviderer mindst én gang om året sin driftskontinuitetsplan og ajourfører den efter behov og under alle omstændigheder efter enhver signifikant ændring af de kritiske værktøjer, ressourcer og anlæg eller af relevante systemdriftsbetingelser. TSO'en deler de dele af driftskontinuitetsplanen, som påvirker DSO'er og BNB'er, med de berørte DSO'er og BNB'er.
Artikel 25
Driftsmæssige sikkerhedsgrænser
1.   TSO'en angiver de driftsmæssige sikkerhedsgrænser for hvert element i sit transmissionssystem på grundlag af mindst følgende fysiske karakteristika:
a)
spændingsgrænser i henhold til artikel 27
b)
grænser for kortslutningsstrøm i henhold til artikel 30 og
c)
strømgrænser med hensyn til termiske specifikationer, herunder de tilladte forbigående overbelastninger.
2.   Ved fastsættelsen af de driftsmæssige sikkerhedsgrænser tager hver TSO højde for BNB'ers kapacitet til at forhindre, at spændingsintervaller og frekvensgrænser i normal tilstand og alarmtilstand fører til deres afkobling.
3.   I tilfælde af ændringer af et af TSO'ens transmissionssystemelementer validerer og ajourfører den pågældende TSO de driftsmæssige sikkerhedsgrænser.
4.   For hver samkøringslinje indgår hver TSO aftale med den tilgrænsende TSO om de fælles driftsmæssige sikkerhedsgrænser, jf. stk. 1.
Artikel 26
Sikkerhedsplan for beskyttelse af kritisk infrastruktur
1.   TSO'en udarbejder under hensyntagen til artikel 5 i Rådets direktiv 2008/114/EF 
(
10
)
 en fortrolig sikkerhedsplan, som indeholder en risikovurdering af de anlæg, som TSO'en ejer eller driver, og som dækker alvorlige fysiske og cyberrelaterede trusselsscenarier, som medlemsstaten har beskrevet.
2.   Sikkerhedsplanen omhandler potentielle indvirkninger på de europæiske sammenkoblede transmissionssystemer og omfatter organisatoriske og fysiske foranstaltninger, der har til formål at afbøde de indkredsede risici.
3.   TSO'en reviderer regelmæssigt sikkerhedsplanen med henblik på at tage højde for ændringer af trusselsscenarier og afspejle transmissionssystemets udvikling.
KAPITEL 2
Spændingsregulering og forvaltning af reaktiv effekt
Artikel 27
TSO'ers forpligtelser med hensyn til spændingsgrænser
1.   I overensstemmelse med artikel 18 træffer hver TSO foranstaltninger for at sikre, at spændingen i normal tilstand forbliver i stabil tilstand ved transmissionssystemets tilslutningspunkter inden for de intervaller, der er anført i tabel 1 og 2 i bilag II.
2.   Hvis den relevante TSO i Spanien i henhold til artikel 16, stk. 2, i forordning (EU) 2016/631 kræver, at produktionsanlæg, der er tilsluttet nominelle spændinger mellem 300 og 400 kV, forbliver tilsluttet i spændingsintervallet fra 1,05 til 1,0875 pu i en ubegrænset periode, tages dette yderligere spændingsinterval i betragtning af den relevante TSO i Spanien ved opfyldelsen af stk. 1.
3.   TSO'en fastsætter basisspændingen for pu-spændingsværdier.
4.   TSO'en træffer foranstaltninger for at sikre, at spændingen, i normal tilstand og efter et udfald, forbliver inden for bredere spændingsintervaller i et begrænset tidsrum, hvis disse bredere spændingsintervaller er aftalt med transmissionstilsluttede DSO'er, anlægsejere i henhold til artikel 16, stk. 2, i forordning (EU) 2016/631 eller HVDC-systemejere i henhold til artikel 18 i forordning (EU) 2016/1447.
5.   TSO'en indgår aftale med de transmissionstilsluttede DSO'er og de transmissionstilsluttede BNB'er om spændingsintervaller ved tilslutningspunkterne under 110 kV, hvis disse spændingsintervaller er relevante for at opretholde de driftsmæssige sikkerhedsgrænser. TSO'en træffer foranstaltninger for at sikre, at spændingen forbliver inden for det aftalte interval i normal tilstand og efter et udfald.
Artikel 28
BNB'ers forpligtelser vedrørende spændingsregulering og forvaltning af reaktiv effekt under systemdrift
1.   Senest tre måneder efter denne forordnings ikrafttræden underretter alle BNB'er, som er transmissionstilsluttede produktionsanlæg, der ikke er omfattet af artikel 16 i forordning (EU) 2016/631, eller som er HVDC-systemer, der ikke er omfattet af artikel 18 i forordning (EU) 2016/1447, deres TSO om deres kapacitet i forhold til spændingskravene i artikel 16 i forordning (EU) 2016/631eller i artikel 18 i forordning (EU) 2016/1447 med angivelse af deres spændingskapacitet og den tid, de kan modstå uden at blive afkoblet.
2.   BNB'er, som er forbrugsanlæg, der er omfattet af kravene i artikel 3 i forordning (EU) 2016/1388, afkobles ikke som følge af en driftsforstyrrelse inden for de spændingsintervaller, der er nævnt i artikel 27. Senest tre måneder efter denne forordnings ikrafttræden underretter BNB'er, som er transmissionstilsluttede forbrugsanlæg, der ikke er omfattet af artikel 3 i forordning (EU) 2016/1388, deres TSO om deres kapacitet i forhold til spændingskravene i bilag II til forordning (EU) 2016/1388 med angivelse af deres spændingskapacitet og den tid, de kan modstå uden at blive afkoblet.
3.   En BNB, som er et transmissionstilsluttet forbrugsanlæg, opretholder de reaktive effektreferencepunkter, effektfaktorintervaller og spændingsreferencepunkter for spændingsregulering inden for det interval, der er aftalt med dennes TSO i henhold til artikel 27.
Artikel 29
Alle TSO'ers forpligtelser vedrørende spændingsregulering og forvaltning af reaktiv effekt under systemdrift
1.   Hvis spænding ved et tilslutningspunkt til transmissionssystemet er uden for de intervaller, der er fastsat i tabel 1 og 2 i bilag II til denne forordning, træffer hver TSO afhjælpende tiltag med henblik på at regulere spændingen og den reaktive effekt i overensstemmelse med denne forordnings artikel 22, stk. 1, litra c), med det formål at genoprette spændingen ved tilslutningspunktet inden for det interval, der er anført i bilag II, og det tidsinterval, der er anført i artikel 16 i forordning (EU) 2016/631 og artikel 13 i forordning (EU) 2016/1388.
2.   TSO'en tager i sin driftssikkerhedsanalyse hensyn til de spændingsværdier, hvor transmissionstilsluttede BNB'er, der ikke er omfattet af kravene i forordning (EU) 2016/631 eller forordning (EU) 2016/1388, kan blive afkoblet.
3.   TSO'en sikrer tilstrækkelig og rettidig reserve af reaktiv effekt for at holde spændingerne inden for sit systemområde og på samkøringslinjer inden for de intervaller, der er fastsat i bilag II.
4.   TSO'er, der er sammenkoblet af vekselstrømssamkøringslinjer, angiver i fællesskab det tilstrækkelige spændingsreguleringssystem med henblik på at sikre overensstemmelse med de fælles driftsmæssige sikkerhedsgrænser, der er fastsat i overensstemmelse med artikel 25, stk. 4.
5.   TSO'en indgår aftale med hver transmissionstilsluttet DSO om de reaktive effektreferencepunkter, effektfaktorintervaller og spændingsreferencepunkter for spændingsregulering ved tilslutningspunktet mellem TSO'en og DSO'en i overensstemmelse med artikel 15 i forordning (EU) 2016/1388. For at sikre, at disse parametre opretholdes, anvender hver transmissionstilsluttet DSO sine reaktive effektressourcer og har ret til at give instrukser om spændingsregulering til distributionstilsluttede BNB'er.
6.   TSO'en har ret til at anvende hele den tilgængelige transmissionstilsluttede reaktive effekt i sit systemområde til effektiv forvaltning af den reaktive effekt og opretholdelse af de spændingsintervaller, der er fastsat i tabel 1 og 2 i bilag II til denne forordning.
7.   TSO'en driver direkte eller indirekte i samarbejde med den transmissionstilsluttede DSO, hvis det er relevant, reaktive effektressourcer inden for sit systemområde, herunder blokering af automatisk regulering af spænding og reaktiv effekt på transformere, spændingsfald og afkobling ved lav spænding, for at opretholde de driftsmæssige sikkerhedsgrænser og forhindre et spændingskollaps i transmissionssystemet.
8.   TSO'en fastlægger foranstaltningerne vedrørende spændingsregulering i samarbejde med de transmissionstilsluttede BNB'er og DSO'er og med tilgrænsende TSO'er.
9.   Når det er relevant for spændingsregulering og forvaltning reaktiv effekt i transmissionssystemet, kan en TSO i samarbejde med en DSO kræve, at en distributionstilsluttet BNB følger instrukserne i spændingsregulering.
KAPITEL 3
Forvaltning af kortslutningsstrøm
Artikel 30
Kortslutningsstrøm
TSO'en fastlægger:
a)
den maksimale kortslutningsstrøm, ved hvilken afbryderes og andet udstyrs nominelle kapacitet overskrides og
b)
den mindste kortslutningsstrøm for korrekt drift af beskyttelsesudstyr.
Artikel 31
Beregning af kortslutningsstrøm og relaterede foranstaltninger
1.   TSO'en udfører beregninger af kortslutningsstrøm med henblik på at evaluere indvirkningen af tilgrænsende TSO'er og transmissionstilsluttede BNB'er og transmissionstilsluttede distributionssystemer, herunder lukkede distributionssystemer på kortslutningsstrømniveau i transmissionssystemet. Hvis et transmissionstilsluttet distributionssystem, herunder et lukket distributionssystem, har indvirkning på kortslutningsstrømniveauer, medtages det i beregningerne af kortslutningsstrøm for transmissionssystemet.
2.   Ved beregninger af kortslutningsstrøm skal hver TSO:
a)
anvende de mest nøjagtige tilgængelige data af høj kvalitet
b)
tage hensyn til internationale standarder og
c)
lægge sådanne driftsforhold, som giver det højest mulige niveau af kortslutningsstrøm, herunder kortslutningsstrømmen fra andre transmissionssystemer og distributionssystemer, herunder lukkede distributionssystemer, til grund for beregningen af den maksimale kortslutningsstrøm.
3.   TSO'en træffer driftsforanstaltninger eller andre foranstaltninger for at forhindre afvigelse fra de maksimums- og minimumsgrænser for kortslutningsstrøm, der er nævnt i artikel 30, på alle tidspunkter og for alt beskyttelsesudstyr. Hvis en sådan afvigelse forekommer, aktiverer hver TSO afhjælpende tiltag eller træffer andre foranstaltninger med henblik på at sikre, at grænserne i artikel 30 genoprettes. En afvigelse fra disse grænser tillades kun under koblingssekvenser.
KAPITEL 4
Forvaltning af flow
Artikel 32
Grænser for flow
1.   TSO'en opretholder flowet inden for de fastsatte driftsmæssige sikkerhedsgrænser, når systemet er i normal tilstand og efter et udfald på listen over udfald omhandlet i artikel 33, stk. 1.
2.   I (N-1)-situationen opretholder hver TSO i normal tilstand flowet inden for de tilladte forbigående overbelastninger som omhandlet i artikel 25, stk. 1, litra c), ud fra de planlagte afhjælpende tiltag, der skal anvendes og gennemføres inden for den tidsramme, der er tilladt for tilladte forbigående overbelastninger.
KAPITEL 5
Udfaldsanalyse og -håndtering
Artikel 33
Lister over udfald
1.   TSO'en udfærdiger en liste over udfald, der omfatter de interne og eksterne udfald i TSO'ens observationsområde, ved at vurdere, om hvert af disse udfald bringer driftssikkerheden i TSO'ens systemområde i fare. Listen over udfald skal omfatte både ordinære udfald og ekstraordinære udfald, som er identificeret ved hjælp af den metode, der er udviklet i henhold til artikel 75.
2.   Med henblik på at opstille en liste over udfald klassificerer TSO'en hvert udfald afhængigt af, om det er ordinært, ekstraordinært eller out-of-range, under hensyntagen til sandsynligheden for dens forekomst og følgende principper:
a)
hver TSO klassificerer udfald for sit eget systemområde
b)
når drifts- eller vejrforhold væsentligt forøger sandsynligheden for et ekstraordinært udfald, medtager hver TSO dette ekstraordinære udfald på sin liste over udfald og
c)
hver TSO medtager sådanne ekstraordinære udfald på sin liste over udfald for at tage højde for ekstraordinære udfald med høj indvirkning på dennes eget transmissionssystem eller tilstødende transmissionssystemer.
3.   Hver transmissionstilsluttet DSO og BNB, som er et produktionsanlæg, fremlægger alle oplysninger, som er relevante for analysen af udfald, efter TSO'ens anmodning, herunder prognoser og realtidsdata, med mulig dataaggregation i henhold til artikel 50, stk. 2.
4.   TSO'en koordinerer sin analyse af udfald med henblik på at opnå sammenhængende lister over udfald med som minimum TSO'erne i dennes observationsområde, jf. artikel 75.
5.   TSO'en underretter TSO'erne i sit observationsområde om de eksterne udfald, der er medtaget på dennes liste over udfald.
6.   TSO'en underretter på forhånd i tilstrækkelig god tid de berørte TSO'er i sit observationsområde om planlagte topologiske ændringer i TSO'ens transmissionssystemelementer, der er anført som eksterne udfald på de berørte TSO'ers lister over udfald.
7.   TSO'en sikrer, at realtidsdataene er tilstrækkeligt nøjagtige til at sikre konvergens mellem load-flow-beregninger, der udføres som led i analysen af udfald.
Artikel 34
Analyse af udfald
1.   TSO'en udfører en analyse af udfald i sit observationsområde med henblik på at indkredse de udfald, der bringer eller kan bringe driftssikkerheden i dennes systemområde i fare, og udpege de afhjælpende tiltag, der kan være nødvendige for at afhjælpe udfaldene, herunder afbødning af indvirkningen af ekstraordinære udfald.
2.   TSO'en sikrer, at potentielle overtrædelser af de driftsmæssige sikkerhedsgrænser i dennes systemområde, som udpeges i analysen af udfald, ikke bringer driftssikkerheden for TSO'ens transmissionssystem eller sammenkoblede transmissionssystemer i fare.
3.   TSO'en udfører en analyse af udfald på grundlag af prognoser af driftsdata og realtidsdriftsdata fra sit observationsområde. Udgangspunktet for analysen af udfald i N-situationen er transmissionssystemets relevante topologi, der omfatter planlagte afbrydelser i driftsplanlægningsfaserne.
Artikel 35
Håndtering af udfald
1.   TSO'en vurderer de risici, der er forbundet med udfaldene efter simulering af hvert udfald på listen over udfald og efter en vurdering af, om transmissionssystemet kan holdes inden for de driftsmæssige sikkerhedsgrænser i (N-1)-situationen.
2.   Når en TSO vurderer, at de risici, der er forbundet med et udfald, er så betydningsfulde, at denne muligvis ikke kan udarbejde og aktivere afhjælpende tiltag i rette tid til at forhindre manglende overensstemmelse med (N-1)-kriteriet, eller at der er risiko for, at en driftsforstyrrelse spredes til det sammenkoblede transmissionssystem, udarbejder og aktiverer TSO'en afhjælpende tiltag med henblik på at opnå overensstemmelse med (N-1)-kriteriet så hurtigt som muligt.
3.   I tilfælde af en (N-1)-situation forårsaget af en driftsforstyrrelse aktiverer hver TSO afhjælpende tiltag med henblik på at sikre, at transmissionssystemet genoprettes til normal tilstand så hurtigt som muligt, og at denne (N-1)-situation bliver den nye N-situation.
4.   En TSO er ikke forpligtet til at overholde (N-1)-kriteriet i følgende situationer:
a)
under koblingssekvenser
b)
i det tidsrum, der kræves for at udarbejde og aktivere afhjælpende tiltag.
5.   Medmindre en medlemsstat bestemmer andet, er en TSO ikke forpligtet til at overholde (N-1)-kriteriet, så længe der kun er lokale følger inden for TSO'ens systemområde.
KAPITEL 6
Beskyttelse
Artikel 36
Generelle krav til beskyttelse
1.   TSO'en driver sit transmissionssystem med det beskyttelses- og backupbeskyttelsesudstyr, der er nødvendigt for automatisk at forhindre spredning af driftsforstyrrelser, der kan være til fare for driftssikkerheden på TSO'ens eget transmissionssystem og på det sammenkoblede system.
2.   Mindst én gang hvert femte år reviderer hver TSO sin beskyttelsesstrategi og sine beskyttelseskoncepter og ajourfører disse efter behov for at sikre, at beskyttelsesudstyret fungerer korrekt, og driftssikkerheden opretholdes.
3.   Efter en beskyttelsesforanstaltning, der havde en indvirkning uden for en TSO's systemområde, inklusive samkøringslinjer, vurderer denne TSO, om beskyttelsesudstyret i systemområdet fungerede som planlagt, og gennemfører eventuelt nødvendige korrigerende tiltag.
4.   TSO'en angiver referencepunkter for beskyttelsesudstyret i sit transmissionssystem, som sikrer pålidelig, hurtig og selektiv fejlbortkobling, herunder backupbeskyttelse med henblik på fejlbortkobling ved funktionsfejl i det primære beskyttelsessystem.
5.   Inden ibrugtagning eller efter ændring af beskyttelses- og backupbeskyttelsesudstyr indgår hver TSO aftale med de tilgrænsende TSO'er om fastlæggelsen af beskyttelsesreferencepunkter for samkøringslinjerne og koordinerer med disse TSO'er, inden punkterne ændres.
Artikel 37
Særlige beskyttelsesordninger
Når en TSO bruger en særlig beskyttelsesordning, skal denne:
a)
sikre, at hver særlig beskyttelsesordning fungerer selektivt, pålideligt og effektivt
b)
når en særlig beskyttelsesordning udvikles, evaluere følgerne for transmissionssystemet, hvis det ikke fungerer korrekt, under hensyntagen til indvirkningen på berørte TSO'er
c)
bekræfte, at den særlige beskyttelsesordnings pålidelighed kan sammenlignes med pålideligheden for de beskyttelsessystemer, der bruges til den primære beskyttelse af transmissionssystemelementer
d)
drive transmissionssystemet med den særlige beskyttelsesordning inden for de driftsmæssige sikkerhedsgrænser, der er fastsat i overensstemmelse med artikel 25 og
e)
koordinere den særlige beskyttelsesordnings funktioner, aktiveringsprincipper og referencepunkter med tilgrænsende TSO'er og berørte transmissionstilsluttede DSO'er, inklusive lukkede distributionssystemer og transmissionstilsluttede BNB'er.
Artikel 38
Overvågning og vurdering af dynamisk stabilitet
1.   TSO'en overvåger transmissionssystemets dynamiske stabilitet ved hjælp af undersøgelser i overensstemmelse med stk. 6, der gennemføres offline. TSO'en udveksler de data, der er relevante for overvågningen af transmissionssystemets dynamiske stabilitet, med de andre TSO'er i TSO'ens synkrone område.
2.   TSO'en foretager en dynamisk stabilitetsvurdering mindst én gang om året for at fastlægge stabilitetsgrænserne og eventuelle stabilitetsproblemer i transmissionssystemet. Alle TSO'er i hvert synkront område koordinerer de dynamiske stabilitetsvurderinger, som skal dække hele eller dele af det synkrone område.
3.   Når de koordinerede dynamiske stabilitetsvurderinger foretages, fastlægger de berørte TSO'er:
a)
omfanget af den koordinerede dynamiske stabilitetsvurdering som minimum i form af en fælles netmodel
b)
det datasæt, der skal udveksles mellem berørte TSO'er for at foretage den koordinerede dynamiske stabilitetsvurdering
c)
en liste over i fællesskab aftalte scenarier vedrørende den koordinerede dynamiske stabilitetsvurdering og
d)
en liste over i fællesskab aftalte udfald eller driftsforstyrrelser, hvis indvirkning skal vurderes gennem den koordinerede dynamiske stabilitetsvurdering.
4.   I tilfælde af stabilitetsproblemer som følge af dårligt dæmpede svingninger mellem områder, som berører flere TSO'er inden for et synkront område, deltager hver TSO i en koordineret vurdering af dynamisk stabilitet for det synkrone område så hurtigt som praktisk muligt og fremsender de data, der er nødvendige for denne vurdering. En sådan vurdering indledes og gennemføres af de berørte TSO'er eller af ENTSO for elektricitet.
5.   Når en TSO konstaterer en potentiel indflydelse på spænding, rotorvinkel eller frekvensstabilitet i forbindelse med andre sammenkoblede transmissionssystemer, koordinerer de berørte TSO'er de metoder, der anvendes til vurdering af dynamisk stabilitet, fremlægger de nødvendige data og planlægger fælles afhjælpende tiltag med henblik på at forbedre stabiliteten, herunder procedurerne for samarbejde mellem TSO'erne.
6.   TSO'en anvender følgende regler, når denne vælger de metoder, der skal anvendes til vurderingen af dynamisk stabilitet:
a)
hvis grænserne for stabil tilstand — med hensyn til listen over udfald — nås inden stabilitetsgrænserne, baserer TSO'en vurderingen af dynamisk stabilitet på de offlinestabilitetsundersøgelser, der udføres i den længerevarende driftsplanlægningsfase
b)
hvis grænserne for stabil tilstand og stabilitetsgrænserne — med hensyn til listen over udfald — ligger tæt på hinanden, eller stabilitetsgrænserne nås inden grænserne for stabil tilstand under planlagt afbrydelse, foretager TSO'en en vurdering af dynamisk stabilitet i day-ahead-driftsplanlægningsfasen, mens disse betingelser stadig gælder. TSO'en planlægger de afhjælpende tiltag, der om nødvendigt skal anvendes i realtidsdrift og
c)
hvis transmissionssystemet er i N-situationen — med hensyn til listen over udfald — og stabilitetsgrænserne nås inden grænserne for stabil tilstand, foretager TSO'en en vurdering af dynamisk stabilitet i alle driftsplanlægningsfaser og foretager en ny vurdering af stabilitetsgrænserne så hurtigt som muligt efter konstatering af en betydelig ændring i N-situationen.
Artikel 39
Forvaltning af dynamisk stabilitet
1.   Hvis vurderingen af dynamisk stabilitet viser, at stabilitetsgrænserne er overskredet, udvikler, udarbejder og aktiverer de TSO'er, i hvis systemområde overskridelsen er sket, afhjælpende tiltag for at holde transmissionssystemet stabilt. Disse afhjælpende tiltag kan omfatte BNB'er.
2.   TSO'en sikrer, at bortkoblingstiden for fejl, der kan føre til ustabilitet i transmissionssystemet i udbredt tilstand, er kortere end den bortkoblingstid for kritiske fejl, som TSO'en har beregnet i sin dynamiske stabilitetsvurdering udført i overensstemmelse med artikel 38.
3.   Med hensyn til mindstekravene for inerti, som er relevante for frekvensstabiliteten i det synkrone område:
a)
gennemfører alle TSO'er i dette synkrone område senest to år efter denne forordnings ikrafttræden en fælles undersøgelse for hvert synkront område, med henblik på at fastlægge om den fornødne inerti skal sikres, under hensyntagen til omkostninger og fordele samt potentielle alternativer. Alle TSO'er underretter deres regulerende myndigheder om undersøgelserne. Alle TSO'er gennemfører en periodisk revision og ajourfører disse undersøgelser hvert andet år
b)
når de i litra a) omhandlede undersøgelser påviser et behov for at fastlægge den fornødne inerti, udvikler alle TSO'erne i det berørte synkrone område i fællesskab en metode til at definere den inerti, der som minimum kræves for at opretholde driftssikkerheden og forhindre overskridelse af stabilitetsgrænserne. Denne metode skal overholde principperne om effektivitet og proportionalitet, og den skal udvikles inden for seks måneder efter færdiggørelsen af de i litra a) omhandlede undersøgelser og ajourføres inden for seks måneder efter ajourføring og fremlæggelse af undersøgelserne og
c)
i realtidsdrift sørger hver TSO for, at den fornødne inerti er til stede i sit eget systemområde i overensstemmelse med den fastlagte metode og de resultater, der er opnået i henhold til litra b).
AFSNIT 2
DATAUDVEKSLING
KAPITEL 1
Generelle krav til dataudveksling
Artikel 40
Organisation, roller ansvarsområder og kvalitet af dataudveksling
1.   Udvekslingen og fremlæggelsen af data og oplysninger i henhold til dette afsnit skal så vidt muligt afspejle den reelle og forventede situation for transmissionssystemet.
2.   TSO'en er ansvarlig for at fremlægge og anvende data og oplysninger af høj kvalitet.
3.   TSO'en indsamler følgende oplysninger om sit observationsområde og udveksler disse data med alle andre TSO'er, for så vidt som de er nødvendige for at gennemføre driftssikkerhedsanalysen i henhold til artikel 72:
a)
produktion
b)
forbrug
c)
planer
d)
balancepositioner
e)
planlagte afbrydelser og topologier for koblingsstationer og
f)
prognoser.
4.   TSO'en repræsenterer oplysningerne i stk. 3 som indfødninger og aftag i hvert knudepunkt i TSO'ens individuelle netmodel som omhandlet i artikel 64.
5.   I samarbejde med DSO'erne og BNB'erne fastlægger TSO'en anvendelsen og omfanget af dataudvekslingen på grundlag af følgende kategorier:
a)
strukturelle data i henhold til artikel 48
b)
planlægnings- og prognosedata i henhold til artikel 49
c)
realtidsdata i henhold til artikel 44, 47 og 50 og
d)
bestemmelser i henhold til artikel 51, 52 og 53.
6.   Senest seks måneder efter denne forordnings ikrafttræden aftaler alle TSO'er i fællesskab fælles organisatoriske krav, roller og ansvarsområder vedrørende dataudveksling. Disse organisatoriske krav, roller og ansvarsområder tager hensyn til og supplerer om nødvendigt driftsbetingelserne i den metode vedrørende data om produktion og forbrug, der er udviklet i henhold til artikel 16 i forordning (EU) 2015/1222. De gælder for alle bestemmelser om dataudveksling i dette afsnit og omfatter organisatoriske krav, roller og ansvarsområder for følgende elementer:
a)
TSO'ers forpligtelser til uden ophold at underrette alle tilgrænsende TSO'er om ændringer i beskyttelsesindstillinger, termiske grænser og teknisk kapacitet ved samkøringslinjerne mellem deres systemområder
b)
forpligtelser for DSO'er, der er direkte tilsluttet transmissionssystemet, til at underrette de TSO'er, som de er forbundet med, inden for de aftalte tidsrammer om ændringer i data og oplysninger omhandlet i dette afsnit
c)
forpligtelser for de tilgrænsende DSO'er og/eller mellem downstream-DSO'er og upstream-DSO'er til at underrette hinanden inden for de aftalte tidsrammer om ændringer i data og oplysninger, der er fastlagt i henhold til dette afsnit
d)
forpligtelser for BNB'er til at underrette deres TSO eller DSO inden for de aftalte tidsrammer om relevante ændringer i data og oplysninger, der er fastlagt i henhold til dette afsnit
e)
detaljeret indhold af data og oplysninger, der er fastlagt i henhold til dette afsnit, herunder hovedprincipper, datatype, kommunikationsmidler, format og standarder, som skal anvendes, tidsrammer og ansvar
f)
tidsstempling og hyppighed for levering af data og oplysninger, som skal fremlægges af DSO'er og BNB'er, som skal anvendes af TSO'er inden for de forskellige tidsrammer. Hyppigheden af informationsudvekslinger for realtidsdata, planlagte data og ajourføring af strukturelle data fastlægges, og
g)
format for indberetning af de data og oplysninger, der er fastlagt i henhold til dette afsnit.
De organisatoriske krav, roller og ansvarsområder offentliggøres af ENTSO for elektricitet.
7.   Senest 18 måneder efter denne forordnings ikrafttræden indgår hver TSO aftale med de relevante DSO'er om effektive, omkostningseffektive og forholdsmæssige processer for gennemførelse og forvaltning af dataudvekslingen mellem dem, herunder for fremlæggelse af data vedrørende distributionssystemer og BNB'er, for så vidt som dette er nødvendigt for effektiv netdrift. Uden at det berører stk. 6, litra g), indgår hver TSO aftale med de relevante DSO'er om dataudvekslingsformatet.
8.   Transmissionstilsluttede BNB'er har adgang til data vedrørende de netinstallationer, de har i drift ved tilslutningspunktet.
9.   TSO'en indgår aftale med de transmissionstilsluttede DSO'er om omfanget af de yderligere oplysninger, der skal udveksles mellem dem vedrørende netinstallationer i drift.
10.   DSO'er med et tilslutningspunkt til et transmissionssystem har ret til at modtage relevante strukturelle planlagte oplysninger samt realtidsoplysninger fra relevante TSO'er og til at indsamle relevante strukturelle planlagte oplysninger samt realtidsoplysninger fra tilgrænsende DSO'er. Tilgrænsende DSO'er fastlægger i samarbejde omfanget af de oplysninger, der kan udveksles.
KAPITEL 2
Dataudveksling mellem TSO'er
Artikel 41
Udveksling af strukturelle data og prognosedata
1.   Tilgrænsende TSO'er udveksler som minimum følgende strukturelle oplysninger vedrørende observationsområdet:
a)
den generelle topologi for koblingsstationer og andre relevante data efter spændingsniveau
b)
tekniske data om transmissionslinjer
c)
tekniske data om transformere, der forbinder DSO'er, BNB'er, som er forbrugsanlæg, og generatorers blok-transformere for BNB'er, der er produktionsanlæg
d)
den højeste og laveste reaktive effekt for BNB'er, som er produktionsanlæg
e)
tekniske data om faseskiftende transformere
f)
tekniske data om HVDC-systemer
g)
tekniske data om reaktorer, kondensatorer og statiske VAR-kompensatorer og
h)
de driftsmæssige sikkerhedsgrænser, der er fastlagt af hver TSO i henhold til artikel 25.
2.   Med det formål at koordinere beskyttelsen af deres transmissionssystemer udveksler tilgrænsende TSO'er oplysninger om beskyttelsesreferencepunkterne for de linjer, for hvilke udfaldene er anført som eksterne udfald på deres lister over udfald.
3.   Med det formål at koordinere deres driftssikkerhedsanalyse og fastlægge den fælles netmodel i henhold til artikel 67-70, udveksler hver TSO som minimum med de øvrige TSO'er i det samme synkrone område mindst følgende data:
a)
topologien for transmissionssystemer med en spænding på 220 kV og derover inden for TSO'ens systemområde
b)
en model eller tilsvarende af transmissionssystemet med en spænding på under 220 kV med betydelig indvirkning på TSO'ens eget transmissionssystem
c)
transmissionssystemelementernes termiske grænser og
d)
en realistisk og nøjagtig prognosticeret mængde indfødning og aftag for hver primær energikilde og hvert knudepunkt i transmissionssystemet for forskellige tidsrammer.
4.   Med henblik på at koordinere vurderingerne af dynamisk stabilitet i henhold til artikel 38, stk. 2 og 4, og for at udføre dem udveksler hver TSO følgende data med de andre TSO'er i det samme synkrone område eller i den relevante del:
a)
data vedrørende BNB'er, som er produktionsanlæg, vedrørende bl.a.:
i)
elektriske parametre for generatoren, der er relevante for vurderingen af dynamisk stabilitet, herunder samlet inerti
ii)
beskyttelsesmodeller
iii)
modeller vedrørende vekselstrømsgenerator og drivmotor
iv)
beskrivelse af transformer til optransformering
v)
reaktiv minimums- og maksimumseffekt
vi)
modeller vedrørende spændings- og hastighedsregulering og
vii)
modeller vedrørende drivmotorer og magnetiseringssystem, der er egnede ved store driftsforstyrrelser
b)
data om typen af regulering og spændingsreguleringsinterval for viklingskoblinger, herunder beskrivelsen af eksisterende belastningsstyrede viklingskoblinger og data om typen af regulering og spændingsreguleringsinterval for transformere til optransformering og nettransformere og
c)
data vedrørende HVDC-systemer og FACTS-anordninger på de dynamiske modeller af systemet eller anordningen og den tilknyttede regulering, der er egnet til store driftsforstyrrelser.
Artikel 42
Realtidsdataudveksling
1.   I henhold til artikel 18 og 19 udveksler hver TSO følgende data om systemtilstanden for sit transmissionssystem med de andre TSO'er i det samme synkrone område via det IT-værktøj til realtidsdataudveksling på paneuropæisk plan, som ENTSO for elektricitet har udviklet:
a)
frekvens
b)
reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse
c)
målte udvekslinger af aktiv effekt mellem LFC-kontrolområder
d)
aggregeret produktionstilførsel
e)
systemtilstand i henhold til artikel 18
f)
referencepunkt for last-frekvensregulering og
g)
effektudveksling via virtuelle tie-lines.
2.   TSO'en udveksler følgende data om sit transmissionssystem med de andre TSO'er i sit observationsområde ved hjælp af realtidsdataudveksling mellem TSO'ernes systemer til overvågningskontrol, dataindsamling og energistyring:
a)
faktisk topologi for koblingsstationer
b)
aktiv og reaktiv effekt i linjefelt, herunder transmission, distribution og linjer, der forbinder BNB'er
c)
aktiv og reaktiv effekt i transformerfelt, herunder transmission, distribution og BNB'er, der forbinder transformere
d)
aktiv og reaktiv effekt i produktionsanlægsfelt
e)
reguleringspositioner for transformere, herunder faseskiftende transformere
f)
målt eller estimeret samleskinnespænding
g)
reaktiv effekt i reaktor- og kondensatorfelt eller fra en statisk VAR-kompensator og
h)
begrænsninger for forsyningskapacitet for aktiv og reaktiv effekt med hensyn til observationsområdet.
3.   TSO'en har ret til at anmode alle TSO'er i sit observationsområde om at fremlægge realtidsbilleder af tilstandsestimerede data fra denne TSO's systemområde, hvis det er relevant for driftssikkerheden i den anmodende TSO's transmissionssystem.
KAPITEL 3
Dataudveksling mellem TSO'er og DSO'er inden for TSO'ens systemområde
Artikel 43
Udveksling af strukturelle data
1.   TSO'en fastlægger observationsområdet for de transmissionstilsluttede distributionssystemer, som TSO'en har brug for til at bestemme systemtilstanden nøjagtigt og effektivt, med udgangspunkt i den metode, der er udviklet i henhold til artikel 75.
2.   Hvis en TSO vurderer, at et ikke-transmissionstilsluttet distributionssystem har betydelig indvirkning med hensyn til spænding, flow eller andre elektriske parametre for repræsentationen af transmissionssystemets funktion, udpeges et sådan distributionssystem af TSO'en til at være en del af observationsområdet i henhold til artikel 75.
3.   De strukturelle oplysninger vedrørende det i stk. 1 og 2 omhandlede observationsområde, som hver DSO fremsender til TSO'en, skal mindst omfatte:
a)
koblingsstationer efter spænding
b)
linjer, der forbinder koblingsstationerne omhandlet i litra a)
c)
transformere fra koblingsstationerne omhandlet i litra a)
d)
BNB'er og
e)
reaktorer og kondensatorer, der er tilsluttet koblingsstationerne omhandlet i litra a).
4.   Hver transmissionstilsluttet DSO fremsender mindst hver sjette måned en ajourføring af de strukturelle oplysninger i overensstemmelse med stk. 3 til TSO'en.
5.   Mindst én gang om året fremsender hver transmissionstilsluttet DSO til TSO'en for hver primær energikilde den samlede aggregerede produktionskapacitet for de type A-produktionsanlæg, der er omfattet af kravene i forordning (EU) 2016/631, og de bedst mulige estimater af produktionskapaciteten for type A-produktionsanlæg, der ikke er omfattet af, eller som er fritaget for forordning (EU) 2016/631, som er tilsluttet dens distributionssystem, og de tilknyttede oplysninger vedrørende deres frekvensfunktion.
Artikel 44
Realtidsdataudveksling
Medmindre TSO'en har angivet andet, fremsender DSO'en i realtid alle oplysninger vedrørende TSO'ens observationsområde som omhandlet i artikel 43, stk. 1 og 2, til TSO'en, herunder:
a)
den faktiske topologi for koblingsstationer
b)
aktiv og reaktiv effekt i linjefelt
c)
aktiv og reaktiv effekt i transformerfelt
d)
indfødning af aktiv og reaktiv effekt i produktionsanlægsfelt
e)
viklingspositioner for transformere, der er tilsluttet transmissionssystemet
f)
samleskinnespændinger
g)
reaktiv effekt i reaktor- og kondensatorfelt
h)
de bedste tilgængelige data om aggregeret produktion pr. primær energikilde i DSO-området og
i)
de bedste tilgængelige data om aggregeret forbrug i DSO-området.
KAPITEL 4
Dataudveksling mellem TSO'er, ejere af samkøringslinjer eller andre linjer og produktionsanlæg tilsluttet transmissionssystemet
Artikel 45
Udveksling af strukturelle data
1.   Hver BNB, som er en anlægsejer af en type D-produktionsenhed, som er tilsluttet transmissionssystemet, fremsender som minimum følgende data til TSO'en:
a)
generelle data om produktionsanlægget, herunder installeret kapacitet og primær energikilde
b)
data om turbine og produktionsanlæg, herunder tid til kold- og varmstart
c)
data til beregning af kortslutningsstrøm
d)
data om produktionsanlægstransformere
e)
FCR-data for produktionsanlæg, der tilbyder eller leverer denne tjeneste, i henhold til artikel 154
f)
data om FRR for produktionsanlæg, der tilbyder eller leverer denne tjeneste, i henhold til artikel 158
g)
data om RR i produktionsanlæg, der tilbyder eller leverer denne tjeneste, i henhold til artikel 161
h)
data, der er nødvendige for genoprettelse af transmissionssystemet
i)
data og modeller, der er nødvendige for udførelse af dynamisk simulering
j)
beskyttelsesdata
k)
data, der er nødvendige for at bestemme omkostningerne til afhjælpende tiltag i overensstemmelse med artikel 78, stk. 1, litra b). Når en TSO anvender markedsbaserede mekanismer i overensstemmelse med artikel 4, stk. 2, litra d), er det tilstrækkeligt at oplyse de priser, som TSO'en skal betale
l)
evne til regulering af spænding og reaktiv effekt.
2.   Hver BNB, som er en anlægsejer af et type B- eller en type C-produktionsenhed, som er tilsluttet transmissionssystemet, fremsender som minimum følgende data til TSO'en:
a)
generelle data om produktionsanlægget, herunder installeret kapacitet og primær energikilde
b)
data til beregning af kortslutningsstrøm
c)
data om FCR i henhold til definitionen og kravene i artikel 173 for produktionsanlæg, der tilbyder eller leverer denne tjeneste
d)
data om FRR for produktionsanlæg, der tilbyder eller leverer denne tjeneste
e)
data om RR for produktionsanlæg, der tilbyder eller leverer denne tjeneste
f)
beskyttelsesdata
g)
kapacitet til regulering af reaktiv effekt
h)
data, der er nødvendige for at bestemme omkostningerne til afhjælpende tiltag i overensstemmelse med artikel 78, stk. 1, litra b). Når en TSO anvender markedsbaserede mekanismer i overensstemmelse med artikel 4, stk. 2, litra d), er det tilstrækkeligt at oplyse de priser, som TSO'en skal betale
i)
data, der er nødvendige for at udføre en dynamisk stabilitetsvurdering i henhold til artikel 38.
3.   En TSO kan anmode anlægsejeren af en produktionsenhed, som er tilsluttet transmissionssystemet, om at fremsende yderligere data, hvis de er relevante for driftssikkerhedsanalysen i overensstemmelse med afsnit 2 i del III.
4.   Hver HVDC-systemejer eller -samkøringslinjeejer fremsender følgende data vedrørende HVDC-systemet eller -samkøringslinjen til TSO'en:
a)
data fra installationens mærkeplade
b)
transformerdata
c)
data om filtre og filterbanker
d)
data om kompensation for reaktiv effekt
e)
kapacitet til regulering af aktiv effekt
f)
kapacitet til regulering af reaktiv effekt og spænding
g)
eventuel prioritering af aktiv eller reaktiv driftstilstand
h)
frekvensresponskapacitet
i)
dynamiske modeller for dynamisk simulering
j)
beskyttelsesdata og
k)
tolerance over for spændingsfejl.
5.   Hver ejer af en vekselstrømssamkøringslinje fremsender som minimum følgende data til TSO'en:
a)
data fra installationens mærkeplade
b)
elektriske parametre
c)
tilknyttede beskyttelser.
Artikel 46
Planlagt dataudveksling
1.   Hver BNB, som er en anlægsejer af en type B-, C-, eller D-produktionsenhed, som er tilsluttet transmissionssystemet, fremsender som minimum følgende data til TSO'en:
a)
output af aktiv effekt og reserver af aktiv effekt, der er tilgængelige på day-ahead- og intraday-basis
b)
uden ophold enhver planlagt udtagning af drift eller begrænsning af aktiv effekt
c)
enhver forudset begrænsning af evnen til at regulere reaktiv effekt og
d)
som en undtagelse til litra a) og b), i regioner med et centralt lastfordelingssystem data, som TSO'en anmoder om med henblik på udarbejdelse af en plan for output af aktiv effekt.
2.   Hver HVDC-systemoperatør fremsender som minimum følgende data til TSO'en:
a)
plan for aktiv effekt og tilgængelighed på day-ahead- og intraday-basis
b)
uden ophold enhver planlagt udtagning af drift eller begrænsning af aktiv effekt og
c)
enhver prognosticeret begrænsning af kapaciteten til regulering af reaktiv effekt eller spænding.
3.   Hver vekselstrømssamkøringslinje eller linjeoperatør fremsender data om planlagt udtagning af drift eller begrænsning af aktiv effekt til TSO'erne.
Artikel 47
Realtidsdataudveksling
1.   Medmindre TSO'en har angivet andet, fremsender hver BNB, som er en anlægsejer af en type B-, C- eller D-produktionsenhed, som minimum følgende data i realtid til TSO'en:
a)
afbryderes position ved tilslutningspunktet eller et andet interaktionspunkt, der er aftalt med TSO'en
b)
aktiv og reaktiv effekt ved tilslutningspunktet eller et andet interaktionspunkt, der er aftalt med TSO'en, og
c)
den beregnede aktive og reaktive effekt, hvis der er tale om et produktionsanlæg med forbrug ud over procesforbrug.
2.   Medmindre TSO'en har angivet andet, fremsender hver HVDC-systemejer eller ejer af vekselstrømssamkøringslinje i realtid som minimum følgende data vedrørende tilslutningspunktet for HVDC-systemet eller vekselstrømssamkøringslinjen til TSO'erne:
a)
afbryderes position
b)
driftsstatus og
c)
aktiv og reaktiv effekt.
KAPITEL 5
Dataudveksling mellem TSO'er, DSO'er og distributionstilsluttede produktionsanlæg
Artikel 48
Udveksling af strukturelle data
1.   Medmindre TSO'en har angivet andet, fremsender hver anlægsejer af en produktionsenhed, som er en BNB i henhold til artikel 2, stk. 1, litra a), og ved aggregation af BNB'er i henhold til artikel 2, stk. 1, litra e), som er tilsluttet distributionssystemet, som minimum følgende data til TSO'en og den DSO, til hvilken den har et tilslutningspunkt:
a)
generelle data om produktionsanlægget, herunder installeret kapacitet og primær energikilde eller brændselstype
b)
data om FCR i henhold til definitionen og kravene i artikel 173 for produktionsanlæg, der tilbyder eller leverer denne tjeneste
c)
data om FRR for produktionsanlæg, der tilbyder eller leverer FRR
d)
data om RR for produktionsanlæg, der tilbyder eller leverer denne tjeneste
e)
beskyttelsesdata
f)
kapacitet til regulering af reaktiv effekt
g)
mulighed for fjernadgang til afbryder
h)
data, der er nødvendige for udførelse af dynamisk simulering i henhold til bestemmelserne i forordning (EU) 2016/631 og
i)
spændingsniveau for og placering af hvert produktionsanlæg.
2.   Hver anlægsejer af en produktionsenhed, som er en BNB i henhold til artikel 2, stk. 1, litra a) og e), underretter TSO'en og den DSO, til hvilken den har et tilslutningspunkt, inden for den aftalte frist og senest efter den første ibrugtagning eller ændringer af den eksisterende installation om enhver ændring i omfanget af og indholdet i de data, der er anført i stk. 1.
Artikel 49
Planlagt dataudveksling
Medmindre TSO'en har angivet andet, fremsender hver anlægsejer af en produktionsenhed, som er en BNB i henhold til artikel 2, stk. 1, litra a) og e), der er tilsluttet distributionssystemet, mindst følgende data til TSO'en og den DSO, til hvilken den er tilsluttet:
a)
planlagt udtagning af drift, planlagt begrænsning af aktiv effekt og prognosticeret planlagt output af aktiv effekt ved tilslutningspunktet
b)
enhver forudset begrænsning af evnen til at regulere reaktiv effekt og
c)
som en undtagelse til litra a) og b), i regioner med et centralt lastfordelingssystem data, som TSO'en anmoder om med henblik på udarbejdelse af en plan for output af aktiv effekt.
Artikel 50
Realtidsdataudveksling
1.   Medmindre TSO'en har angivet andet, fremsender hver anlægsejer af en produktionsenhed, som er en BNB i henhold til artikel 2, stk. 1, litra a) og e), der er tilsluttet distributionssystemet, i realtid mindst følgende data til TSO'en og den DSO, til hvilken den er tilsluttet:
a)
status for koblingsanordninger og afbrydere ved tilslutningspunktet og
b)
aktiv og reaktiv effekt, strøm og spænding ved tilslutningspunktet.
2.   TSO'en fastlægger i samarbejde med de ansvarlige DSO'er, hvilke BNB'er der kan fritages for kravet om at fremsende realtidsdata, jf. stk. 1, direkte til TSO'en. I sådanne tilfælde aftaler de ansvarlige TSO'er og DSO'er, hvilke aggregerede realtidsdata for de berørte BNB'er som skal leveres til TSO'en.
Artikel 51
Dataudveksling mellem TSO'er og DSO'er vedrørende betydelige produktionsanlæg
1.   Medmindre TSO'en har angivet andet, fremsender DSO'en de oplysninger, der er anført i artikel 48, 49 og 50, til TSO'en med den hyppighed og detaljeringsgrad, TSO'en ønsker.
2.   TSO'en giver den DSO, til hvis distributionssystem BNB'er er tilsluttet, adgang til de oplysninger, der er anført i artikel 48, 49 og 50 efter anmodning fra DSO'en.
3.   En TSO kan anmode om yderligere data fra en anlægsejer af en produktionsenhed, som er en BNB i henhold til artikel 2, stk. 1, litra a) og e), der er tilsluttet distributionssystemet, hvis det er nødvendigt til driftssikkerhedsanalysen og valideringen af modeller.
KAPITEL 6
Dataudveksling mellem TSO'er og forbrugsanlæg
Artikel 52
Dataudveksling mellem TSO'er og transmissionstilsluttede forbrugsanlæg
1.   Medmindre TSO'en har angivet andet, fremsender hvert transmissionstilsluttet forbrugsanlægs ejer følgende strukturelle data til TSO'en:
a)
elektriske data for transformere, der er tilsluttet transmissionssystemet
b)
karakteristika for forbrugsanlæggets last og
c)
karakteristika for reguleringen af reaktiv effekt.
2.   Medmindre TSO'en har angivet andet, fremsender hvert transmissionstilsluttet forbrugsanlægs ejer følgende data til TSO'en:
a)
det planlagte aktive og prognosticerede reaktive forbrug på day-ahead- og intraday-basis, herunder ændringer af disse planer eller prognoser
b)
enhver forudset begrænsning af evnen til at regulere reaktiv effekt
c)
ved deltagelse i efterspørgselsreaktion en plan over intervallet for den strukturelle minimums- og maksimumseffekt, der skal begrænses og
d)
som en undtagelse til litra a), i regioner med et centralt lastfordelingssystem data, som TSO'en anmoder om med henblik på udarbejdelse af en plan for output af aktiv effekt.
3.   Medmindre TSO'en har angivet andet, fremsender hvert transmissionstilsluttet forbrugsanlægs ejer i realtid følgende data til TSO'en:
a)
aktiv og reaktiv effekt ved tilslutningspunktet og
b)
den minimums- og maksimumseffekt, der skal begrænses.
4.   Hvert transmissionstilsluttet forbrugsanlægs ejer giver TSO'en en beskrivelse af dets drift ved de i artikel 27 omhandlede spændingsintervaller.
Artikel 53
Dataudveksling mellem TSO'er og distributionstilsluttede forbrugsanlæg eller tredjeparter, der deltager i efterspørgselsreaktion
1.   Medmindre TSO'en har angivet andet, fremsender hver BNB, som er et distributionstilsluttet forbrugsanlæg, og deltager i efterspørgselsreaktion bortset fra gennem en tredjepart, følgende planlagte data og realtidsdata direkte til TSO'en og til DSO'en:
a)
den strukturelle minimums- og maksimumseffekt, der er tilgængelig for efterspørgselsreaktion, og maksimums- og minimumsvarigheden af enhver potentiel anvendelse af denne effekt til efterspørgselsreaktion
b)
en prognose for ubegrænset aktiv effekt, der er tilgængelig for efterspørgselsreaktion, og eventuel planlagt efterspørgselsreaktion
c)
realtidsdata om aktiv og reaktiv effekt ved tilslutningspunktet og
d)
en bekræftelse af, at estimeringerne af de faktiske værdier for efterspørgselsreaktion anvendes.
2.   Medmindre TSO'en har angivet andet, fremsender hver BNB, som er en tredjepart, der deltager i efterspørgselsreaktion som defineret i artikel 27 i forordning (EU) 2016/1388, følgende data til TSO'en og DSO'en ved day-ahead og ved næsten realtid og på vegne af alle sine distributionstilsluttede forbrugssteder:
a)
den strukturelle minimums- og maksimumseffekt, der er tilgængelig for efterspørgselsreaktion, og maksimums- og minimumsvarigheden af enhver potentiel aktivering af efterspørgselsreaktion i et bestemt geografisk område fastlagt af TSO'en og DSO'en
b)
en prognose for ubegrænset aktiv effekt, der er tilgængelig for efterspørgselsreaktion, og eventuel planlagt efterspørgselsreaktion i et bestemt geografisk område fastlagt af TSO'en og DSO'en
c)
realtidsdata om aktiv og reaktiv effekt og
d)
en bekræftelse af, at estimeringerne af de faktiske værdier for efterspørgselsreaktion anvendes.
AFSNIT 3
OVERHOLDELSE
KAPITEL 1
Roller og ansvarsområder
Artikel 54
BNB'ernes ansvar
1.   BNB'en underretter TSO'en eller DSO'en, til hvilken den har et tilslutningspunkt, om enhver planlagt ændring af dennes tekniske kapacitet, som kan have indvirkning på BNB'ens overholdelse af kravene i denne forordning, inden den gennemføres.
2.   BNB'en underretter TSO'en eller DSO'en, til hvilken den har et tilslutningspunkt, om enhver driftsforstyrrelse på anlægget, som kan have indvirkning på BNB'ens overholdelse af kravene i denne forordning, så hurtigt som muligt efter dens forekomst.
3.   BNB'en underretter TSO'en eller DSO'en, til hvilken den har et tilslutningspunkt, om planlagte testprogrammer og -procedurer, der skal følges i forbindelse med verificering af et anlægs opfyldelse af kravene i denne forordning, i god tid inden de iværksættes. TSO'en eller DSO'en godkender på forhånd og inden for rimelig tid de planlagte testprogrammer og -procedurer, og godkendelse må ikke nægtes uden rimelig grund. Når BNB'en har et tilslutningspunkt til DSO'en og kun interagerer med DSO'en i henhold til stk. 2, kan TSO'en anmode den berørte DSO om resultater af overensstemmelsestest, som er relevante for driftssikkerheden inden for TSO'ens transmissionssystem.
4.   Efter anmodning fra TSO'en eller DSO'en i henhold til artikel 41, stk. 2, i forordning (EU) 2016/631 og artikel 35, stk. 2, i forordning (EU) 2016/1388 gennemfører BNB'en overensstemmelsestest og simuleringer i overensstemmelse med disse forordninger på ethvert tidspunkt i løbet af anlæggets levetid og navnlig efter fejl i, ændring af eller udskiftning af udstyr, der kan have en indvirkning på anlæggets overholdelse af kravene i denne forordning vedrørende anlæggets kapacitet til at opnå de angivne værdier, de tidskrav, der gælder for disse værdier, og tilgængeligheden eller leveringen af systemydelser under kontrakt. Tredjeparter, der leverer efterspørgselsreaktion direkte til TSO'en, leverandører af intern specialregulering for produktionsanlæg eller forbrugsanlæg ved hjælp af aggregation og leverandører af reserver af aktiv effekt sikrer, at anlæggene i deres portefølje overholder kravene i denne forordning.
Artikel 55
TSO'ers opgaver med hensyn til systemdrift
TSO'en er ansvarlig for driftssikkerheden inden for sit systemområde, herunder for at:
a)
udvikle og implementere værktøjer til driften af nettet, som er relevante for TSO'ens systemområde, og som vedrører realtidsdrift og driftsplanlægning
b)
udvikle og indføre værktøjer og løsninger til forebyggelse og afhjælpning af driftsforstyrrelser
c)
anvende tjenester, der leveres af tredjeparter, eventuelt gennem indkøb, som f.eks. intern specialregulering eller modkøb, tjenester til håndtering af kapacitetsbegrænsninger, produktionsreserver og andre systemydelser
d)
overholde klassificeringsskalaen for forstyrrelser, der er vedtaget af ENTSO for elektricitet i henhold til artikel 8, stk. 3, litra a), i forordning (EF) nr. 714/2009, og fremsende de oplysninger, der skal bruges til at løse opgaverne i forbindelse med udarbejdelsen af klassificeringsskalaen for forstyrrelser, til ENTSO for elektricitet og
e)
årligt overvåge hensigtsmæssigheden af de værktøjer til drift af nettet, som er fastlagt i overensstemmelse med litra a) og litra b), og som er nødvendige for at opretholde driftssikkerheden. TSO'en udpeger hensigtsmæssige forbedringer af disse værktøjer til drift af nettet under hensyntagen til de årsrapporter, der er udarbejdet af ENTSO for elektricitet på grundlag af klassificeringsskalaen for forstyrrelser, jf. artikel 15. Enhver identificeret forbedring gennemføres efterfølgende af TSO'en.
KAPITEL 2
Driftstest
Artikel 56
Formål og ansvar
1.   TSO'en og hver transmissionstilsluttet DSO eller BNB kan udføre driftstest af deres transmissionssystemelementer og af deres anlæg under simulerede driftsbetingelser og i et begrænset tidsrum. De meddeler i god tid inden iværksættelsen af testen, at de gennemfører driftstest, og minimerer indvirkningen på realtidssystemdriften. Driftstesten har til formål at tilvejebringe:
a)
bevis for overholdelse af alle relevante tekniske og organisatoriske bestemmelser i denne forordning vedrørende et nyt transmissionssystemelement, når det først sættes i drift
b)
bevis for overholdelse af alle relevante tekniske og organisatoriske bestemmelser i denne forordning vedrørende et nyt anlæg under BNB'en eller DSO'en, når det først sættes i drift
c)
bevis for overholdelse af alle relevante tekniske og organisatoriske bestemmelser i denne forordning efter ændring af et transmissionssystemelement eller et anlæg under BNB'en eller DSO'en, som er relevant for systemdriften
d)
vurdering af mulige negative virkninger af en fejl, kortslutning eller anden ikke-planlagt og uventet hændelse under systemdriften på transmissionssystemelementet eller på BNB'ens eller DSO'ens anlæg.
2.   Resultaterne af driftstesten omhandlet i stk. 1 anvendes af en TSO, DSO eller BNB med henblik på at:
a)
TSO'en kan sikre, at transmissionssystemelementerne fungerer korrekt
b)
DSO'en og BNB'er kan sikre, at distributionssystemer og BNB'ernes anlæg fungerer korrekt
c)
TSO'en, DSO'en eller BNB'en kan opretholde eksisterende og udvikle nye driftspraksis
d)
TSO'en kan sikre, at systemydelser udføres
e)
TSO'en, DSO'en eller BNB'en kan få oplysninger om transmissionssystemelementers og BNB'ernes og DSO'ers resultater under alle forhold og i overensstemmelse med alle relevante driftsbestemmelser i denne forordning med hensyn til:
i)
kontrolleret anvendelse af frekvens- eller spændingsvariationer med henblik på at indsamle oplysninger om transmissionssystemets og elementers funktion og
ii)
test af driftspraksis i nødtilstand og genoprettelsestilstand.
3.   TSO'en sikrer, at driftstest ikke bringer driftssikkerheden inden for transmissionssystemet i fare. En driftstest kan udsættes eller afbrydes på grund af ikke-planlagte systembetingelser, eller af hensyn til sikkerheden for medarbejdere, offentligheden, det testede anlæg eller apparat, transmissionssystemelementer eller DSO'ens eller BNB'ens anlæg.
4.   I tilfælde af en forringelse af tilstanden i det transmissionssystem, hvor driftstesten udføres, kan dette transmissionssystems TSO afbryde driftstesten. Hvis gennemførelsen af en test påvirker en anden TSO, og dennes systemtilstand også forringes, standser den TSO, BNB eller DSO, der udfører testen, efter at være blevet underrettet af den pågældende TSO, straks driftstesten.
5.   TSO'en sikrer, at resultaterne af relevante udførte driftstest og tilknyttede analyser:
a)
indarbejdes i uddannelses- og certificeringsprocessen for medarbejdere med ansvar for realtidsdrift
b)
anvendes som input i ENTSO for elektricitets forsknings- og udviklingsproces og
c)
bruges til at forbedre driftspraksis, herunder også praksis i nød- og genoprettelsestilstand.
Artikel 57
Udførelse af driftstest og analyse
1.   TSO'en eller DSO'en, til hvilken BNB'en har et tilslutningspunkt, bevarer retten til at teste en BNB's overholdelse af kravene i denne forordning, BNB'ens forventede input eller output og BNB'ens levering af systemydelser på ethvert tidspunkt i anlæggets levetid. Proceduren for disse driftstest meddeles BNB'en af TSO'en eller DSO'en i god tid inden iværksættelsen af driftstesten.
2.   TSO'en eller DSO'en, til hvilken BNB'en har et tilslutningspunkt, offentliggør listen over oplysninger og dokumenter, der skal fremlægges, og de krav, som BNB'en skal opfylde i forbindelse med driftstest af kravoverholdelse. Denne liste skal som minimum omhandle følgende oplysninger:
a)
alle dokumenter og udstyrscertifikater, som BNB'en skal fremlægge
b)
detaljer om de tekniske data for BNB'ens anlæg, der er relevante for systemdriften
c)
krav til modeller, der anvendes til vurdering af dynamisk stabilitet og
d)
undersøgelser, som BNB'en har gennemført, og som påviser det forventede resultat af vurderingen af dynamisk stabilitet, hvis dette er relevant.
3.   Hvis det er relevant, offentliggør hver TSO eller DSO fordelingen af ansvaret for driftstesten af kravoverholdelse mellem for BNB'en og TSO'en eller DSO'en.
AFSNIT 4
UDDANNELSE
Artikel 58
Uddannelsesprogram
1.   Senest 18 måneder efter denne forordnings ikrafttræden udarbejder og vedtager hver TSO:
a)
et indledende program for certificeringen og et rullende program for videreuddannelsen af TSO'ens medarbejdere med ansvar for realtidsdriften af transmissionssystemet
b)
et uddannelsesprogram for TSO'ens medarbejdere med ansvar for driftsplanlægning. TSO'en bidrager til udviklingen og vedtagelsen af uddannelsesprogrammer for de relevante RSC'ers medarbejdere
c)
et uddannelsesprogram for TSO'ens medarbejdere med ansvar for balancering.
2.   TSO'ens uddannelsesprogrammer skal omfatte kendskab til transmissionssystemelementerne, drift af transmissionssystemet, anvendelse af systemer og processer på arbejdspladsen, driftsopgaver mellem TSO'er, markedsordninger, identifikation af og reaktion på ekstraordinære situationer under systemdriften, driftsplanlægningsaktiviteter og værktøjer.
3.   TSO'ens medarbejdere med ansvar for transmissionssystemets realtidsdrift modtager som en del af deres indledende uddannelse undervisning i interoperabilitetsproblemer mellem transmissionssystemer med udgangspunkt i driftserfaringer og feedback fra uddannelse gennemført i fællesskab med tilgrænsende TSO'er i henhold til artikel 63. Denne undervisning i interoperabilitetsproblemer skal omfatte udarbejdelse og aktivering af koordinerede afhjælpende tiltag, som kræves i alle systemtilstande.
4.   I sit uddannelsesprogram for medarbejdere med ansvar for transmissionssystemets realtidsdrift angiver hver TSO undervisningshyppigheden og følgende komponenter:
a)
en beskrivelse af transmissionssystemelementerne
b)
drift af transmissionssystemet i alle systemtilstande herunder genoprettelse
c)
anvendelse af systemer og processer på arbejdspladsen
d)
koordinering af driftsopgaver mellem TSO'er og markedsordninger
e)
identifikation af og reaktion på ekstraordinære situationer under systemdriften
f)
relevante områder af stærkstrømsteknologien
g)
relevante aspekter af Unionens indre marked for elektricitet
h)
relevante aspekter af netregler eller retningslinjer vedtaget i henhold til artikel 6 og artikel 18 i forordning (EF) nr. 714/2009
i)
sikkerhed for personer, nukleart udstyr og andet udstyr under driften af transmissionssystemet
j)
samarbejde og koordinering mellem TSO'er af realtidsdrift og driftsplanlægning på niveauet for hovedkontrolrum, som gennemføres på engelsk, medmindre andet angives
k)
uddannelse i fællesskab med transmissionstilsluttede DSO'er og BNB'er, hvis det er hensigtsmæssigt
l)
adfærdsmæssige kompetencer med særligt fokus på stresshåndtering, håndtering af kritiske situationer, ansvarlighed og motivationsevner og
m)
driftsplanlægningspraksis og -værktøjer, herunder praksis og værktøjer, der anvendes af de relevante RSC'er under driftsplanlægningen.
5.   Uddannelsesprogrammet for medarbejdere med ansvar for driftsplanlægning skal som minimum omfatte aspekterne i stk. 4, litra c), f), g), h), j) og m).
6.   Uddannelsesprogrammet for medarbejdere med ansvar for balancering skal som minimum omfatte aspekterne i stk. 4, litra c), g) og h).
7.   TSO'en fører fortegnelser over de uddannelsesprogrammer, som medarbejderne gennemfører i løbet af deres ansættelse. Efter anmodning fra den relevante regulerende myndighed fremlægger hver TSO oplysninger om uddannelsesprogrammernes omfang og indhold.
8.   TSO'en reviderer sine uddannelsesprogrammer mindst en gang om året eller efter betydelige systemændringer. TSO'en ajourfører sine uddannelsesprogrammer med henblik på at afspejle ændrede driftsforhold, markedsregler, netkonfiguration og systemkarakteristika med særligt fokus på nye teknologier, ændrede produktions- og forbrugsmønstre og markedets udvikling.
Artikel 59
Uddannelsesbetingelser
1.   TSO'ens uddannelsesprogrammer for medarbejdere med ansvar for realtidsdrift skal omfatte undervisning på arbejdspladsen og offlineundervisning. Sidemandsoplæring på arbejdspladsen gennemføres under tilsyn af en erfaren medarbejder med ansvar for realtidsdrift. Offlineundervisning gennemføres i et miljø, der simulerer kontrolrummet og med netmodelleringsdetaljer på et niveau, der svarer til de opgaver, undervisningen omhandler.
2.   TSO'en gennemfører uddannelse for medarbejdere med ansvar for realtidsdrift med udgangspunkt i en omfattende databasemodel over deres net med relevante data fra andre net og som minimum observationsområdet med en detaljeringsgrad, der er tilstrækkelig til at gengive driftsproblemer mellem TSO'er. Uddannelsesscenarier skal være baseret på virkelige og simulerede systembetingelser. I relevante tilfælde simuleres også andre TSO'ers, transmissionstilsluttede DSO'ers og BNB'ers roller, medmindre de kan repræsenteres direkte i fælles undervisningsforløb.
3.   TSO'en koordinerer offlineundervisningen af medarbejdere med ansvar for realtidsdrift med de transmissionstilsluttede DSO'er og BNB'er med hensyn til indvirkningen af deres anlæg på transmissionssystemets realtidsdrift på en omfattende og forholdsmæssig måde, som afspejler den ajourførte nettopologi og karakteristika for sekundært udstyr. Hvis det er relevant, gennemfører TSO'er, transmissionstilsluttede DSO'er og BNB'er fælles offlineuddannelsessimuleringer eller workshops.
Artikel 60
Uddannelseskoordinatorer og undervisere
1.   Uddannelseskoordinatorens ansvar omfatter udformning, overvågning og ajourføring af uddannelsesprogrammer og fastlæggelse af:
a)
kvalifikations- og udvælgelsesprocessen for TSO-medarbejdere, der skal uddannes
b)
den uddannelse, der kræves for certificering af systemoperatørens medarbejdere med ansvar for realtidsdrift
c)
processerne, herunder relevant dokumentation, for de indledende og rullende uddannelsesprogrammer
d)
processen for certificering af systemoperatørens medarbejdere med ansvar for realtidsdrift og
e)
processen for forlængelse af uddannelses- og certificeringsperioden for systemoperatørens medarbejdere med ansvar for realtidsdrift.
2.   TSO'en fastlægger kvalifikationerne og kompetenceniveauet for undervisere på arbejdspladsen. Undervisere på arbejdspladsen skal have et passende niveau af driftserfaring efter deres certificering.
3.   TSO'en fører en fortegnelse over systemoperatørens medarbejdere med ansvar for realtidsdrift, som fungerer som undervisere på arbejdspladsen, og undersøger deres evne til at tilbyde praktisk undervisning, når der træffes afgørelse om forlængelsen af deres certificering.
Artikel 61
Certificering af systemoperatørens medarbejdere med ansvar for realtidsdrift
1.   En person kan blive en af systemoperatørens medarbejdere med ansvar for realtidsdrift, såfremt han eller hun er uddannet og efterfølgende er certificeret af en udpeget repræsentant for dennes TSO til at udføre de pågældende arbejdsopgaver inden for den periode, der er anført i uddannelsesprogrammet. En systemoperatørmedarbejder med ansvar for realtidsdrift må ikke arbejde uden tilsyn i kontrolrummet, medmindre han eller hun er certificeret.
2.   Senest 18 måneder efter denne forordnings ikrafttræden fastlægger og gennemfører hver TSO en proces, der omfatter kompetenceniveauet, for certificering af systemoperatørens medarbejdere med ansvar for realtidsdrift.
3.   TSO'ens medarbejdere med ansvar for realtidsdrift certificeres efter en tilfredsstillende formel vurdering, som omfatter en mundtlig og/eller skriftlig prøve og/eller en praktisk vurdering ved brug af allerede fastlagte succeskriterier.
4.   TSO'en opbevarer en kopi af det udstedte certifikat og resultaterne af den formelle vurdering. Efter anmodning fra den regulerende myndighed fremsender TSO'en en kopi af certificeringsfortegnelserne.
5.   TSO'en registrerer gyldighedsperioden for den certificering, der er udstedt til en medarbejder med ansvar for realtidsdrift.
6.   TSO'en fastlægger den maksimale gyldighed af certificeringen, som ikke må overstige fem år, men som kan forlængeres på grundlag af kriterier, der fastlægges af den enkelte TSO, og som kan tage hensyn til deltagelsen af medarbejdere med ansvar for realtidsdrift i et videreuddannelsesprogram med tilstrækkelig erfaring.
Artikel 62
Fælles sprog for kommunikation mellem systemoperatørens medarbejdere med ansvar for realtidsdrift
1.   Medmindre andet er angivet, er det fælles kontaktsprog mellem en TSO's medarbejdere og tilgrænsende TSO'ers medarbejder engelsk.
2.   TSO'en uddanner sine relevante systemoperatørmedarbejdere, så de har tilstrækkelige kompetencer til at kommunikere på det fælles sprog, der er aftalt med de tilgrænsende TSO'er.
Artikel 63
Samarbejde mellem TSO'er om uddannelse
1.   TSO'en tilrettelægger regelmæssige uddannelseskurser i samarbejde med de tilgrænsende TSO'er med henblik på at forbedre kendskabet til karakteristikaene for tilgrænsende transmissionssystemer samt kommunikationen og koordineringen mellem medarbejdere hos tilgrænsende TSO'er med ansvar for realtidsdrift. Uddannelsen på tværs af TSO'er skal omfatte detaljeret kendskab til koordinerede foranstaltninger, der kræves i hver systemtilstand.
2.   TSO'en fastlægger i samarbejde med mindst den tilgrænsende TSO behovet for og hyppigheden af fælles uddannelseskurser, herunder minimumsindholdet og -omfanget af disse kurser, under hensyntagen til det krævede niveau af gensidig påvirkning og driftssamarbejde. Denne uddannelse på tværs af TSO'er kan omfatte bl.a. fælles workshops og fælles træning i træningssimulator.
3.   TSO'en deltager sammen med andre TSO'er i uddannelseskurser vedrørende håndteringen af problemer mellem TSO'er i forbindelse med realtidsdrift mindst én gang årligt. Hyppigheden fastlægges under hensyntagen til niveauet af gensidig påvirkning mellem transmissionssystemer og sammenkoblingstypen (jævnstrøms-/vekselstrømsforbindelser).
4.   TSO'en udveksler erfaringer fra realtidsdrift, herunder besøg og udveksling af erfaringer mellem systemoperatørmedarbejdere med ansvar for realtidsdrift, med sine tilgrænsende TSO'er, med enhver TSO, med hvilken der er eller har været driftsmæssig interaktion på tværs af TSO'er, og med de relevante RSC'er.
DEL III
DRIFTSPLANLÆGNING
AFSNIT 1
DATA TIL DRIFTSSIKKERHEDSANALYSE I FORBINDELSE MED DRIFTSPLANLÆGNING
Artikel 64
Almindelige bestemmelser om individuelle og fælles netmodeller
1.   Med henblik på at udføre en driftssikkerhedsanalyse i henhold til denne dels afsnit 2 udarbejder hver TSO individuelle netmodeller i overensstemmelse med de metoder, der er fastsat ved hjælp af artikel 17 i forordning (EU) 2015/1222 og artikel 18 i ' forordning (EU) (EU) 2016/1719 for hver af følgende tidsrammer ved hjælp af det dataformat, der er fastlagt i overensstemmelse med artikel 114, stk. 2:
a)
year-ahead i henhold til artikel 66, 67 og 68
b)
hvis relevant, week-ahead i henhold til artikel 69
c)
day-ahead i henhold til artikel 70 og
d)
intraday i henhold til artikel 70.
2.   De individuelle netmodeller skal indeholde de strukturelle oplysninger og data, der er omhandlet i artikel 41.
3.   Hver TSO opbygger de individuelle netmodeller, og hver sikkerhedskoordinator bidrager til at opbygge de fælles netmodeller ved hjælp af det dataformat, der er fastlagt i overensstemmelse med artikel 114, stk. 2.
Artikel 65
Year-ahead-scenarier
1.   Alle TSO'er udvikler i fællesskab en fælles liste over year-ahead-scenarier, i forhold til hvilke de vurderer driften af det sammenkoblede transmissionssystem for det efterfølgende år. Ved hjælp af disse scenarier er det muligt at indkredse og vurdere det sammenkoblede transmissionssystems påvirkning af driftssikkerheden. Scenarierne skal indeholde følgende variabler:
a)
elektricitetsforbrug
b)
betingelserne vedrørende bidraget fra vedvarende energikilder
c)
de fastlagte import-/eksportpositioner, herunder aftalte referenceværdier, som muliggør sammenstillingen
d)
produktionsmønstret under forudsætning af en fuldt tilgængelig produktionspark
e)
netudviklingen for det næste år (year-ahead).
2.   Ved udarbejdelsen af den fælles liste over scenarier tager TSO'er hensyn til følgende elementer:
a)
de typiske grænseoverskridende udvekslingsmønstre for forskellige forbrugsniveauer, vedvarende energikilder og konventionel produktion
b)
sandsynligheden for forekomsten af scenarierne
c)
de potentielle afvigelser fra de driftsmæssige sikkerhedsgrænser for hvert scenarie
d)
den mængde elektricitet, der produceres og forbruges af produktionsanlæg og forbrugsanlæg, der er tilsluttet distributionssystemer.
3.   Hvis TSO'er ikke fastlægger den fælles liste over scenarier omhandlet i stk. 1, anvender de følgende standardscenarier:
a)
spidsbelastning om vinteren, tredje onsdag i januar i indeværende år, kl. 10.30 CET
b)
mindstebelastning om vinteren, anden søndag i januar i indeværende år, kl. 3.30 CET
c)
spidsbelastning om foråret, tredje onsdag i april i indeværende år, kl. 10.30 CET
d)
mindstebelastning om foråret, anden søndag i april i indeværende år, kl. 3.30 CET
e)
spidsbelastning om sommeren, tredje onsdag i juli i det foregående år, kl. 10.30 CET
f)
mindstebelastning om sommeren, anden søndag i juli i det foregående år, kl. 3.30 CET
g)
spidsbelastning om efteråret, tredje onsdag i oktober i det foregående år, kl. 10.30 CET
h)
mindstebelastning om efteråret, anden søndag i oktober i det foregående år, kl. 3.30 CET.
4.   ENTSO for elektricitet offentliggør hvert år inden den 15. juli den fælles liste over scenarier for det efterfølgende år, herunder en beskrivelse af disse scenarier og den periode, hvori disse scenarier skal anvendes.
Artikel 66
Individuelle year-ahead-netmodeller
1.   TSO'en fastlægger en individuel year-ahead-netmodel for hvert af de scenarier, der er opstillet i henhold til artikel 65, ved brug af sine bedste estimater af de variabler, der er fastsat i artikel 65, stk. 1. TSO'en offentliggør sine individuelle year-ahead-netmodeller på ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø i henhold til artikel 114, stk. 1.
2.   Ved fastlæggelsen af sin individuelle year-ahead-netmodel sørger TSO'en for:
a)
at indgå aftale med de tilgrænsende TSO'er om det estimerede flow på HVDC-systemer, der forbinder deres systemområder
b)
for hvert scenarie at balancere summen af:
i)
netudvekslinger på vekselstrømslinjer
ii)
estimeret flow på HVDC-systemer
iii)
last, herunder en estimering af tab og
iv)
produktion.
3.   I sine individuelle year-ahead-netmodeller medtager TSO'en de aggregerede effektoutput for produktionsanlæg, der er tilsluttet distributionssystemer. Disse aggregerede effektoutput skal:
a)
være i overensstemmelse med de strukturelle data, der er fremlagt i overensstemmelse med kravene i artikel 41, 43, 45 og 48
b)
være i overensstemmelse med de scenarier, der er udviklet i henhold til artikel 65 og
c)
angive typen af primær energikilde.
Artikel 67
Fælles year-ahead-netmodeller
1.   Senest seks måneder efter denne forordnings ikrafttræden udarbejder alle TSO'er i fællesskab et forslag til den metode, der skal anvendes til at opbygge fælles year-ahead-netmodeller ud fra de individuelle netmodeller, som er fastlagt i overensstemmelse med artikel 66, stk. 1, og til at lagre dem. Metoden skal tage højde for og om nødvendigt supplere driftsbetingelserne i metoden vedrørende den fælles netmodel, der er udviklet i overensstemmelse med artikel 17 i forordning (EU) 2015/1222 og artikel 18 i forordning (EU) 2016/1719, med hensyn til følgende elementer:
a)
tidsfrister for indsamling af de individuelle year-ahead-netmodeller, for sammenstilling af dem i en fælles netmodel og for lagring af de individuelle og fælles netmodeller
b)
kvalitetskontrol af de individuelle og fælles netmodeller, som skal implementeres for at sikre deres fuldstændighed og overensstemmelse og
c)
korrektion og forbedring af individuelle og fælles netmodeller, hvor mindst de kvalitetskontroller, der er omhandlet i litra b), gennemføres.
2.   TSO'en har ret til at anmode en anden TSO om oplysninger om ændringer af nettopologien eller om driftsordninger, som f.eks. referencepunkter for beskyttelse eller systembeskyttelsesmekanismer, et-stregs-diagrammer og konfiguration af koblingsstationer eller yderligere netmodeller, som er relevante for at give en nøjagtig repræsentation af transmissionssystemet med henblik på gennemførelsen af en driftssikkerhedsanalyse.
Artikel 68
Ajourføringer af individuelle og fælles year-ahead-netmodeller
1.   Når en TSO ændrer eller varsler en ændring af sine bedste estimater for de variabler, der anvendes til at fastlægge dennes individuelle year-ahead-netmodel fastlagt i overensstemmelse med artikel 66, stk. 1, som er vigtig for driftssikkerheden, ajourfører TSO'en sin individuelle year-ahead-netmodel og offentliggør den på ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø.
2.   Når en individuel netmodel er ajourført, ajourføres den fælles year-ahead-netmodel tilsvarende ved hjælp af den metode, der er fastlagt i overensstemmelse med artikel 67, stk. 1.
Artikel 69
Individuelle og fælles week-ahead netmodeller
1.   Hvis to eller flere TSO'er finder det nødvendigt, udpeger TSO'erne de mest repræsentative scenarier med henblik på at koordinere driftssikkerhedsanalysen af deres transmissionssystem for week-ahead-tidsrammen og udvikler en metode til at sammenstille de individuelle netmodeller, som svarer til metoden til opbygning af fælles year-ahead-netmodeller ud fra de individuelle year-ahead-netmodeller i artikel 67, stk. 1.
2.   De i stk. 1 omhandlede TSO'er fastlægger eller ajourfører deres individuelle week-ahead-netmodeller i henhold til de scenarier, der er fastlagt i overensstemmelse med stk. 1.
3.   De i stk. 1 omhandlede TSO'er eller de tredjeparter, til hvem opgaven nævnt i stk. 1 er blevet uddelegeret, opbygger de fælles week-ahead-netmodeller ved hjælp af den metode, der er udviklet i overensstemmelse med stk. 1, og ved hjælp af de individuelle netmodeller, der er fastlagt i overensstemmelse med stk. 2.
Artikel 70
Metode til opbygning af fælles day-ahead- og intraday-netmodeller
1.   Senest seks måneder efter denne forordnings ikrafttræden udarbejder alle TSO'er i fællesskab et forslag til den metode, der skal anvendes til at opbygge fælles day-ahead- og intraday-netmodeller ud fra de individuelle netmodeller og til at lagre dem. Denne metode skal tage højde for og om nødvendigt supplere driftsbetingelserne i metoden vedrørende den fælles netmodel, der er udviklet i henhold til artikel 17 i forordning (EU) 2015/1222, med hensyn til følgende elementer:
a)
definition af tidsstempler
b)
tidsfrister for indsamling af de individuelle netmodeller, for sammenstilling af dem i en fælles netmodel og for lagring af de individuelle og fælles netmodeller. Tidsfristerne skal være kompatible med de regionale processer, der er fastlagt med henblik på at udarbejde og aktivere afhjælpende tiltag
c)
kvalitetskontrol af de individuelle og den fælles netmodel, som skal implementeres for at sikre deres fuldstændighed og overensstemmelse
d)
korrektion og forbedring af individuelle og fælles netmodeller, hvor mindst de kvalitetskontroller, der er omhandlet i litra c), gennemføres og
e)
håndtering af yderligere oplysninger vedrørende driftsordninger, som f.eks. referencepunkter for beskyttelse eller systembeskyttelsesmekanismer, et-stregs-diagrammer og konfiguration af koblingsstationer, med henblik på at forvalte driftssikkerheden.
2.   TSO'en udarbejder individuelle day-ahead- og intraday-netmodeller i overensstemmelse med stk. 1 og offentliggør dem på ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø.
3.   Ved udarbejdelsen af de i stk. 2 omhandlede individuelle day-ahead- og intraday-netmodeller medtager TSO'en:
a)
ajourførte forbrugs- og produktionsprognoser for hver TSO
b)
de foreliggende resultater af day-ahead- og intraday-markedsprocesserne
c)
de foreliggende resultater af de planlægningsopgaver, der er beskrevet i del III, afsnit 6
d)
for produktionsanlæg, der er tilsluttet distributionssystemer, aggregeret output af aktiv effekt differentieret efter typen af primær energikilde i overensstemmelse med data fremlagt i henhold til artikel 40, 43, 44, 48, 49 og 50
e)
den ajourførte topologi for transmissionssystemet.
4.   Alle afhjælpende tiltag, der allerede er vedtaget, medtages i de individuelle day-ahead- og intraday-netmodeller og skal klart kunne skelnes fra de indfødninger og aftag, der er fastsat i henhold til artikel 40, stk. 4, og nettopologien uden anvendelse af afhjælpende tiltag.
5.   TSO'en vurderer nøjagtigheden af variablerne i stk. 3 ved at sammenligne variablerne med deres faktiske værdier under hensyntagen til de principper, der er fastlagt i overensstemmelse med artikel 75, stk. 1, litra c).
6.   Hvis en TSO efter den i stk. 5 omhandlede vurdering finder, at variablerne ikke er tilstrækkeligt nøjagtige til evalueringen af driftssikkerhed, fastlægger denne årsagerne til den manglende nøjagtighed. Hvis årsagerne skyldes TSO'ens processer for fastlæggelsen af de individuelle netmodeller, reviderer denne TSO disse processer med henblik på at opnå mere nøjagtige resultater. Hvis årsagerne skyldes variabler leveret af andre parter, træffer denne TSO sammen med disse andre parter de nødvendige foranstaltninger for at sikre, at de omhandlede variabler er nøjagtige.
Artikel 71
Kvalitetskontrol af netmodeller
Når kvalitetskontroller fastlægges i henhold til artikel 67, stk. 1, litra b), og artikel 70, stk. 1, litra c), fastlægger alle TSO'er i fællesskab kontroller, der mindst har til formål at kontrollere, at:
a)
der er sammenhæng mellem samkøringslinjers tilslutningsstatus
b)
spændingsværdier er inden for de sædvanlige driftsværdier for de transmissionssystemelementer, der påvirker andre systemområder
c)
der er sammenhæng mellem tilladte forbigående overbelastninger af samkøringslinjer og
d)
indfødninger eller aftag af aktiv effekt og reaktiv effekt er kompatible med de sædvanlige driftsværdier.
AFSNIT 2
DRIFTSSIKKERHEDSANALYSE
Artikel 72
Driftssikkerhedsanalyse under driftsplanlægning
1.   TSO'en udfører koordinerede driftssikkerhedsanalyser for som minimum følgende tidsrammer:
a)
year-ahead
b)
week-ahead, hvis det er relevant i henhold til artikel 69
c)
day-ahead og
d)
intraday.
2.   Ved udførelsen af en koordineret driftssikkerhedsanalyse anvender TSO'en den metode, der er vedtaget i henhold til artikel 75.
3.   Med henblik på at udføre driftssikkerhedsanalyser simulerer TSO'en i N-situationen hvert udfald på listen over udfald fastlagt i overensstemmelse med artikel 33 og bekræfter i (N-1)-situationen, at de driftsmæssige sikkerhedsgrænser fastsat i overensstemmelse med artikel 25 ikke overskrides inden for TSO'ens systemområde.
4.   TSO'en udfører sine driftssikkerhedsanalyser ved hjælp af mindst de fælles netmodeller, der er fastlagt i overensstemmelse med artikel 67, artikel 68, artikel 70 og, hvis det er relevant, artikel 69, og tager hensyn til planlagte afbrydelser ved udførelsen af disse analyser.
5.   TSO'en fremsender resultaterne af sin driftssikkerhedsanalyse til mindst de TSO'er, hvis elementer indgår i TSO'ens observationsområde, og som er berørt i henhold til den pågældende driftssikkerhedsanalyse, således at disse TSO'er kan bekræfte, at de driftsmæssige sikkerhedsgrænser overholdes inden for deres systemområder.
Artikel 73
Driftssikkerhedsanalyse year-ahead til og med week-ahead
1.   TSO'en udfører year-ahead- og, hvis det er relevant, week-ahead-driftssikkerhedsanalyser for at afdække som minimum følgende begrænsninger:
a)
flow og spændinger, der overstiger de driftsmæssige sikkerhedsgrænser
b)
overskridelse af transmissionssystemets stabilitetsgrænser fastlagt i overensstemmelse med artikel 38, stk. 2 og 6 og
c)
overskridelser af transmissionssystemets kortslutningstærskler.
2.   Når TSO konstaterer en mulig begrænsning, udformer TSO'en afhjælpende tiltag i henhold til artikel 20-23. Hvis ikke-omkostningskrævende afhjælpende tiltag ikke er tilgængelige og begrænsningen hænger sammen med planlagt udtagning af visse relevante anlæg af drift, udgør begrænsningen en inkompatibilitet ved planlægning af afbrydelser, og TSO'en iværksætter koordinering af afbrydelse i henhold til artikel 95 eller artikel 100, afhængigt af den årstid hvor tiltaget iværksættes.
Artikel 74
Day-ahead-, intraday- og næsten realtidsdriftssikkerhedsanalyse
1.   TSO'en udfører day-ahead-, intraday- og næsten realtidsdriftssikkerhedsanalyse med henblik på at afdække mulige begrænsninger og udarbejder og aktiverer de afhjælpende tiltag i fællesskab med andre berørte TSO'er samt, hvis relevant, berørte DSO'er eller BNB'er.
2.   TSO'en overvåger forbrugs- og produktionsprognoser. Hvis disse prognoser indikerer betydelige afvigelser i forbrug eller produktion, ajourfører TSO'en sin driftssikkerhedsanalyse.
3.   Ved udførelsen af næsten realtidsdriftssikkerhedsanalyse i sit observationsområde anvender TSO'en tilstandsestimering.
Artikel 75
Metode til koordinering af driftssikkerhedsanalyse
1.   Senest 12 måneder efter denne forordnings ikrafttræden udarbejder alle TSO'er i fællesskab et forslag til en metode til koordinering af driftssikkerhedsanalyse. Denne metode skal sikre, at driftssikkerhedsanalyser standardiseres som minimum for hvert synkront område, og skal mindst omfatte:
a)
metoder til at vurdere påvirkningen fra transmissionssystemelementer og BNB'er, der er placeret uden for en TSO's systemområde, med henblik på at kortlægge de elementer, der indgår i TSO'ens observationsområde, og de funktionspåvirkende tærskler for udfald, over hvilke udfald af disse elementer udgør eksterne udfald
b)
principper for fælles risikovurdering, som mindst dækker de udfald, der er omhandlet i artikel 33:
i)
tilknyttet sandsynlighed
ii)
tilladte forbigående overbelastninger og
iii)
indvirkning fra udfald
c)
principper for vurdering og håndtering af usikkerheder ved produktion og forbrug under hensyntagen til en sikkerhedsmargen i henhold til artikel 22 i forordning (EU) 2015/1222
d)
krav til koordinering og informationsudveksling mellem RSC'er vedrørende de opgaver, der er anført i artikel 77, stk. 3
e)
ENTSO for elektricitets rolle i forvaltningen af fælles værktøjer, forbedring af datakvalitetsregler, overvågning af metoden til koordineret driftssikkerhedsanalyse og af de fælles bestemmelser for regional driftssikkerhedskoordinering i hver kapacitetsberegningsregion.
2.   Ved hjælp af metoderne omhandlet i stk. 1, litra a), skal det være muligt at identificere alle elementer i en TSO's observationsområde, herunder andre TSO'ers netelementer eller transmissionstilsluttede DSO'er, produktionsanlæg eller forbrugsanlæg. Disse metoder tager hensyn til følgende transmissionssystemelementer og karakteristika for BNB'er:
a)
status for forbindelsesmuligheder eller elektriske værdier (f.eks. spænding, flow og rotorvinkel), som i betydelig grad påvirker nøjagtigheden af resultaterne af tilstandsestimeringen for TSO'ens systemområde, over fælles tærskler
b)
status for forbindelsesmuligheder eller elektriske værdier (f.eks. spænding, flow og rotorvinkel), som i betydelig grad påvirker nøjagtigheden af resultaterne af TSO'ens driftssikkerhedsanalyse, over fælles tærskler og
c)
krav om en tilstrækkelig repræsentation af de tilsluttede elementer i TSO'ens observationsområde.
3.   De værdier, der er omhandlet i stk. 2, litra a) og b), fastlægges via situationer, som er repræsentative for de forskellige betingelser, der kan forventes, kendetegnet ved variabler, som f.eks. produktionsniveau og -mønster, omfang af grænseoverskridende elektricitetsudveksling og afbrydelse af anlæg.
4.   Ved hjælp af metoderne omhandlet i stk. 1, litra a), skal det være muligt at identificere alle elementer på en TSO's liste over eksterne udfald med følgende karakteristika:
a)
hvert element har en funktionspåvirkende faktor på elektriske værdier, som f.eks. spænding, flow og rotorvinkel, i TSO'ens systemområde, der overstiger almindelige funktionspåvirkende tærskler for udfald, således at afbrydelsen af dette element kan have betydelig indflydelse på resultaterne af TSO'ens analyse af udfald
b)
de valgte funktionspåvirkende tærskler for forstyrrelse minimerer risikoen for, at forekomsten af et udfald, der er identificeret i en anden TSO's systemområde og ikke på TSO'ens liste over eksterne udfald, bevirker, at funktionen af en TSO's system betegnes som uacceptabel med hensyn til elementer på dennes liste over interne udfald; f.eks. en nødtilstand
c)
vurderingen af en sådan risiko baseres på situationer, som er repræsentative for de forskellige betingelser, der kan forventes, kendetegnet ved variabler, som f.eks. produktionsniveau og -mønster, omfang af udveksling og afbrydelse af anlæg.
5.   Principperne for fælles risikovurdering omhandlet i stk. 1, litra b), angiver kriterier for vurderingen af det sammenkoblede systems sikkerhed. Disse kriterier fastlægges på grundlag af et harmoniseret niveau for størst accepteret risiko mellem forskellige TSO'ers sikkerhedsanalyse. Disse principper omhandler:
a)
konsistensen i definitionen af ekstraordinære udfald
b)
evalueringen af sandsynligheden for og indvirkningen af ekstraordinære udfald og
c)
hensynet til ekstraordinære udfald på en TSO's liste over udfald, når deres sandsynlighed overstiger en fælles tærskel.
6.   Principperne for vurdering og håndtering af usikkerheder omhandlet i stk. 1, litra c), sikrer, at indvirkningen af usikkerheder vedrørende produktion eller efterspørgsel forbliver under et acceptabelt og harmoniseret maksimumsniveau for hver TSO's driftssikkerhedsanalyse. Disse principper fastlægger:
a)
harmoniserede betingelser, når en TSO ajourfører sin driftssikkerhedsanalyse. Disse betingelser skal omfatte relevante aspekter, som f.eks. tidshorisonten for produktions- og efterspørgselsprognoser, omfanget af ændringer af prognosticerede værdier inden for TSO'ens systemområde eller inden for andre TSO'ers systemområde, placering af produktion og forbrug og tidligere resultater af TSO'ens driftssikkerhedsanalyse og
b)
minimumshyppigheden for ajourføring af produktions- og efterspørgselsprognoser, afhængigt af deres variabilitet og den installerede kapacitet af produktion, som ikke kan omfordeles.
Artikel 76
Forslag til regional koordinering af driftssikkerhed
1.   Senest tre måneder efter godkendelsen af metoden til at koordinere driftssikkerhedsanalysen i artikel 75, stk. 1, udarbejder alle TSO'er i en kapacitetsberegningsregion i fællesskab et forslag til almindelige bestemmelser om regional koordinering af driftssikkerhed, som anvendes af RSC'erne og TSO'erne i kapacitetsberegningsregionen. I forslaget benyttes metoderne til koordinering af driftssikkerhedsanalyse udviklet i henhold til artikel 75, stk. 1, som efter behov suppleres af de metoder, der er udviklet i henhold til artikel 35 og 74 i forordning (EU) 2015/1222. I forslaget fastlægges:
a)
betingelser for og hyppighed af intraday-koordinering af driftssikkerhedsanalyse og ajourføringer af den fælles netmodel foretaget af RSC'en
b)
metoden til koordineret udarbejdelse af afhjælpende tiltag under hensyntagen til deres grænseoverskridende relevans som fastsat i henhold til artikel 35 i forordning (EU) 2015/1222 på grundlag af kravene i artikel 20-23, hvor mindst følgende bestemmes:
i)
proceduren for udveksling af oplysninger om tilgængelige afhjælpende tiltag mellem relevante TSO'er og RSC'en
ii)
klassificeringen af begrænsninger og afhjælpende tiltag i henhold til artikel 22
iii)
identifikation af de mest effektive og økonomiske afhjælpende tiltag i tilfælde af brud på driftssikkerheden omhandlet i artikel 22
iv)
udarbejdelse og aktivering af afhjælpende tiltag i henhold til artikel 23, stk. 2
v)
deling af omkostninger til afhjælpende tiltag som omhandlet i artikel 22, der om nødvendigt supplerer den fælles metode, der er udviklet i henhold til artikel 74 i forordning (EU) 2015/1222. Generelt bæres omkostninger til kapacitetsbegrænsninger uden grænseoverskridende relevans af den TSO, der er ansvarlig for det pågældende kontrolområde, og omkostninger til afhjælpning af grænseoverskridende kapacitetsbegrænsninger bæres af de TSO'er, der er ansvarlige for systemområdet, i forhold til den negative indvirkning af energiudvekslingen mellem de pågældende systemområder på det belastede netelement.
2.   Når det afgøres, om kapacitetsbegrænsninger har grænseoverskridende relevans, tager TSO'erne den kapacitetsbegrænsning, der ville opstå uden energiudveksling mellem systemområder, i betragtning.
Artikel 77
Tilrettelæggelse af regional koordinering af driftssikkerhed
1.   Forslaget fra TSO'er i en kapacitetsberegningsregion til fælles bestemmelser vedrørende regional koordinering af driftssikkerhed i henhold til artikel 76, stk. 1, omfatter også fælles bestemmelser vedrørende tilrettelæggelsen af regional koordinering af driftssikkerhed, herunder som minimum:
a)
udnævnelsen af den eller de RSC'er, der skal udføre opgaverne i stk. 3 for den pågældende kapacitetsberegningsregion
b)
regler vedrørende forvaltning og drift af RSC'er, som sikrer retfærdig behandling af alle medlems-TSO'er
c)
når TSO'erne foreslår udnævnelse af mere end én RSC i henhold til litra a):
i)
et forslag til konsekvent fordeling af opgaver mellem RSC'erne med aktiviteter i kapacitetsberegningsregionen. Forslaget skal fuldt ud omhandle behovet for at koordinere de forskellige opgaver, der er tildelt RSC'erne
ii)
en vurdering, der viser, at den foreslåede struktur for RSC'er og fordelingen af opgaver er effektiv og i overensstemmelse med den koordinerede regionale kapacitetsberegning fastsat i henhold til artikel 20 og 21 i forordning (EU) 2015/1222
iii)
en effektiv koordinerings- og beslutningsproces med henblik på at løse konflikter mellem RSC'er inden for kapacitetsberegningsregionen.
2.   Ved udarbejdelsen af forslaget til fælles bestemmelser vedrørende tilrettelæggelsen af regional koordinering af driftssikkerhed, jf. stk. 1, opfyldes følgende krav:
a)
hver TSO skal være dækket af mindst én RSC
b)
alle TSO'er sikrer, at det samlede antal RSC'er i Unionen ikke overstiger seks.
3.   TSO'erne for hver kapacitetsberegningsregion foreslår uddelegeringen af følge opgaver i henhold til stk. 1:
a)
regional koordinering af driftssikkerhed i henhold til artikel 78 med henblik på at støtte TSO'er i deres indsats for at opfylde deres forpligtelser inden for de year-ahead-, day-ahead- og intraday-tidsrammer, der er fastsat i artikel 34, stk. 3, artikel 72 og artikel 74
b)
opbygning af en fælles netmodel i henhold til artikel 79
c)
regional koordinering af afbrydelser i henhold til artikel 80 med henblik på at støtte TSO'er i deres indsats for at opfylde deres forpligtelser i henhold til artikel 98 og 100
d)
regional vurdering af tilstrækkelighed i henhold til artikel 81 med henblik på at støtte TSO'er i deres indsats for at opfylde deres forpligtelser i henhold til artikel 107.
4.   Ved udførelsen af sine opgaver tager en RSC data, der mindst dækker alle kapacitetsberegningsregioner, for hvilken denne har fået tildelt opgaver, i betragtning, herunder observationsområderne for alle TSO'er i disse kapacitetsberegningsregioner.
5.   Alle RSC'er koordinerer udførelsen af deres opgaver med henblik på at lette opfyldelsen af denne forordnings mål. Alle RSC'er sikrer harmoniseringen af processer og, hvis dobbeltarbejde ikke er begrundet i effektivitetshensyn eller i behovet for at sikre driftskontinuitet, udviklingen af fælles værktøjer med henblik på at sikre effektivt samarbejde og effektiv koordinering mellem RSC'erne.
Artikel 78
Regional koordinering af driftssikkerhed
1.   TSO'en forsyner RSC'en med alle de oplysninger og data, denne skal bruge til at udføre den koordinerede vurdering af den regionale driftssikkerhed, herunder som minimum:
a)
den ajourførte liste over udfald oprettet i henhold til de kriterier, der er fastlagt i den metode til koordinering af driftssikkerhedsanalyse, som er vedtaget i henhold til artikel 75, stk. 1
b)
den ajourførte liste over mulige afhjælpende tiltag blandt de kategorier, som er anført i artikel 22, og deres forventede omkostninger i henhold til artikel 35 i forordning (EU) 2015/1222, hvis et afhjælpende tiltag omfatter intern specialregulering eller modkøb, som har til formål at medvirke til at afhjælpe begrænsninger, som er konstateret i regionen, og
c)
indikatorerne for driftssikkerhed fastsat i henhold til artikel 25.
2.   Hver RSC:
a)
udfører den koordinerede vurdering af regional driftssikkerhed i henhold til artikel 76 på grundlag af de fælles netmodeller fastlagt i overensstemmelse med artikel 79, listen over udfald og de driftsmæssige sikkerhedsgrænser angivet af hver TSO i stk. 1. RSC'en fremsender resultaterne af den koordinerede vurdering af regional driftssikkerhed til som minimum alle TSO'er i kapacitetsberegningsregionen. Hvis RSC'en konstaterer en begrænsning, anbefaler denne de mest effektive og økonomiske afhjælpende tiltag til de relevante TSO'er og kan også anbefale andre afhjælpende tiltag end de af TSO'erne fremlagte tiltag. Denne anbefaling vedrørende afhjælpende tiltag ledsages af forklaringer af dens rationale
b)
koordinerer forberedelsen af afhjælpende tiltag med og mellem TSO'er i henhold til artikel 76, stk. 1, litra b), således at TSO'erne kan opnå en koordineret aktivering af afhjælpende tiltag i realtid.
3.   Ved udførelsen af den koordinerede vurdering af regional driftssikkerhed og identifikationen af de hensigtsmæssige afhjælpende tiltag koordinerer hver RCS sin indsats med andre RSC'er.
4.   Når en TSO fra den relevante regionale sikkerhedskoordinator modtager resultaterne af den koordinerede vurdering af regional driftssikkerhed med et forslag til et afhjælpende tiltag, evaluerer TSO'en det anbefalede afhjælpende tiltag med hensyn til de elementer, der indgår i dette afhjælpende tiltag, og som er placeret i dennes systemområde. TSO'en anvender i denne forbindelse bestemmelserne i artikel 20. TSO'en afgør, om det anbefalede afhjælpende tiltag skal gennemføres. Hvis TSO'en beslutter ikke at gennemføre det anbefalede afhjælpende tiltag, skal denne gøre rede for sin beslutning til RSC'en. Hvis TSO'en beslutter at gennemføre det anbefalede afhjælpende tiltag, anvender TSO'en tiltaget for de elementer, der er placeret i dennes systemområde, såfremt det er kompatibelt med realtidsbetingelserne.
Artikel 79
Opbygning af fælles netmodel
1.   Hver RSC kontrollerer kvaliteten af de individuelle netmodeller med henblik på at bidrage til opbygningen af den fælles netmodel for hver nævnt tidsramme i overensstemmelse med de metoder, der er omhandlet i artikel 67, stk. 1, og artikel 70, stk. 1.
2.   Hver TSO stiller den individuelle netmodel, der er nødvendig til at opbygge den fælles netmodel for hver nævnt tidsramme for hver tidsramme, til rådighed for sin regionale sikkerhedskoordinator gennem ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø.
3.   RSC'en anmoder om nødvendigt de berørte TSO'er om at korrigere deres individuelle netmodeller for at opfylde kvalitetskontrollerne og forbedre dem.
4.   Hver TSO korrigerer sin individuelle netmodeller efter at have bekræftet behovet for korrektion på grundlag af anmodninger fra RSC'en eller en anden TSO.
5.   I henhold til de metoder, der er omhandlet i artikel 67, stk. 1, og artikel 70, stk. 1, og i overensstemmelse med artikel 28 i forordning (EU) 2015/1222 udnævnes en RSC af alle TSO'er med henblik på at opbygge den fælles netmodel for hver tidsramme og lagre den på ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø.
Artikel 80
Regional koordinering af afbrydelser
1.   De regioner for koordinering af afbrydelser, inden for hvilke TSO'erne koordinerer afbrydelser, skal mindst svare til kapacitetsberegningsregionerne.
2.   TSO'erne i to eller flere regioner for koordinering af afbrydelser kan aftale at samle dem til én samlet region for koordinering af afbrydelser. I dette tilfælde udpeger de den regionale sikkerhedskoordinator (RSC), som skal varetage opgaverne i artikel 77, stk. 3.
3.   TSO'en forsyner RSC'en med alle de oplysninger, der er nødvendige for at afdække og løse regionale inkompatibiliteter ved planlægning af afbrydelser, herunder som minimum:
a)
planer for tilgængelighed af TSO'ens interne relevante anlæg, som er overført til ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø
b)
de seneste planer for tilgængelighed for alle ikke-relevante anlæg i TSO'ens systemområde, som:
i)
kan påvirke resultaterne af analysen af inkompatibiliteter ved planlægning af afbrydelser
ii)
er afspejlet i de individuelle netmodeller, der anvendes til vurdering af inkompatibiliteter ved afbrydelser
c)
scenarier, hvor inkompatibiliteter ved planlægning af afbrydelser skal undersøges og bruges til at opbygge de tilsvarende fælles netmodeller udledt af de fælles netmodeller for forskellige tidsrammer, som er fastlagt i overensstemmelse med artikel 67 og 79.
4.   RSC'en udfører analyser af den regionale driftssikkerhed på grundlag af oplysninger fra de relevante TSO'er med henblik på at afdække inkompatibiliteter ved planlægning af afbrydelser. RSC'en forsyner alle TSO'er i regionen for koordinering af afbrydelser med en liste over konstaterede inkompatibiliteter ved planlægning af afbrydelser og de løsninger, denne foreslår med henblik på at afhjælpe disse inkompatibiliteter ved planlægning af afbrydelser.
5.   Ved opfyldelsen af forpligtelserne i henhold til stk. 4 koordinerer RSC'en sine analyser med andre RSC'er.
6.   Når TSO'er opfylder deres forpligtelser i henhold til artikel 98, stk. 3, og artikel 100, stk. 4, litra b), inddrager de resultaterne af vurderingen fremlagt af RSC'en i overensstemmelse med stk. 3 og 4.
Artikel 81
Regional vurdering af tilstrækkelighed
1.   RSC'en udfører regionale vurderinger af tilstrækkelighed for mindst week-ahead-tidsrammen.
2.   TSO'en forsyner RSC'en med alle de oplysninger, der er nødvendige for at udføre de regionale vurderinger af tilstrækkelighed omhandlet i stk. 1, herunder:
a)
de forventede samlede forbrug og de tilgængelige ressourcer til efterspørgselsreaktion
b)
tilgængeligheden af produktionsanlæg og
c)
de driftsmæssige sikkerhedsgrænser.
3.   RSC'en udfører vurderinger af tilstrækkelighed på grundlag af oplysninger fra de relevante TSO'er med henblik på at afdække situationer, hvor manglende tilstrækkelighed forventes i et systemområde eller på regionalt plan, under hensyntagen til mulige grænseoverskridende udvekslinger og driftsmæssige sikkerhedsgrænser. RSC'en fremsender resultaterne og de foranstaltninger, denne foreslår med henblik på at begrænse risiciene for TSO'erne i kapacitetsberegningsregionen. Disse foranstaltninger skal omfatte forslag til afhjælpende tiltag, der gør det muligt at forøge de grænseoverskridende udvekslinger.
4.   RSC'en koordinerer udførelsen af den regionale vurdering af tilstrækkelighed med andre RSC'er.
AFSNIT 3
KOORDINERING AF AFBRYDELSER
KAPITEL 1
Regioner for koordinering af afbrydelser, relevante anlæg
Artikel 82
Formålet med koordinering af afbrydelser
TSO'en foretager med støtte fra RSC'en i de tilfælde, der er anført i denne forordning, koordinering af afbrydelser i overensstemmelse med principperne i dette afsnit med det formål at overvåge status for tilgængeligheden af de relevante anlæg og koordinere planerne for tilgængelighed for at sikre transmissionssystemets driftssikkerhed.
Artikel 83
Regional koordinering
1.   Alle TSO'er i en region for koordinering af afbrydelser udvikler i fællesskab en driftsprocedure for regional koordinering med henblik på at fastlægge, hvordan koordineringen af afbrydelser gennemføres driftsmæssigt i hver region, herunder:
a)
hyppighed, omfang og type af koordinering for som minimum year-ahead- og week-ahead-tidsrammerne
b)
bestemmelser vedrørende anvendelsen af de vurderinger, der er udført af RSC'en i henhold til artikel 80
c)
praktiske ordninger for valideringen af year-ahead-planer for tilgængelighed af relevante netelementer, der kræves i henhold til artikel 98.
2.   TSO'en deltager i koordineringen af afbrydelser i sin region for koordinering af afbrydelser og anvender driftsprocedurerne for regional koordinering fastlagt i overensstemmelse med stk. 1.
3.   Hvis der opstår inkompatibiliteter ved planlægning af afbrydelser mellem forskellige regioner for koordinering af afbrydelser, samarbejder alle TSO'er og RSC'er i disse regioner om at løse disse inkompatibiliteter ved planlægning af afbrydelser.
4.   Hver TSO forsyner de andre TSO'er i den samme region for koordinering af afbrydelser med alle de relevante oplysninger om infrastrukturprojekter vedrørende transmissionssystemet, distributionssystemer, lukkede distributionssystemer, produktionsanlæg eller forbrugsanlæg, denne TSO råder over, og som kan have en indvirkning på driften af en anden TSO's systemområde inden for regionen for koordinering af afbrydelser.
5.   TSO'en forsyner de transmissionstilsluttede DSO'er, der er beliggende i TSO'ens systemområde, med alle relevante oplysninger om infrastrukturprojekter vedrørende transmissionssystemet, som kan have en indvirkning på driften af disse DSO'ers distributionssystem.
6.   TSO'en forsyner de transmissionstilsluttede lukkede DSO'er (i det følgende benævnt »LDSO'er«), der er beliggende i TSO'ens systemområde, med alle relevante oplysninger om infrastrukturprojekter vedrørende transmissionssystemet, som kan have en indvirkning på driften af disse LDSO'ers distributionssystem.
Artikel 84
Metode til at vurdere, om anlæg er relevante for koordinering af afbrydelser
1.   Senest 12 måneder efter denne forordnings ikrafttræden udarbejder alle TSO'er i fællesskab en metode som minimum pr. synkront område med henblik på at vurdere, om produktionsanlæg, forbrugsanlæg og netelementer, der er placeret i et transmissionssystem eller distributionssystem, herunder et lukket distributionssystem, er relevante for koordineringen af afbrydelser.
2.   Metoden omhandlet i stk. 1 baseres på de kvalitative og kvantitative aspekter, der identificerer indvirkningen på en TSO's systemområde af status for tilgængelighed af enten produktionsanlæg, forbrugsanlæg eller netelementer, der er placeret i et transmissionssystem eller distributionssystem, herunder et lukket distributionssystem, og som er direkte eller indirekte tilsluttet en anden TSO's systemområde, herunder især på:
a)
kvantitative aspekter baseret på evalueringen af ændringer af elektriske værdier, f.eks. spænding, flow og rotorvinkel, på mindst et netelement i en TSO's systemområde som følge af ændringen af status for tilgængelighed af et potentielt relevant anlæg, der er placeret i et andet systemområde. Denne evaluering foretages på grundlag af fælles year-ahead-netmodeller
b)
tærskler for følsomheden af de elektriske værdier omhandlet i litra a), der lægges til grund for vurderingen af et anlægs relevans. Disse tærskler harmoniseres som minimum for hvert synkront område
c)
relevante produktionsanlægs eller forbrugsanlægs potentielle kapacitet til at blive BNB'er
d)
kvalitative aspekter, som bl.a. størrelse og nærhed til grænserne af et systemområde for potentielt relevante produktionsanlæg, forbrugsanlæg eller netelementer
e)
systematisk relevans af alle netelementer, der er placeret i et transmissionssystem eller distributionssystem, som er tilsluttet forskellige systemområder og
f)
systematisk relevans af alle kritiske netelementer.
3.   Den metode, der er udviklet i henhold til stk. 1, skal være i overensstemmelse med metoderne til vurdering af påvirkningen fra transmissionssystemelementer og BNB'er placeret uden for en TSO's systemområde fastlagt i overensstemmelse med artikel 75, stk. 1, litra a).
Artikel 85
Lister over relevante produktionsanlæg og relevante forbrugsanlæg
1.   Senest tre måneder efter godkendelsen af metoden til at vurdere, om anlæg er relevante for koordinering af afbrydelser, jf. artikel 84, stk. 1, vurderer alle TSO'er i hver region for koordinering af afbrydelser i fællesskab, om produktionsanlæg og forbrugsanlæg er relevante for koordineringen af afbrydelser, og fastlægger en enkelt liste for hver region for koordinering af afbrydelser over produktionsanlæg og forbrugsanlæg, der er relevante for koordineringen af afbrydelser.
2.   Alle TSO'er i en region for koordinering af afbrydelser overfører i fællesskab listen over relevante produktionsanlæg og relevante forbrugsanlæg i den pågældende region for koordinering af afbrydelser til ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø.
3.   TSO'en fremsender listen over relevante produktionsanlæg og relevante forbrugsanlæg for hver region for koordinering af afbrydelser, TSO'en deltager i, til sine regulerende myndigheder.
4.   For hvert internt relevant anlæg, som er en produktionsenhed eller forbrugsanlæg, skal TSO'en:
a)
underrette ejeren af de relevante produktionsenheder eller det relevante forbrugsanlæg om dets medtagelse på listen
b)
underrette DSO'er om de relevante produktionsanlæg og de relevante forbrugsanlæg, som er tilsluttet deres distributionssystem og
c)
underrette LDSO'er om de relevante produktionsanlæg og de relevante forbrugsanlæg, som er tilsluttet deres lukkede distributionssystem.
Artikel 86
Ajourføring af listerne over relevante produktionsanlæg og relevante forbrugsanlæg
1.   Inden den 1. juli hvert kalenderår vurderer alle TSO'er i hver region for koordinering af afbrydelser i fællesskab på ny, om produktionsanlæg og forbrugsanlæg er relevante for koordinering af afbrydelse, på grundlag af den metode, der er udviklet i henhold til artikel 84, stk. 1.
2.   Alle TSO'er i hver region for koordinering af afbrydelser ajourfører om nødvendigt efter fælles beslutning listen over relevante produktionsanlæg og relevante forbrugsanlæg i den pågældende region for koordinering af afbrydelser inden den 1. august hvert kalenderår.
3.   Alle TSO'er i en region for koordinering af afbrydelser overfører den ajourførte liste for den pågældende region for koordinering af afbrydelser til ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø.
4.   Hver TSO i en region for koordinering af afbrydelser oplyser parterne omhandlet i artikel 85, stk. 4, om indholdet af den ajourførte liste.
Artikel 87
Lister over relevante netelementer
1.   Senest tre måneder efter godkendelsen af metoden til at vurdere, om anlæg er relevante for koordinering af afbrydelser, jf. artikel 84, stk. 1, vurderer alle TSO'er i hver region for koordinering af afbrydelser i fællesskab ved hjælp af denne metode, om netelementer, der er placeret i et transmissionssystem eller i et distributionssystem, herunder et lukket distributionssystem, er relevante for koordineringen af afbrydelser, og opretter en fælles liste over relevante netelementer for hver region for koordinering af afbrydelser.
2.   Listen over relevante netelementer i en region for koordinering af afbrydelser skal indeholde alle netelementer i et transmissionssystem eller et distributionssystem, herunder et lukket distributionssystem placeret i denne region for koordinering af afbrydelser, som er udpeget som relevant ved hjælp af den metode, der er fastlagt i overensstemmelse med artikel 84, stk. 1.
3.   Alle TSO'er i en region for koordinering af afbrydelser overfører i fællesskab listen over relevante netelementer til ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø.
4.   TSO'en fremsender listen over relevante netelementer for hver region for koordinering af afbrydelser, TSO'en deltager i, til sine regulerende myndigheder.
5.   For hvert internt relevant anlæg, som er et netelement, skal TSO'en:
a)
underrette ejeren af det relevante netelement om dets medtagelse på listen
b)
underrette DSO'er om de relevante netelementer, som er tilsluttet deres distributionssystem, og
c)
underrette LDSO'er om de relevante netelementer, som er tilsluttet deres lukkede distributionssystem.
Artikel 88
Ajourføring af listen over relevante netelementer
1.   Inden den 1. juli hvert kalenderår vurderer alle TSO'er i hver region for koordinering af afbrydelser i fællesskab på ny, om netelementer placeret i et transmissionssystem eller et distributionssystem, herunder et lukket distributionssystem, er relevante for koordinering af afbrydelse, på grundlag af den metode, der er udviklet i henhold til artikel 84, stk. 1.
2.   Alle TSO'er i en region for koordinering af afbrydelser ajourfører om nødvendigt i fællesskab listen over relevante netelementer i den pågældende region for koordinering af afbrydelser inden den 1. august hvert kalenderår.
3.   Alle TSO'er i en region for koordinering af afbrydelser overfører den ajourførte liste over relevante netelementer til ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø.
4.   Hver TSO i en region for koordinering af afbrydelser oplyser parterne omhandlet i artikel 85, stk. 4, om indholdet af den ajourførte liste.
Artikel 89
Udpegning af afbrydelsesplanlæggere
1.   TSO'en fungerer som afbrydelsesplanlægger for hvert relevant netelement, denne driver.
2.   For alle andre relevante anlæg udpeger ejeren eller fungerer ejeren som afbrydelsesplanlægger for de pågældende relevante anlæg og underretter TSO'en om denne udpegning.
Artikel 90
Behandling af relevante anlæg placeret i et distributionssystem eller i et lukket distributionssystem
1.   TSO'en koordinerer planlægningen af afbrydelser af interne relevante anlæg tilsluttet dennes distributionssystem med DSO'en.
2.   TSO'en koordinerer planlægningen af afbrydelser af interne relevante anlæg tilsluttet dennes distributionssystem med DSO'en.
KAPITEL 2
Udvikling og ajourføring af planer for tilgængelighed af relevante anlæg
Artikel 91
Variationer af tidsfrister for year-ahead-koordinering af afbrydelser
Alle TSO'er inden for et synkront område kan i fællesskab aftale at vedtage og gennemføre en tidsramme for year-ahead-koordineringen af afbrydelser, der afviger fra tidsrammen fastsat i artikel 94, 97 og 99, såfremt koordineringen af afbrydelser i andre synkrone områder ikke påvirkes.
Artikel 92
Almindelige bestemmelser om planer for tilgængelighed
1.   Status for tilgængelighed af et relevant anlæg skal være en af følgende:
a)   
»tilgængelig«
: når det relevante anlæg kan og er parat til at levere tjenester, uanset om det er i drift eller ej
b)   
»utilgængelig«
: når det relevante anlæg ikke kan eller ikke er parat til at levere tjenester
c)   
»testing«
: når det relevante anlægs kapacitet til at levere tjenester testes.
2.   Statussen »testing« gælder kun, hvis der er en potentiel indvirkning på transmissionssystemet, og for følgende tidsrum:
a)
mellem den første tilslutning og den endelige idriftsættelse af det relevante anlæg og
b)
umiddelbart efter vedligeholdelse af det relevante anlæg.
3.   Planerne for tilgængelighed skal mindst indeholde følgende oplysninger:
a)
årsagen til statussen »utilgængelig« for et relevant anlæg
b)
de betingelser, der — såfremt sådanne betingelser udpeges — skal opfyldes, inden statussen »utilgængelig« kan anvendes for et relevant anlæg i realtid, og
c)
den tid, der kræves til at genoprette et relevant anlægs drift, når det er nødvendigt for at opretholde driftssikkerheden.
4.   Status for tilgængelighed for hvert relevant anlæg i year-ahead-tidsrammen angives med en tidsopløsning på én dag.
5.   Når produktionsplaner og forbrugsplaner indgives til TSO'en i henhold til artikel 111, skal tidsopløsningen for status for tilgængelighed være i overensstemmelse med disse planer.
Artikel 93
Langsigtede vejledende planer for tilgængelighed
1.   Senest to år inden starten på year-ahead-koordinering af afbrydelser vurderer TSO'en de tilsvarende vejledende planer for tilgængelighed for interne relevante anlæg, der fremlægges af afbrydelsesplanlæggerne i henhold til artikel 4, 7 og 15 i forordning (EU) nr. 543/2013, og fremsender sine foreløbige bemærkninger, herunder eventuelle konstaterede inkompatibiliteter ved planlægning af afbrydelser, til alle berørte afbrydelsesplanlæggere.
2.   TSO'en udfører vurderingen vedrørende de vejledende planer for tilgængelighed for interne relevante anlæg omhandlet i stk. 1 hver 12. måned indtil starten på year-ahead-koordineringen af afbrydelser.
Artikel 94
Fremlæggelse af forslag til year-ahead-planer for tilgængelighed
1.   Inden den 1. august hvert kalenderår indgiver en afbrydelsesplanlægger, som ikke er en TSO, der er med i en region for koordinering af afbrydelser, en DSO eller en LDSO, en plan for tilgængelighed, der dækker det efterfølgende kalenderår, for hvert af dennes relevante anlæg til TSO'er, der er med i en region for koordinering af afbrydelser, og til DSO'er eller LDSO'er, hvis det er relevant.
2.   De i stk. 1 omhandlede TSO'er tilstræber at undersøge anmodningerne om ændring af en plan for tilgængelighed, når den modtages. Hvis det ikke er muligt, undersøger TSO'en anmodningerne om ændring af en plan for tilgængelighed, når year-ahead-koordineringen af afbrydelser er afsluttet.
3.   De i stk. 1 omhandlede TSO'er undersøger anmodningerne om ændring af en plan for tilgængelighed, når year-ahead-koordineringen af afbrydelser er afsluttet, og:
a)
i den rækkefølge, i hvilken anmodningerne blev modtaget, og
b)
ved anvendelse af proceduren fastlagt i henhold til artikel 100.
Artikel 95
Year-ahead-koordinering af status for tilgængelighed af relevante anlæg, for hvilke afbrydelsesplanlæggeren ikke er en TSO, der er med i en region for koordinering af afbrydelser, eller en DSO eller en LDSO
1.   TSO'en vurderer efter en year-ahead-tidsramme, om der opstår inkompatibiliteter ved planlægning af afbrydelser som følge af de planer for tilgængelighed, der er modtaget i henhold til artikel 94.
2.   Når en TSO konstaterer inkompatibiliteter ved planlægning af afbrydelser, gennemfører denne følgende proces:
a)
hver berørt afbrydelsesplanlægger oplyses om de betingelse, denne skal opfylde for at afbøde de konstaterede inkompatibiliteter ved planlægning af afbrydelser
b)
TSO'en kan anmode en eller flere afbrydelsesplanlæggere om at indgive en alternativ plan for tilgængelighed, som opfylder betingelserne i litra a), og
c)
TSO'en gentager vurderingen omhandlet i stk. 1 for at afgøre, om der stadig forekommer inkompatibiliteter ved planlægning af afbrydelser.
3.   Hvis afbrydelsesplanlæggeren efter en TSO's anmodning i henhold til stk. 2, litra b), ikke indgiver en alternativ plan for tilgængelighed, der har til formål at afbøde alle inkompatibiliteter ved planlægning af afbrydelser, udarbejder TSO'en en alternativ plan for tilgængelighed, som:
a)
tager højde for den indvirkning, der er rapporteret af de berørte afbrydelsesplanlæggere samt DSO'en eller LDSO'en, hvis det er relevant
b)
begrænser ændringerne i den alternative plan for tilgængelighed til det strengt nødvendige for at afbøde inkompatibiliteterne ved planlægning af afbrydelser og
c)
oplyser den regulerende myndighed, eventuelle berørte DSO'er og LDSO'er og de berørte afbrydelsesplanlæggere om den alternative plan for tilgængelighed, herunder årsagerne til dens udarbejdelse, om den indvirkning, der er rapporteret af de berørte afbrydelsesplanlæggere, og eventuelt DSO'er eller LDSO'er.
Artikel 96
Year-ahead-koordinering af status for tilgængelighed af relevante anlæg, for hvilke afbrydelsesplanlæggeren er en TSO, der er med i en region for koordinering af afbrydelser, en DSO eller en LDSO
1.   TSO'en planlægger status for tilgængelighed af relevante netelementer, der sammenkobler forskellige systemområder, for hvilke TSO'en fungerer som afbrydelsesplanlægger, i samarbejde med TSO'erne i den samme region for koordinering af afbrydelser.
2.   Alle TSO'er, DSO'er og LDSO'er planlægger status for tilgængelighed af de relevante netelementer, for hvilke de fungerer som afbrydelsesplanlæggere, og som ikke sammenkobler forskellige systemområder, med udgangspunkt i de planer for tilgængelighed, der er udarbejdet i overensstemmelse med stk. 1.
3.   Når status for tilgængelighed af relevante netelementer fastlægges i overensstemmelse med stk. 1 og 2, skal TSO'en, DSO'en og LDSO'en:
a)
minimere indvirkningen på markedet, samtidig med at driftssikkerheden bevares og
b)
tage udgangspunkt i de planer for tilgængelighed, der er indgivet og udarbejdet i henhold til artikel 94.
4.   Når en TSO konstaterer en inkompatibilitet ved planlægning af afbrydelser, kan TSO'en foreslå en ændring af planerne for tilgængelighed af det interne relevante anlæg, for hvilket afbrydelsesplanlæggeren hverken er en TSO, der er med i en region for koordinering af afbrydelser, eller en DSO eller en LDSO, og fastlægge en løsning i samarbejde med de berørte afbrydelsesplanlæggere, DSO'er og LDSO'er ved hjælp af de disponible midler.
5.   Når statussen »utilgængelig« ikke er blevet planlagt for et relevant netelement efter iværksættelse af de i stk. 4 nævnte foranstaltninger, og sådan manglende planlægning vil bringe driftssikkerheden i fare, skal TSO'en:
a)
træffe de nødvendige foranstaltninger for at planlægge statussen »utilgængelig«, samtidig med at driftssikkerheden sikres, under hensyntagen til den indvirkning, som de berørte afbrydelsesplanlæggere har rapporteret til TSO'en
b)
underrette alle berørte parter om de i litra a) omhandlede foranstaltninger og
c)
underrette de relevante regulerende myndigheder, eventuelle berørte DSO'er og LDSO'er og de berørte afbrydelsesplanlæggere om de iværksatte foranstaltninger, herunder begrundelsen for sådanne foranstaltninger, den indvirkning, der er rapporteret af de berørte afbrydelsesplanlæggere, og eventuelt DSO'er eller LDSO'er.
6.   TSO'en overfører alle tilgængelige oplysninger om netrelaterede betingelser, der skal opfyldes, og afhjælpende tiltag, der skal udarbejdes og aktiveres, inden statussen »utilgængelig« eller »testing« kan udføres for et relevant netelement, til ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø.
Artikel 97
Fremlæggelse af foreløbige year-ahead-planer for tilgængelighed
1.   Inden den 1. november hvert kalenderår fremsender TSO'en via ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø de foreløbige year-ahead-planer for tilgængelighed for det efterfølgende kalenderår vedrørende alle interne relevante anlæg til alle de øvrige TSO'er.
2.   Inden den 1. november hvert kalenderår fremsender TSO'en for hvert internt relevant anlæg, der er placeret i et distributionssystem, den foreløbige year-ahead-plan for tilgængelighed til DSO'en.
3.   Inden den 1. november hvert kalenderår fremsender TSO'en for hvert internt relevant anlæg, der er placeret i et lukket distributionssystem, den foreløbige year-ahead-plan for tilgængelighed til LDSO'en.
Artikel 98
Validering af year-ahead-planer for tilgængelighed inden for regioner for koordinering af afbrydelser
1.   TSO'en undersøger, om der opstår en inkompatibilitet ved planlægning af afbrydelser, når der tages hensyn til alle foreløbige year-ahead-planer for tilgængelighed.
2.   Hvis der ikke forekommer inkompatibiliteter ved planlægning af afbrydelser, validerer alle TSO'er i en region for koordinering af afbrydelser i fællesskab year-ahead-planerne for tilgængelighed for alle relevante anlæg i den pågældende region for koordinering af afbrydelser.
3.   Hvis en TSO konstaterer en inkompatibilitet ved planlægning af afbrydelser, fastlægger de involverede TSO'er i regionen eller regionerne for koordinering af afbrydelser en løsning i samarbejde med de berørte afbrydelsesplanlæggere, DSO'er og LDSO'er ved hjælp af de disponible midler, samtidig med at de så vidt muligt respekterer de planer for tilgængelighed, der er indgivet af afbrydelsesplanlæggere, som hverken er en TSO, der er med i en region for koordinering af afbrydelser, eller en DSO eller en LDSO, og udarbejdet i henhold til artikel 95 og 96. Når en løsning er udpeget, ajourfører og validerer alle TSO'er i den eller de berørte regioner for koordinering af afbrydelser year-ahead-planerne for tilgængelighed for alle relevante anlæg.
4.   Hvis der ikke findes en løsning for en inkompatibilitet ved planlægning af afbrydelser, skal hver berørt TSO med godkendelse fra den kompetente regulerende myndighed, såfremt medlemsstaten kræver dette:
a)
fremtvinge »tilgængelig«-status for alle »utilgængelig«- eller »testing«-statusser for de relevante anlæg, der er omfattet af en inkompatibilitet ved planlægning af afbrydelser i løbet af den omhandlede periode, og
b)
underrette de relevante regulerende myndigheder, eventuelle berørte DSO'er og LDSO'er og de berørte afbrydelsesplanlæggere om de iværksatte foranstaltninger, herunder begrundelsen for sådanne foranstaltninger, den indvirkning, der er rapporteret af de berørte afbrydelsesplanlæggere, og eventuelt DSO'er eller LDSO'er.
5.   Alle TSO'er i de berørte regioner for koordinering af afbrydelser ajourfører og validerer følgelig year-ahead-planerne for tilgængelighed for alle relevante anlæg.
Artikel 99
Endelige year-ahead-planer for tilgængelighed
1.   Inden den 1. december hvert kalenderår, skal TSO'en:
a)
afslutte year-ahead-koordineringen af afbrydelser af interne relevante anlæg og
b)
afslutte year-ahead-planerne for tilgængelighed af interne relevante anlæg og overføre dem til ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø.
2.   Inden den 1. december hvert kalenderår fremsender TSO'en den endelige year-ahead-plan for tilgængelighed af hvert internt relevant anlæg til afbrydelsesplanlæggeren.
3.   Inden den 1. december hvert kalenderår fremsender TSO'en den endelige year-ahead-plan for tilgængelighed af hvert interne relevante anlæg, der er placeret i et distributionssystem, til den relevante DSO.
4.   Inden den 1. december hvert kalenderår fremsender TSO'en den endelige year-ahead-plan for tilgængelighed af hvert interne relevante anlæg, der er placeret i et lukket distributionssystem, til den relevante LDSO.
Artikel 100
Ajourføringer af endelige year-ahead-planer for tilgængelighed
1.   En afbrydelsesplanlægger skal have mulighed for at indlede en procedure for ændring af den endelige year-ahead-plan for tilgængelighed i perioden mellem afslutningen af year-ahead-koordineringen af afbrydelser og dens udførelse i realtid.
2.   Afbrydelsesplanlæggeren, som ikke er en TSO, der er med i en region for koordinering af afbrydelser, skal have mulighed for til de relevante TSO'er at indgive en anmodning om ændring af den endelige year-ahead-plan for tilgængelighed af de relevante anlæg, som denne er ansvarlig for.
3.   Hvis der fremsættes en anmodning om ændring i henhold til stk. 2, benyttes følgende procedure:
a)
den modtagende TSO bekræfter modtagelsen af anmodning og vurderer så hurtigt som muligt, om ændringen medfører inkompatibiliteter ved planlægning af afbrydelser
b)
hvis der konstateres inkompatibiliteter ved planlægning af afbrydelser, fastlægger de involverede TSO'er i regionen for koordinering af afbrydelser i fællesskab en løsning i samarbejde med de berørte afbrydelsesplanlæggere og eventuelt DSO'erne og LDSO'er ved hjælp af de disponible midler
c)
hvis der ikke er konstateret en inkompatibilitet ved planlægning af afbrydelser, eller hvis der ikke er nogen uløste inkompatibiliteter ved planlægning af afbrydelser, validerer den modtagende TSO den foreslåede ændring, og de berørte TSO'er underretter følgelig alle berørte parter og ajourfører den endelige year-ahead-plan for tilgængelighed på ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø, og
d)
hvis der ikke findes en løsning på inkompatibiliteterne ved planlægning af afbrydelser, afviser den modtagende TSO den foreslåede ændring.
4.   Når en TSO, der er med i en region for koordinering af afbrydelser, har til hensigt at ændre den endelige year-ahead-plan for tilgængelighed af et relevant anlæg, for hvilket den handler som afbrydelsesplanlægger, iværksætter TSO'en følgende procedure:
a)
den anmodende TSO udarbejder et forslag til ændring af year-ahead-planen for tilgængelighed, herunder en vurdering af, om ændringen kan føre til inkompatibiliteter ved planlægning af afbrydelser, og indgiver sit forslag til de øvrige TSO'er i regionen eller regionerne for koordinering af afbrydelser
b)
hvis der konstateres inkompatibiliteter ved planlægning af afbrydelser, fastlægger de involverede TSO'er i regionen for koordinering af afbrydelser i fællesskab en løsning i samarbejde med de berørte afbrydelsesplanlæggere og eventuelt DSO'erne og LDSO'er ved hjælp af de disponible midler
c)
hvis der ikke er konstateret en inkompatibilitet ved planlægning af afbrydelser, eller hvis der findes en løsning på en inkompatibilitet ved planlægning af afbrydelser, validerer de berørte TSO'er den foreslåede ændring og underretter følgelig alle berørte parter og ajourfører den endelige year-ahead-plan for tilgængelighed på ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø
d)
hvis der findes en løsning på en inkompatibilitet ved planlægning af afbrydelser, trækker den anmodende TSO ændringsproceduren tilbage.
KAPITEL 3
Udførelse af planer for tilgængelighed
Artikel 101
Forvaltning af »testing«-status for relevante anlæg
1.   Afbrydelsesplanlæggeren for et relevant anlæg, hvis status for tilgængelighed er blevet sat til »testing«, fremsender senest en måned inden aktivering af statussen »testing« følgende til TSO'en samt DSO'en eller LDSO'en, hvis anlægget er tilsluttet et distributionssystem, herunder et lukket distributionssystem:
a)
en detaljeret testplan
b)
en vejledende produktions- eller forbrugsplan, hvis det pågældende relevante anlæg er en relevant produktionsenhed eller et relevant forbrugsanlæg og
c)
ændringer af transmissionssystemets eller distributionssystemets topologi, hvis det pågældende relevante anlæg er et relevant netelement.
2.   Afbrydelsesplanlæggeren ajourfører oplysningerne omhandlet i stk. 1 umiddelbart efter enhver ændring.
3.   TSO'en af et relevant anlæg, hvis status for tilgængelighed er blevet sat til »testing«, fremsender de i henhold til stk. 1 modtagne oplysninger til de øvrige TSO'er i TSO'ens region eller regioner for koordinering af afbrydelser efter deres anmodning.
4.   Hvis det relevante anlæg omhandlet i stk. 1 er et relevant netelement, som er sammenkoblet med to eller flere systemområder, aftaler TSO'erne i de berørte systemområder, hvilke oplysninger der skal fremsendes i henhold til stk. 1.
Artikel 102
Procedure for håndtering af tvungne afbrydelser
1.   TSO'en udformer en procedure for håndtering af tilfælde, hvor en tvunget afbrydelse ville udgøre en fare for dens driftssikkerhed. Ved hjælp af proceduren skal TSO'en kunne sikre, at en »tilgængelig«- eller »utilgængelig«-status for andre relevante anlæg i TSO'ens systemområde kan ændres til henholdsvis »utilgængelig« eller »tilgængelig«.
2.   TSO'en følger kun proceduren omhandlet i stk. 1, hvis der ikke opnås enighed med afbrydelsesplanlæggere om afhjælpning af tvungne afbrydelser. TSO'en underretter den regulerende myndighed herom.
3.   Når TSO'en gennemfører proceduren, respekterer denne så vidt muligt de relevante anlægs tekniske grænser.
4.   En afbrydelsesplanlægger giver TSO'en og, hvis anlægget er tilsluttet et distributionssystem, herunder et lukket distributionssystem, DSO'en eller LDSO'en meddelelse om den tvungne afbrydelse af et eller flere af sine relevante anlæg så hurtigt som muligt efter aktiveringen af den tvungne afbrydelse.
5.   Afbrydelsesplanlæggerens meddelelse om den tvungne afbrydelse skal indeholde følgende oplysninger:
a)
årsagen til den tvungne afbrydelse
b)
den forventede varighed af den tvungne afbrydelse og
c)
indvirkningen af den tvungne afbrydelse på andre relevante anlægs status for tilgængelighed, som denne også er afbrydelsesplanlægger for.
6.   Når TSO'en konstaterer, at en eller flere tvungne afbrydelser omhandlet i stk. 1 kan bringe transmissionssystemet ud af normal tilstand, underretter denne den eller de berørte afbrydelsesplanlæggere om den frist, hvorefter driftssikkerheden ikke længere kan opretholdes, medmindre deres relevante anlæg i tvunget afbrydelse vender tilbage til »tilgængelig«-status. Afbrydelsesplanlæggerne oplyser TSO'en, om de kan overholde denne frist, og fremlægger en begrundelse, hvis de ikke kan overholde fristen.
7.   Efter ændring af planen for tilgængelighed som følge af tvungne afbrydelser og i overensstemmelse med tidsrammen fastsat i artikel 7, 10 og 15 i forordning (EU) nr. 543/2013 ajourfører den berørte TSO ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø med de seneste oplysninger.
Artikel 103
Realtidsudførelse af planerne for tilgængelighed
1.   En anlægsejer sikrer, at alle relevante produktionsanlæg, som denne ejer, og som er sat til »tilgængelig«, er parate til at producere elektricitet i henhold til deres angivne tekniske kapacitet, når det er nødvendigt for at opretholde driftssikkerheden, medmindre der er tale om tvungne afbrydelser.
2.   En anlægsejer sikrer, at alle relevante produktionsanlæg, som denne ejer, og som er sat til »utilgængelig«, ikke producerer elektricitet.
3.   En ejer af et forbrugsanlæg sikrer, at alle relevante forbrugsanlæg, som denne ejer, og som er sat til »utilgængelig«, ikke forbruger elektricitet.
4.   En ejer af et relevant netelement sikrer, at alle relevante netelementer, som denne ejer, og som er sat til »tilgængelig«, er parate til at transportere elektricitet i henhold til deres angivne tekniske kapacitet, når det er nødvendigt for at opretholde driftssikkerheden, medmindre der er tale om tvungne afbrydelser.
5.   En ejer af et relevant netelement sikrer, at alle relevante netelementer, som denne ejer, og som er sat til »utilgængelig«, ikke transporterer elektricitet.
6.   Når udførelsen af »utilgængelig«- eller »testing«-status for et relevant netelement i henhold til artikel 96, stk. 6, er underlagt specifikke netrelaterede betingelser, vurderer den berørte TSO, DSO eller LDSO, om disse betingelser er opfyldt, inden udførelsen af denne status. Hvis disse betingelser ikke er opfyldt, giver denne ejeren af det relevante netelement instrukser om ikke at udføre »utilgængelig« eller »testing«-statussen eller en del heraf.
7.   Hvis en TSO konstaterer, at udførelsen af en »utilgængelig«- eller »testing«-status for et relevant anlæg bevirker eller kan bevirke, at transmissionssystemet kommer ud af normal tilstand, giver denne ejeren af det relevante anlæg, hvis det er tilsluttet transmissionssystemet, eller DSO'en eller LDSO'en, hvis det er tilsluttet et distributionssystem eller et lukket distributionssystem, instrukser om at udsætte udførelsen af denne »utilgængelig«- eller »testing«-status for dette relevante anlæg i henhold til instrukserne og så vidt det er muligt under hensyntagen til de tekniske og sikkerhedsmæssige grænser.
AFSNIT 4
TILSTRÆKKELIGHED
Artikel 104
Prognoser til analyse af systemområdets tilstrækkelighed
TSO'en stiller prognoser, der anvendes til analyser af systemområdets tilstrækkelighed omhandlet i artikel 105 og 107, til rådighed for de øvrige TSO'er via ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø.
Artikel 105
Analyse af systemområdets tilstrækkelighed
1.   TSO'en udfører analyser af systemområdets tilstrækkelighed ved at vurdere muligheden for, at summen af produktionen inden for systemområdet og importmulighederne kan opfylde det samlede forbrug inden for TSO'ens systemområde under forskellige driftsscenarier under hensyntagen til de krævede reserver af aktiv effekt, der er fastsat i artikel 118 og 119.
2.   Ved udførelsen af en analyse af systemområdets tilstrækkelighed i henhold til stk. 1 skal TSO'en:
a)
bruge de seneste planer for tilgængelighed og de seneste tilgængelige data vedrørende:
i)
kapacitet på produktionsanlæg i henhold til artikel 43, stk. 5, artikel 45 og artikel 51
ii)
overførselskapacitet
iii)
mulig efterspørgselsreaktion rapporteret i henhold til artikel 52 og 53
b)
indregne produktionsbidragene fra vedvarende energikilder og forbrug
c)
vurdere sandsynligheden for og den forventede varighed af manglende tilstrækkelighed og den energi, der ikke forventes leveret som følge af en sådan mangel.
3.   Så hurtigt som muligt efter vurderingen af manglende tilstrækkelighed inden for systemområdet underretter TSO'en den regulerende myndighed om den manglende tilstrækkelighed eller, hvis det udtrykkeligt kræves i henhold til national lovgivning, en anden kompetent myndighed og eventuelt berørte parter.
4.   Så hurtigt som muligt efter vurderingen af manglende tilstrækkelighed inden for systemområdet underretter TSO'en alle TSO'er via ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø.
Artikel 106
Systemområdets tilstrækkelighed til og med week-ahead
1.   TSO'en bidrager til de paneuropæiske årlige sommer- og vinterprognoser for produktionens tilstrækkelighed omhandlet i artikel 8, stk. 3, litra f), i forordning (EF) nr. 714/2009 ved hjælp af den metode, som ENTSO for elektricitet har vedtaget.
2.   To gange om året udfører TSO'en en analyse af systemområdets tilstrækkelighed for henholdsvis den efterfølgende sommer eller vinter under hensyntagen til paneuropæiske scenarier, der er i overensstemmelse med de paneuropæiske årlige sommer- og vinterprognoser for produktionens tilstrækkelighed.
3.   TSO'en ajourfører sine analyser af systemområdets tilstrækkelighed, når denne konstaterer sandsynlige ændringer i status for tilgængelighed af produktionsanlæg, forbrugsestimeringer, estimeringer for vedvarende energikilder eller overførselskapacitet, der kan påvirke den forventede tilstrækkelighed betydeligt.
Artikel 107
Systemområdets tilstrækkelighed på day-ahead og intraday
1.   TSO'en udfører en analyse af systemområdets tilstrækkelighed for en day-ahead- og intraday-tidsramme på grundlag af:
a)
de i artikel 111 omhandlede planer
b)
prognosticeret forbrug
c)
prognosticeret produktion fra vedvarende energikilder
d)
reserver af aktiv effekt i overensstemmelse med data fremlagt i henhold til artikel 46, stk. 1, litra a)
e)
systemområdets import- og eksportkapacitet i overensstemmelse den overførselskapacitet, der i relevante tilfælde er beregnet i henhold til artikel 14 i forordning (EU) 2015/1222
f)
kapacitet på produktionsanlæg i overensstemmelse med de data, der er fremlagt i henhold til artikel 43, stk. 4, artikel 45 og artikel 51 og deres status for tilgængelighed og
g)
kapacitet på forbrugsanlæg med efterspørgselsreaktion i overensstemmelse med de data, der er fremlagt i henhold til artikel 52 og 53 og deres status for tilgængelighed.
2.   TSO'en evaluerer:
a)
den minimumsimport og maksimumseksport, der er kompatibel med systemområdets tilstrækkelighed
b)
den forventede varighed af potentielt manglende tilstrækkelighed og
c)
den mængde energi, der ikke leveres under den manglende tilstrækkelighed.
3.   Hvis kravet om tilstrækkelighed i henhold til analysen i stk. 1 ikke er opfyldt, underretter TSO'en den regulerende myndighed eller en anden kompetent myndighed om den manglende tilstrækkelighed. TSO'en indgiver en analyse af årsagerne til den manglende tilstrækkelighed og et forslag til afhjælpende foranstaltninger til den regulerende myndighed eller en anden kompetent myndighed.
AFSNIT 5
SYSTEMYDELSER
Artikel 108
Systemydelser
1.   TSO'en overvåger tilgængeligheden af systemydelser.
2.   Med hensyn til funktioner vedrørende aktiv effekt og reaktiv effekt og i samarbejde med andre TSO'er, hvis det er relevant, skal TSO'en:
a)
udforme, etablere og forvalte indkøbet af systemydelser
b)
på grundlag af data fremlagt i henhold til del II, afsnit 2, overvåge, om niveauet og placeringen af tilgængelige systemydelser gør det muligt at sikre driftssikkerheden og
c)
bruge alle tilgængelige økonomisk effektive og realistiske midler til at tilvejebringe nødvendige systemydelser.
3.   TSO'en offentliggør de niveauer af reservekapacitet, der kræves for at opretholde driftssikkerheden.
4.   TSO'en oplyser efter anmodning andre TSO'er om omfanget af tilgængelige reserver af aktiv effekt.
Artikel 109
Systemydelser for reaktiv effekt
1.   For hver driftsplanlægningstidsramme vurderer TSO'en på baggrund af prognoserne, om de tilgængelige systemydelser for reaktiv effekt er tilstrækkelige til at opretholde transmissionssystemets driftssikkerhed.
2.   For at øge effektiviteten af transmissionssystemelementers drift overvåger TSO'en:
a)
den tilgængelige reaktive effekt på produktionsanlæg
b)
den tilgængelige reaktive effekt på transmissionstilsluttede forbrugsanlæg
c)
DSO'ers tilgængelige reaktive effekt
d)
det tilgængelige transmissionstilsluttede udstyr, der er dedikeret til leveringen af reaktiv effekt og
e)
forholdet mellem aktiv effekt og reaktiv effekt ved grænsefladen mellem transmissionssystemet og transmissionstilsluttede distributionssystemer.
3.   Hvis omfanget af systemydelser for reaktiv effekt ikke er tilstrækkeligt til at opretholde driftssikkerheden, skal TSO'en:
a)
underrette de tilgrænsende TSO'er og
b)
udarbejde og aktivere afhjælpende tiltag i henhold til artikel 23.
AFSNIT 6
PLANLÆGNING
Artikel 110
Fastlæggelse af planlægningsprocesser
1.   Ved fastlæggelse af en planlægningsproces tager TSO'er hensyn til og supplerer om nødvendigt driftsbetingelserne i den metode vedrørende data om produktion og forbrug, der er udviklet i henhold til artikel 16 i forordning (EU) 2015/1222.
2.   Når et budområde kun dækker ét systemområde, svarer balanceområdets geografiske omfang til budområdet. Når et systemområde dækker flere budområder, svarer balanceområdets geografiske omfang til budområdet. Når et budområde dækker flere systemområder, kan TSO'er inden for dette budområde i fællesskab beslutte at benytte en fælles planlægningsproces. Ellers betragtes hvert systemområde inden for dette budområde som et særskilt balanceområde.
3.   For hvert produktionsanlæg og forbrugsanlæg, der er omfattet af krav til planlægning fastsat i de nationale vilkår og betingelser, udpeger den berørte ejer en balanceansvarlig eller handler selv som balanceansvarlig.
4.   Hver markedsdeltager og shippingagent, som er omfattet af krav til planlægning fastsat i de nationale vilkår og betingelser, udpeger en balanceansvarlig eller handler selv som balanceansvarlig.
5.   En TSO, der driver et balanceområde, fastlægger de nødvendige ordninger for at behandle de planer, der fremlægges af de balanceansvarlige.
6.   Hvis et balanceområde dækker flere systemområder, aftaler de TSO'er, som er ansvarlige for systemområderne, hvilken TSO der skal drive balanceområdet.
Artikel 111
Meddelelse af planer inden for balanceområder
1.   Hver balanceansvarlig, bortset fra balanceansvarlige for shippingagenter, indgiver følgende planer til den TSO, der driver balanceområdet, hvis TSO'en anmoder herom, og til en eventuel tredjepart:
a)
produktionsplaner
b)
forbrugsplaner
c)
interne kommercielle handelsplaner og
d)
eksterne kommercielle handelsplaner.
2.   Hver balanceansvarlig for en shippingagent eller i givet fald en central modpart indgiver følgende planer til den TSO, der driver et balanceområde, som er omfattet af markedskobling, hvis TSO'en anmoder herom, og til en eventuel tredjepart:
a)
eksterne kommercielle handelsplaner, som f.eks.:
i)
multilaterale udvekslinger mellem balanceområdet og en gruppe af andre balanceområder
ii)
bilaterale udvekslinger mellem balanceområdet og et andet balanceområde
b)
interne kommercielle handelsplaner mellem shippingagenten og centrale modparter
c)
interne kommercielle handelsplaner mellem shippingagenten og andre shippingagenter
Artikel 112
Sammenhæng mellem planer
1.   Den TSO, der driver et balanceområde, kontrollerer, at produktionsplaner, forbrugsplaner, eksterne kommercielle handelsplaner og eksterne TSO-planer i balanceområdet er sumbalancerede.
2.   For eksterne TSO-planer aftaler hver TSO værdierne for planen med den pågældende TSO. Hvis en sådan aftale ikke indgås, gælder den laveste værdi.
3.   For bilaterale udvekslinger mellem to balanceområder aftaler hver TSO de eksterne kommercielle handelsplaner med den pågældende TSO. Hvis der ikke indgås aftale om værdierne for de kommercielle handelsplaner, gælder den laveste værdi.
4.   Alle TSO'er, der driver balanceområder, bekræfter, at alle nettoaggregerede eksterne planer mellem alle balanceområder inden for det synkrone område er balancerede. Hvis der forekommer en manglende overensstemmelse, og TSO'erne ikke indgår aftale om værdierne for de nettoaggregerede planer, gælder de laveste værdier.
5.   Hver balanceansvarlig for en shippingagent eller i givet fald en central modpart oplyser TSO'er, efter deres anmodning, om værdierne for eksterne kommercielle handelsplaner for hvert balanceområde, der er omfattet af markedskobling, i form af nettoaggregerede eksterne planer.
6.   Hver ansvarlig for beregningen af planlagte udvekslinger oplyser TSO'er, efter deres anmodning, om værdierne for eksterne kommercielle handelsplaner for hvert balanceområde, der er omfattet af markedskobling, i form af nettoaggregerede eksterne planer, herunder bilaterale udvekslinger mellem to balanceområder.
Artikel 113
Levering af oplysninger til andre TSO'er
1.   Efter anmodning fra en anden TSO beregner og leverer den anmodede TSO:
a)
nettoaggregerede eksterne planer og
b)
nettovekselstrømsposition for område, når balanceområdet er sammenkoblet med andre balanceområder via vekselstrømsforbindelser.
2.   Når det er nødvendigt for at opbygge fælles netmodeller i henhold til artikel 70, stk. 1, fremsender TSO'en, som driver et balanceområde, følgende til enhver TSO, der anmoder herom:
a)
produktionsplaner og
b)
forbrugsplaner.
AFSNIT 7
ENTSO FOR ELEKTRICITETS DRIFTSPLANLÆGNINGSDATAMILJØ
Artikel 114
Almindelige bestemmelser vedrørende ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø
1.   Senest 24 måneder efter denne forordnings ikrafttræden implementerer og driver ENTSO for elektricitet i henhold til artikel 115, 116 og 117 ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø til lagring, udveksling og styring af alle relevante oplysninger.
2.   Senest seks måneder efter denne forordnings ikrafttræden fastlægger alle TSO'er et harmoniseret dataformat til dataudveksling, som skal være en integreret del af ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø.
3.   Alle TSO'er og RSC'er skal have adgang til alle oplysninger, der findes i ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø.
4.   Indtil ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø er implementeret, udveksler alle TSO'er alle relevante data indbyrdes og med RSC'er.
5.   ENTSO for elektricitet udarbejder en driftskontinuitetsplan, der anvendes, hvis dets driftsplanlægningsdatamiljø ikke er tilgængeligt.
Artikel 115
Individuelle netmodeller, fælles netmodeller og driftssikkerhedsanalyse
1.   I ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø lagres alle individuelle netmodeller og tilknyttede relevante oplysninger for alle de relevante tidsrammer, der er fastsat i denne forordning, i artikel 14, stk. 1, i forordning (EU) 2015/1222 og i artikel 9 i forordning (EU) 2016/1719.
2.   De oplysninger om individuelle netmodeller, der findes i ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø, skal gøre det muligt at sammenstille dem til fælles netmodeller.
3.   Den fælles netmodel, der er fastlagt for hver tidsramme, skal være tilgængelig i ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø.
4.   For year-ahead-tidsrammen skal følgende oplysninger være tilgængelige i ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø:
a)
individuel year-ahead-netmodel for hver TSO og hvert scenario fastlagt i overensstemmelse med artikel 66 og
b)
fælles year-ahead-netmodel for hvert scenario fastsat i overensstemmelse med artikel 67.
5.   For day-ahead- og intraday-tidsrammerne skal følgende oplysninger være tilgængelige i ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø:
a)
individuelle day-ahead- og intraday-netmodeller for hver TSO og efter den tidsopløsning, der er fastsat i artikel 70, stk. 1
b)
planlagte udvekslinger på de relevante tidspunkter for hvert balanceområde eller for hver balanceområdegrænse, som TSO'erne finder det relevant, og for hvert HVDC-system, der forbinder balanceområder
c)
fælles day-ahead- og intraday-netmodeller efter den tidsopløsning, der er fastsat i artikel 70, stk. 1 og
d)
en liste over udarbejdede og aftalte afhjælpende tiltag til håndtering af begrænsninger af grænseoverskridende betydning.
Artikel 116
Koordinering af afbrydelser
1.   ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø omfatter et modul til lagring og udveksling af alle oplysninger, der er relevante for koordinering af afbrydelser.
2.   Oplysningerne omhandlet i stk. 1 omfatter som minimum status for tilgængelighed af relevante anlæg og oplysningerne om planer for tilgængelighed omhandlet i artikel 92.
Artikel 117
Systemets tilstrækkelighed
1.   ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø omfatter et modul til lagring og udveksling af alle oplysninger, der er relevante for udførelsen af en koordineret analyse af tilstrækkelighed.
2.   Oplysningerne omhandlet i stk. 1 omfatter som minimum:
a)
data om systemtilstrækkelighed for kommende årstid (season-ahead) fremlagt af den enkelte TSO
b)
paneuropæisk rapport om analyse af systemtilstrækkelighed for kommende årstid (season-ahead)
c)
prognoser anvendt til analyse af tilstrækkelighed i henhold til artikel 104 og
d)
oplysninger om manglende tilstrækkelighed i henhold til artikel 105, stk. 4.
DEL IV
LAST-FREKVENSREGULERING OG RESERVER
AFSNIT 1
DRIFTSAFTALER
Artikel 118
Driftsaftaler for synkront område
1.   Senest 12 måneder efter denne forordnings ikrafttræden udarbejder alle TSO'er i hvert synkront område i fællesskab fælles forslag til:
a)
regler for dimensionering af FCR i henhold til artikel 153
b)
yderligere egenskaber for FCR i henhold til artikel 154, stk. 2
c)
frekvenskvalitetsparametre og målparameter for frekvenskvalitet i henhold til artikel 127
d)
for de synkrone områder Kontinentaleuropa (»CE«) og Norden målparametre for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse for hver LFC-kontrolblok i henhold til artikel 128
e)
metode til vurdering af risikoen og udviklingen af risikoen for udtømning af FCR i det synkrone område i henhold til artikel 131, stk. 2
f)
monitor for det synkrone område i henhold til artikel 133
g)
beregningen af reguleringsprogrammet fra nettovekselstrømspositionen for område med en fælles rampingperiode til beregning af ACE for et synkront område med mere end ét LFC-kontrolområde i henhold til artikel 136
h)
hvis det er relevant, begrænsninger for output af aktiv effekt på HVDC-samkøringslinjer mellem synkrone områder i henhold til artikel 137
i)
last-frekvensreguleringsstrukturen i henhold til artikel 139
j)
hvis det er relevant, metoden til at reducere den elektriske tidsafvigelse i henhold til artikel 181
k)
når det synkrone område drives af mere end én TSO, den specifikke ansvarsfordeling mellem TSO'erne i henhold til artikel 141
l)
driftsprocedurer, hvis FCR er udtømte, i henhold til artikel 152, stk. 7
m)
for de synkrone områder GB og IE/NI foranstaltninger til at sikre gendannelse af energibeholdninger i overensstemmelse med artikel 156, stk. 6, litra b)
n)
driftsprocedurer for reduktion af systemets frekvensafvigelse med henblik på at genoprette systemtilstanden til normal tilstand og begrænse risikoen for aktivering af nødtilstand i henhold til artikel 152, stk. 10
o)
rollerne og ansvarsområderne for de TSO'er, der gennemfører en proces til udligning af modsatrettede ubalancer, en proces for grænseoverskridende aktivering af FRR eller en proces for grænseoverskridende aktivering af RR i henhold til artikel 149, stk. 2
p)
krav vedrørende tilgængelighed, pålidelighed og redundans af den tekniske infrastruktur i henhold til artikel 151, stk. 2
q)
fælles regler for drift i normal tilstand og alarmtilstand i henhold til artikel 152, stk. 6, og foranstaltningerne omhandlet i artikel 152, stk. 15
r)
for de synkrone områder CE og Norden den minimumsaktiveringstid, der skal sikres af leverandører af FCR, jf. artikel 156, stk. 10
s)
for de synkrone områder CE og Norden antagelser og metoder for en cost-benefit-analyse, jf. artikel 156, stk. 11
t)
for andre synkrone områder end CE, hvis det er relevant, grænser for udvekslingen af FCR mellem TSO'erne i henhold til artikel 163, stk. 2
u)
rollerne og ansvarsområderne for den TSO, der tilslutter reserver, den TSO, der modtager reserver, og den berørte TSO med hensyn til udvekslingen af FRR og RR fastsat i overensstemmelse med artikel 165, stk. 1
v)
rollerne og ansvarsområderne for den TSO, der leverer reguleringskapacitet, den TSO, der modtager reguleringskapacitet, og den berørte TSO med hensyn til deling af FRR og RR fastsat i overensstemmelse med artikel 166, stk. 1
w)
rollerne og ansvarsområderne for den TSO, der tilslutter reserver, den TSO, der modtager reserver, og den berørte TSO med hensyn til udvekslingen af reserver mellem synkrone områder, og for den TSO, der leverer reguleringskapacitet, den TSO, der modtager reguleringskapacitet, og den berørte TSO med hensyn til delingen af reserver mellem synkrone områder fastsat i overensstemmelse med artikel 171, stk. 2
x)
den metode, der anvendes til at fastlægge grænser for omfanget af deling af FCR mellem synkrone områder, fastsat i overensstemmelse med artikel 174, stk. 2
y)
for de synkrone områder GB og IE/NI den metode, der anvendes til at bestemme minimumsmængden af reservekapacitet af FCR i overensstemmelse med artikel 174, stk. 2, litra b)
z)
den metode, der anvendes til at fastlægge grænser for omfanget af udveksling af RR mellem synkrone områder fastsat i overensstemmelse med artikel 176, stk. 1, og den metode, der anvendes til at fastlægge grænser for omfanget af deling af RR fastsat i overensstemmelse med artikel 177, stk. 1, og
aa)
den metode, der anvendes til at fastlægge grænser for omfanget af udveksling af RR mellem synkrone områder fastsat i overensstemmelse med artikel 178, stk. 1, og den metode, der anvendes til at fastlægge grænser for omfanget af deling af RR fastsat i overensstemmelse med artikel 179, stk. 1.
2.   Alle TSO'er i hvert synkront område fremlægger de metoder og betingelser, der er anført i artikel 6, stk. 3, litra d), til godkendelse hos alle de regulerende myndigheder i det berørte synkrone område. Senest en måned efter godkendelsen af disse metoder og betingelser indgår alle TSO'er i hvert synkront område en driftsaftale for det pågældende synkrone område, som træder i kraft senest tre måneder efter godkendelsen af metoderne og betingelserne.
Artikel 119
Driftsaftaler for LFC-kontrolblok
1.   Senest 12 måneder efter denne forordnings ikrafttræden udarbejder alle TSO'er i hver LFC-kontrolblok i fællesskab fælles forslag til:
a)
hvis LFC-kontrolblokken består af mere end ét LFC-kontrolområde, målparametre for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse for hvert LFC-kontrolområde fastsat i overensstemmelse med artikel 128, stk. 4
b)
en monitor for LFC-kontrolblokken i henhold til artikel 134, stk. 1
c)
rampingbegrænsninger for output af aktiv effekt i henhold til artikel 137, stk. 3 og 4
d)
hvis LFC-kontrolblokken drives af mere end én TSO, den specifikke ansvarsfordeling mellem TSO'erne inden for LFC-kontrolblokken i henhold til artikel 141, stk. 9
e)
hvis det er relevant, udpegning af den TSO, der er ansvarlig for opgaverne i artikel 145, stk. 6
f)
yderligere krav vedrørende tilgængelighed, pålidelighed og redundans af den tekniske infrastruktur i henhold til artikel 151, stk. 3
g)
driftsprocedurer, hvis FRR eller RR er udtømte, i henhold til artikel 152, stk. 8
h)
reglerne for dimensionering af FRR fastsat i overensstemmelse med artikel 157, stk. 1
i)
reglerne for dimensionering af RR fastsat i overensstemmelse med artikel 160, stk. 2
j)
hvis LFC-kontrolblokken drives af mere end én TSO, den specifikke ansvarsfordeling fastsat i overensstemmelse med artikel 157, stk. 3, og, hvis det er relevant, den specifikke ansvarsfordeling fastsat i overensstemmelse med artikel 160, stk. 6
k)
eskaleringsproceduren fastsat i overensstemmelse med artikel 157, stk. 4, og, hvis det er relevant, eskaleringsproceduren fastsat i overensstemmelse med artikel 160, stk. 7
l)
kravene vedrørende tilgængelighed af FRR, kravene vedrørende reguleringskvalitet fastsat i overensstemmelse med artikel 158, stk. 2, og, hvis det er relevant, kravene vedrørende tilgængelighed af RR og kravene vedrørende reguleringskvalitet fastsat i overensstemmelse med artikel 161, stk. 2
m)
hvis relevant, grænser for udvekslingen af FCR mellem de forskellige LFC-kontrolblokkes LFC-kontrolområder inden for det synkrone område CE og udvekslingen af FRR eller RR mellem en LFC-kontrolbloks LFC-kontrolområder i et synkront område, der består af mere end én LFC-kontrolblok fastsat i overensstemmelse med artikel 163, stk. 2, artikel 167 og artikel 169, stk. 2
n)
rollerne og ansvarsområderne for den TSO, der tilslutter reserver, den TSO, der modtager reserver, og den berørte TSO med hensyn til udvekslingen af FRR og/eller RR med TSO'er i andre LFC-kontrolblokke fastsat i overensstemmelse med artikel 165, stk. 6
o)
rollerne og ansvarsområderne for den TSO, der leverer reguleringskapacitet, den TSO, der modtager reguleringskapacitet, og den berørte TSO med hensyn til deling af FRR og RR fastsat i overensstemmelse med artikel 166, stk. 7
p)
rollerne og ansvarsområderne for den TSO, der leverer reguleringskapacitet, den TSO, der modtager reguleringskapacitet, og den berørte TSO med hensyn til deling af FRR og RR mellem synkrone områder fastsat i overensstemmelse med artikel 175, stk. 2
q)
koordineringsforanstaltninger, der har til formål at reducere reguleringsfejlene ved frekvensgenoprettelse som defineret i artikel 152, stk. 14, og
r)
foranstaltninger, der har til formål at reducere reguleringsfejlene ved frekvensgenoprettelse ved at kræve ændringer i produktionen eller forbruget af aktiv effekt på produktionsanlæg og forbrugsenheder i henhold til artikel 152, stk. 16.
2.   Alle TSO'er i hver LFC-kontrolblok fremlægger de metoder og betingelser, der er anført i artikel 6, stk. 3, litra e), til godkendelse hos alle de regulerende myndigheder i den berørte LFC-kontrolblok. Senest en måned efter godkendelsen af disse metoder og betingelser indgår alle TSO'er i hver LFC-kontrolblok en driftsaftale for den pågældende LFC-kontrolblok, som træder i kraft senest tre måneder efter godkendelsen af metoderne og betingelserne.
Artikel 120
Driftsaftale for LFC-kontrolområde
Senest 12 måneder efter denne forordnings ikrafttræden fastlægger alle TSO'er i hvert LFC-kontrolområde en driftsaftale for LFC-kontrolområdet, der som minimum omfatter:
a)
den specifikke ansvarsfordeling mellem TSO'er inden for LFC-kontrolområdet i henhold til artikel 141, stk. 8
b)
udnævnelsen af den TSO, der er ansvarlig for gennemførelsen og driften af FRP i henhold til artikel 143, stk. 4.
Artikel 121
Driftsaftale for overvågningsområde
Senest 12 måneder efter denne forordnings ikrafttræden fastlægger alle TSO'er i hvert overvågningsområde en driftsaftale for overvågningsområdet, der som minimum omfatter ansvarsfordelingen mellem TSO'er inden for det samme overvågningsområde i henhold til artikel 141, stk. 7.
Artikel 122
Aftale om udligning af modsatrettede ubalancer
Alle TSO'er, der deltager i den samme proces til udligning af modsatrettede ubalancer, indgår en aftale om udligning af modsatrettede ubalancer, der som minimum omfatter TSO'ernes roller og ansvarsområder i henhold til artikel 149, stk. 3.
Artikel 123
Aftale om grænseoverskridende aktivering af FRR
Alle TSO'er, der deltager i den samme proces for grænseoverskridende aktivering af FRR, indgår en aftale om grænseoverskridende aktivering af FRR, der som minimum omfatter TSO'ernes roller og ansvarsområder i henhold til artikel 149, stk. 3.
Artikel 124
Aftale om grænseoverskridende aktivering af RR
Alle TSO'er, der deltager i den samme proces for grænseoverskridende aktivering af RR, indgår en aftale om grænseoverskridende aktivering af RR, der som minimum omfatter TSO'ernes roller og ansvarsområder i henhold til artikel 149, stk. 3.
Artikel 125
Aftale om deling
Alle TSO'er, der deltager i den samme deling af FCR, FRR eller RR, fastlægger en aftale om deling, der mindst omfatter:
a)
i tilfælde af deling af FRR eller RR inden for et synkront område: rollerne og ansvarsområderne for den TSO, der modtager reguleringskapacitet, og for den TSO, der leverer reguleringskapacitet, og de berørte TSO'er i henhold til artikel 165, stk. 3, eller
b)
i tilfælde af deling af reserver mellem synkrone områder: rollerne og ansvarsområderne for den TSO, der modtager reguleringskapacitet, og for den TSO, der leverer reguleringskapacitet i henhold til artikel 171, stk. 4, og procedurerne, hvis deling af reserver mellem synkrone områder mislykkes i realtid i henhold til artikel 171, stk. 9.
Artikel 126
Aftale om udveksling
Alle TSO'er, der deltager i den samme udveksling af FCR, FRR eller RR, fastlægger en aftale om udveksling, der som minimum omfatter:
a)
i tilfælde af udveksling af FRR eller RR inden for et synkront område: rollerne og ansvarsområderne for de TSO, der tilslutter og modtager reserver, i overensstemmelse med artikel 165, stk. 3, eller
b)
i tilfælde af udveksling af reserver mellem synkrone områder: rollerne og ansvarsområderne for de TSO'er, der tilslutter og modtager reserver, i henhold til artikel 171, stk. 4, og procedurerne, hvis udvekslingen af reserver mellem synkrone områder mislykkes i realtid i henhold til artikel 171, stk. 9.
AFSNIT 2
FREKVENSKVALITET
Artikel 127
Parametre for frekvenskvalitet og -mål
1.   Frekvenskvalitetsparametre er:
a)
den nominelle frekvens for alle synkrone områder
b)
standardfrekvensintervallet for alle synkrone områder
c)
den maksimale øjeblikkelige frekvensafvigelse for alle synkrone områder
d)
den maksimale frekvensafvigelse i stabil driftstilstand for alle synkrone områder
e)
frekvensgenoprettelsestiden for alle synkrone områder
f)
frekvensgendannelsestiden for de synkrone områder GB og IE/NI
g)
frekvensgenoprettelsesintervallet for de synkrone områder GB, IE/NI og Norden
h)
frekvensgendannelsesintervallet for de synkrone områder GB og IE/NI og
i)
udløsningstiden for alarmtilstand for alle synkrone områder.
2.   Den nominelle frekvens skal være 50 Hz for alle synkrone områder.
3.   Standardværdierne for de frekvenskvalitetsparametre, der er nævnt i stk. 1, er fastsat i tabel 1 i bilag III.
4.   Målparameteren for frekvenskvalitet er det maksimale antal minutter uden for standardfrekvensintervallet om året for hvert synkront område, og dens standardværdi for hvert synkront område er fastsat i tabel 2 i bilag III.
5.   Værdierne for frekvenskvalitetsparametre i tabel 1 i bilag III og målparameteren for frekvenskvalitet i tabel 2 i bilag III gælder, medmindre alle TSO'er i et synkront område foreslår andre værdier i henhold til stk. 6, 7 og 8.
6.   I driftsaftalen for det synkrone område har alle TSO'er i de synkrone områder CE og Norden ret til at foreslå andre værdier end værdierne i tabel 1 og 2 i bilag III vedrørende:
a)
udløsningstid for alarmtilstand
b)
maksimalt antal minutter uden for standardfrekvensintervallet.
7.   I driftsaftalen for det synkrone område har alle TSO'er i de synkrone områder GB og IE/NI ret til at foreslå andre værdier end værdierne i tabel 1 og 2 i bilag III vedrørende:
a)
frekvensgenoprettelsestid
b)
udløsningstid for alarmtilstand og
c)
maksimalt antal minutter uden for standardfrekvensintervallet.
8.   Forslaget til ændring af værdierne i henhold til stk. 6 og 7 baseres på en vurdering af de registrerede værdier for systemfrekvensen for en periode på mindst et år og udviklingen i det synkrone område, og det skal opfylde følgende betingelser:
a)
den foreslåede ændring af frekvenskvalitetsparametrene i tabel 1 i bilag III eller målparameteren for frekvenskvalitet i tabel 2 i bilag III tager højde for:
i)
systemets størrelse fastsat ud fra forbruget og produktionen i det synkrone område og inertien i det synkrone område
ii)
referencehændelsen
iii)
netstruktur og/eller nettopologi
iv)
forbrug og produktion
v)
antal af og reaktion fra produktionsanlæg, der kører i LFSM-O-tilstand og LFSM-U-tilstand som defineret i artikel 13, stk. 2, og artikel 15, stk. 2, litra c), i forordning (EU) 2016/631
vi)
antal og reaktion fra forbrugsenheder, der drives med aktiveret efterspørgselsreaktion vedrørende systemfrekvensregulering eller efterspørgselsreaktion med meget hurtig regulering af aktiv effekt som omhandlet i artikel 29 og 30 i forordning (EU) 2016/1388 og
vii)
den tekniske kapacitet på produktionsanlæg og forbrugsenheder
b)
Alle TSO'er i det synkrone område gennemfører en offentlig høring vedrørende indvirkningen af den foreslåede ændring af frekvenskvalitetsparametrene i tabel 1 i bilag III eller målparameteren for frekvenskvalitet i tabel 2 i bilag III på interesseparterne.
9.   Alle TSO'er træffer foranstaltninger for at overholde værdierne for frekvenskvalitetsparametrene eller målparameteren for frekvenskvalitet. Alle TSO'er kontrollerer opfyldelsen af målparameteren for frekvenskvalitet mindst en gang om året.
Artikel 128
Målparametre for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse
1.   I driftsaftalen for det synkrone område angiver alle TSO'er i de synkrone områder CE og Norden værdierne for niveau 1-intervallet for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse og niveau 2-intervallet for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse for hver LFC-kontrolblok i de synkrone områder CE og Norden mindst en gang om året.
2.   Alle TSO'er i de synkrone områder CE og Norden sikrer, hvis disse består af mere end én LFC-kontrolblok, at niveau 1-intervallet for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse og niveau 2-intervallet for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse for LFC-kontrolblokkene i disse synkrone områder er proportionalt med kvadratroden af summen af de oprindelige FCR-forpligtelser for TSO'erne for LFC-kontrolblokkene i henhold til artikel 153.
3.   Alle TSO'er i de synkrone områder CE og Norden træffer foranstaltninger for at overholde følgende målparametre for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse for hver LFC-kontrolblok i det synkrone område:
a)
antallet af tidsintervaller pr. år uden for niveau 1-intervallet for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse inden for et tidsinterval, der er lig med frekvensgenoprettelsestiden, skal være mindre end 30 % af tidsintervallerne for året og
b)
antallet af tidsintervaller pr. år uden for niveau 2-intervallet for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse inden for et tidsinterval, der er lig med frekvensgenoprettelsestiden, skal være mindre end 5 % af tidsintervallerne for året.
4.   Når en LFC-kontrolblok består af mere end ét LFC-kontrolområde, angiver alle TSO'er i LFC-kontrolblokken værdierne for målparametrene for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse for hvert LFC-kontrolområde i driftsaftalen for LFC-kontrolblok.
5.   For de synkrone områder GB og IE/NI skal niveau 1-intervallet for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse være lig med eller større end 200 mHz, og niveau 2-intervallet for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse skal være lig med eller større end 500 mHz.
6.   Alle TSO'er i de synkrone områder GB og IE/NI træffer foranstaltninger for at overholde følgende målparametre for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse i et synkront område:
a)
maksimumsantallet af tidsintervaller uden for niveau 1-intervallet for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse skal være mindre end eller lig med værdien i tabellen i bilag IV som en procentdel af tidsintervallerne pr. år
b)
maksimumsantallet af tidsintervaller uden for niveau 2-intervallet for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse skal være mindre end eller lig med værdien i tabellen i bilag IV som en procentdel af tidsintervallerne pr. år.
7.   Alle TSO'er kontroller mindst en gang om året, at målparametrene for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse er opfyldt.
Artikel 129
Proces for anvendelse af kriterier
Processen for anvendelse af kriterier omfatter:
a)
indsamling af data til evaluering af frekvenskvalitet og
b)
beregning af kriterier for evaluering af frekvenskvalitet.
Artikel 130
Data til evaluering af frekvenskvalitet
1.   Data til evaluering af frekvenskvalitet omfatter:
a)
for det synkrone område:
i)
de øjeblikkelige frekvensdata og
ii)
de øjeblikkelige frekvensafvigelsesdata
b)
for hver LFC-kontrolblok i det synkrone område: øjebliksdata om reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse.
2.   Målepræcisionen for de øjeblikkelige frekvensdata og de data om reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse skal målt i Hz være 1 mHz eller bedre.
Artikel 131
Kriterier for evaluering af frekvenskvalitet
1.   Kriterierne for evaluering af frekvenskvalitet omfatter:
a)
for det synkrone område ved drift i normal tilstand eller alarmtilstand fastlagt i henhold til artikel 18, stk. 1 og 2, pr. måned for de øjeblikkelige frekvensdata:
i)
middelværdien
ii)
standardafvigelsen
iii)
1-, 5-, 10-, 90-, 95- og 99-percentilen
iv)
det samlede tidsrum, hvori den absolutte værdi for den øjeblikkelige frekvensafvigelse var større end standardfrekvensafvigelsen, idet der skelnes mellem negative og positive øjeblikkelige frekvensafvigelser
v)
det samlede tidsrum, hvori den absolutte værdi for den øjeblikkelige frekvensafvigelse var større end den maksimale øjeblikkelige frekvensafvigelse, idet der skelnes mellem negative og positive øjeblikkelige frekvensafvigelser
vi)
antallet af hændelser, hvor den absolutte værdi for den øjeblikkelige frekvensafvigelse i det synkrone område oversteg 200 % af standardfrekvensafvigelsen, og den øjeblikkelige frekvensafvigelse ikke blev returneret til 50 % af standardfrekvensafvigelsen for det synkrone område CE og frekvensgenoprettelsesintervallet for de synkrone områder GB, IE/NI og Norden, inden for frekvensgenoprettelsestiden. I dataene skelnes der mellem negative og positive frekvensafvigelser
vii)
for de synkrone områder GB og IE/NI: antallet af hændelser, hvor den absolutte værdi for den øjeblikkelige frekvensafvigelse var uden for frekvensgendannelsesintervallet og ikke blev returneret til frekvensgendannelsesintervallet inden frekvensgendannelsestiden, idet der skelnes mellem negative og positive øjeblikkelige frekvensafvigelser
b)
for hver LFC-kontrolblok i de synkrone områder CE og Norden ved drift i normal tilstand eller alarmtilstand i overensstemmelse med artikel 18, stk. 1 og 2, pr. måned:
i)
for et datasæt, der indeholder gennemsnitsværdierne for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse i LFC-kontrolblokken over tidsintervaller lig med frekvensgenoprettelsestiden:
—
middelværdien
—
standardafvigelsen
—
1-, 5-, 10-, 90-, 95- og 99-percentilen
—
antallet af tidsintervaller, hvor gennemsnitsværdien for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse var uden for niveau 1-intervallet for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse, idet der skelnes mellem negative og positive reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse og
—
antallet af tidsintervaller, hvor gennemsnitsværdien for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse var uden for niveau 2-intervallet for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse, idet der skelnes mellem negative og positive reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse
ii)
for et datasæt, der indeholder gennemsnitsværdierne for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse i LFC-kontrolblokken for tidsintervaller på ét minut: antallet af månedlige hændelser, hvor reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse oversteg 60 % af reservekapaciteten af FRR og ikke blev returneret til 15 % af reservekapaciteten af FRR inden for frekvensgenoprettelsestiden, idet der skelnes mellem negative og positive reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse
c)
for LFC-kontrolblokkene i de synkrone områder GB og IE/NI ved drift i normal tilstand eller alarmtilstand i overensstemmelse med artikel 18, stk. 1 og 2, i en periode på en måned for et datasæt, der indeholder gennemsnitsværdierne for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse i LFC-kontrolblokken for tidsintervaller på ét minut: antallet af hændelser, hvor den absolutte værdi for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse oversteg den maksimale frekvensafvigelse i stabil driftstilstand, og reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse ikke blev returneret til 10 % af den maksimale frekvensafvigelse i stabil driftstilstand inden for frekvensgenoprettelsestiden, idet der skelnes mellem negative og positive reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse.
2.   I driftsaftalen for det synkrone område angiver alle TSO'er i hvert synkront område en fælles metode til at vurdere risikoen og udviklingen af risikoen for at udtømme FCR i det synkrone område. Denne metode gennemføres mindst én gang om året og baseres som minimum på historiske øjeblikkelige systemfrekvensdata for mindst ét år. Alle TSO'er i hvert synkront område fremlægger de nødvendige inputdata til denne vurdering.
Artikel 132
Dataindsamlings- og leveringsproces
1.   Dataindsamlings- og leveringsprocessen omfatter følgende:
a)
målinger af systemfrekvensen
b)
beregning af data til evaluering af frekvenskvalitet og
c)
levering af data til evaluering af frekvenskvalitet til processen for anvendelse af kriterier.
2.   Dataindsamlings- og leveringsprocessen gennemføres af monitoren for det synkrone område udpeget i henhold til artikel 133.
Artikel 133
Monitor for synkront område
1.   Alle TSO'er i et synkront område udpeger en TSO i det pågældende synkrone område til monitor for det synkrone område i driftsaftalen for det synkrone område.
2.   Monitoren for det synkrone område gennemfører dataindsamlings- og leveringsprocessen omhandlet i artikel 132 i det synkrone område.
3.   Monitoren for det synkrone område gennemfører processen for anvendelse af kriterier som omhandlet i artikel 129.
4.   Monitoren for det synkrone område indsamler data til evaluering af frekvenskvalitet i det pågældende synkrone område og udfører processen for anvendelse af kriterier, herunder beregning af kriterierne for evaluering af frekvenskvalitet, én gang hver tredje måned og senest tre måneder efter udgangen af den undersøgte periode.
Artikel 134
Monitor for LFC-kontrolblok
1.   I driftsaftalen for LFC-kontrolblokken udpeger alle TSO'er i en LFC-kontrolblok en TSO til monitor for den pågældende LFC-kontrolblok.
2.   Monitoren for LFC-kontrolblokken indsamler data til evaluering af frekvenskvalitet for LFC-kontrolblokken i overensstemmelse med processen for anvendelse af kriterier omhandlet i artikel 129.
3.   Hver TSO i et LFC-kontrolområde giver monitoren for LFC-kontrolblokken de nødvendige målinger for LFC-kontrolområdet, som er nødvendige for at indsamle data til evaluering af frekvenskvalitet for LFC-kontrolblokken.
4.   Monitoren for LFC-kontrolblokken afleverer data til evaluering af frekvenskvalitet i LFC-kontrolblokken og dens LFC-kontrolområder én gang hver tredje måned og senest to måneder efter udgangen af den undersøgte periode.
Artikel 135
Oplysninger om forbrugs- og produktionsadfærd
I henhold til artikel 40 har hver tilsluttende TSO ret til at anmode BNB'er om de oplysninger, der er nødvendige for at overvåge forbrugs- og produktionsadfærden i forbindelse med ubalancer. Disse oplysninger kan omfatte:
a)
det tidsstemplede referencepunkt for aktiv effekt til realtidsdrift og fremtidig drift og
b)
det tidsstemplede samlet output af aktiv effekt.
Artikel 136
Rampingperiode inden for det synkrone område
I driftsaftalen for det synkrone område angiver alle TSO'er i hvert synkront område med mere end ét LFC-kontrolområde en fælles rampingperiode for nettoaggregerede planer mellem LFC-kontrolområderne i det synkrone område. Beregningen af reguleringsprogrammet fra nettovekselstrømspositionen til beregning af ACE foretages med den fælles rampingperiode.
Artikel 137
Rampingbegrænsninger for output af aktiv effekt
1.   Alle TSO'er i to synkrone områder har ret til i driftsaftalen for det synkrone område at angive begrænsninger for output af aktiv effekt på HVDC-samkøringslinjer mellem synkrone områder med henblik på at begrænse deres indflydelse på opfyldelsen af frekvenskvalitetsmålet for det synkrone område ved at fastlægge en kombineret maksimal rampinghastighed for alle HVDC-samkøringslinjer, der tilslutter et synkront område til et andet synkront område.
2.   Begrænsningerne i stk. 1 gælder ikke for udligning af modsatrettede ubalancer, frekvenskobling og grænseoverskridende aktivering af FRR og RR over HVDC-samkøringslinjer.
3.   I driftsaftalen for LFC-kontrolblokken har alle TSO'er, der er tilsluttet en HVDC-samkøringslinje, ret til at angive fælles begrænsninger for output af aktiv effekt for den pågældende HVDC-samkøringslinje med henblik på at begrænse dens indflydelse på opfyldelsen af LFC-kontrolblokkenes målparameter for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse ved at aftale rampingperioder og/eller maksimale rampinghastigheder for denne HVDC-samkøringslinje. Disse fælles begrænsninger gælder ikke for udligning af modsatrettede ubalancer, frekvenskobling og grænseoverskridende aktivering af FRR og RR over HVDC-samkøringslinjer. Alle TSO'er i et synkront område koordinerer disse foranstaltninger inden for det synkrone område.
4.   I driftsaftalen for LFC-kontrolblokken har alle TSO'er i en LFC-kontrolblok ret til at fastlægge følgende foranstaltninger med henblik på at understøtte opfyldelsen af LFC-kontrolblokkens målparameter for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse og afhjælpe større frekvensafvigelser under hensyntagen til de teknologiske begrænsninger for produktionsanlæg og forbrugsanlæg:
a)
forpligtelser vedrørende rampingperioder og/eller maksimale rampinghastigheder på produktionsanlæg og/eller forbrugsenheder
b)
forpligtelser vedrørende individuelle rampingstarttider på produktionsanlæg og/eller forbrugsenheder inden for LFC-kontrolblokken og
c)
koordinering af ramping mellem produktionsanlæg, forbrugsenheder og forbrug af aktiv effekt inden for LFC-kontrolblokken.
Artikel 138
Afhjælpende foranstaltninger
Hvis de værdier vedrørende målparametrene for frekvenskvalitet eller målparametrene for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse, der er beregnet for et kalenderår, er uden for de mål, der er fastsat for det synkrone område eller for LFC-kontrolblokken, skal alle TSO'er i det pågældende synkrone område eller i den pågældende LFC-kontrolblok:
a)
analysere, om målparametrene for frekvenskvalitet eller målparametrene for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse forbliver uden for de mål, der er fastsat for det synkrone område eller for LFC-kontrolblokken, og, hvis der er en begrundet risiko for, at dette kan ske, analysere årsagerne og fremsætte anbefalinger, og
b)
fastlægge afhjælpende foranstaltninger med henblik på at sikre, at målene for det synkrone område eller for LFC-kontrolblokken kan opfyldes i fremtiden.
AFSNIT 3
STRUKTUR FOR LAST-FREKVENSREGULERING
Artikel 139
Grundlæggende struktur
1.   Alle TSO'er i et synkront område angiver strukturen for last-frekvensregulering i det synkrone område i driftsaftalen for det synkrone område. TSO'en er ansvarlig for at gennemføre strukturen for last-frekvensregulering for sit synkrone område og drive systemet i overensstemmelse hermed.
2.   Strukturen for last-frekvensregulering for et synkront område skal omfatte:
a)
en struktur for procesaktivering i henhold til artikel 140 og
b)
en struktur for procesansvar i henhold til artikel 141.
Artikel 140
Struktur for procesaktivering
1.   Strukturen for procesaktivering skal omfatte:
a)
en FCP i henhold til artikel 142
b)
en FRP i henhold til artikel 143 og
c)
for det synkrone område CE: en tidsstyringsproces i henhold til artikel 181.
2.   Struktur for procesaktivering kan omfatte:
a)
en reserveudskiftningsproces i henhold til artikel 144
b)
en proces til udligning af modsatrettede ubalancer i henhold til artikel 146
c)
en proces for grænseoverskridende aktivering af FRR i henhold til artikel 147
d)
en proces for grænseoverskridende aktivering af RR i henhold til artikel 148 og
e)
for andre synkrone områder end CE: en tidsstyringsproces i henhold til artikel 181.
Artikel 141
Struktur for procesansvar
1.   Når strukturen for procesansvar fastlægges, tager alle TSO'er i et synkront område som minimum hensyn til følgende kriterier:
a)
det synkrone områdes størrelse, samlede inerti og syntetiske inerti
b)
netstruktur og/eller nettopologi og
c)
forbrugs-, produktions- og HVDC-adfærd.
2.   Senest fire måneder efter denne forordnings ikrafttræden udarbejder alle TSO'er i fællesskab et fælles forslag vedrørende fastlæggelsen af LFC-kontrolblokkene, som overholder følgende krav:
a)
et overvågningsområde svarer til eller er en del af kun ét LFC-kontrolområde
b)
et LFC-kontrolområde svarer til eller er en del af kun én LFC-kontrolblok
c)
en LFC-kontrolblok svarer til eller er en del af kun ét synkront område, og
d)
hvert netelement er en del af kun ét overvågningsområde, kun ét LFC-kontrolområde og kun én LFC-kontrolblok.
3.   Alle TSO'er i et overvågningsområde beregner løbende og overvåger i realtid udvekslingen af aktiv effekt i overvågningsområdet.
4.   Alle TSO'er i hvert LFC-kontrolområde skal:
a)
løbende overvåge reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse af LFC-kontrolområdet
b)
implementere og gennemføre en FRP for LFC-kontrolområdet
c)
træffe foranstaltninger for at opfylde LFC-kontrolområdets målparametre for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse som fastlagt i artikel 128 og
d)
have ret til at implementere en eller flere af de processer, der er omhandlet i artikel 140, stk. 2.
5.   Alle TSO'er i hver LFC-kontrolblok skal:
a)
træffe foranstaltninger for at opfylde LFC-kontrolblokkens målparametre for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse som fastlagt i artikel 128 og
b)
overholde reglerne for dimensionering af FRR i henhold til artikel 157 og reglerne for dimensionering af RR i henhold til artikel 160.
6.   Alle TSO'er i hvert synkront område skal:
a)
implementere og gennemføre en FCP for LFC-kontrolområdet
b)
overholde reglerne for dimensionering af FCR i henhold til artikel 153 og
c)
træffe foranstaltninger for at opfylde målparametrene for frekvenskvalitet i henhold til artikel 127.
7.   I driftsaftalen for et overvågningsområde angiver alle TSO'er fordelingen af ansvar mellem TSO'er i overvågningsområdet for gennemførelsen af forpligtelsen i henhold til stk. 3.
8.   I driftsaftalen for LFC-kontrolområdet angiver alle TSO'er i det pågældende område fordelingen af ansvar mellem TSO'er i området for gennemførelsen af forpligtelserne i henhold til stk. 4.
9.   I driftsaftalen for en LFC-kontrolblok angiver alle TSO'er i den pågældende blok fordelingen af ansvar mellem TSO'er i blokken for gennemførelsen af forpligtelserne i henhold til stk. 5.
10.   I driftsaftalen for det synkrone område angiver alle TSO'er i det pågældende område fordelingen af ansvar mellem TSO'er i det synkrone område for gennemførelsen af forpligtelserne i henhold til stk. 6.
11.   Alle TSO'er i to eller flere LFC-kontrolområder, der er forbundet af sammenkoblinger, har ret til at danne en LFC-kontrolblok, hvis de krav vedrørende LFC-kontrolblokken fastsat i stk. 5 er opfyldt.
Artikel 142
Frekvenskontrolproces
1.   Reguleringsmålet for FCP'en er stabilisering af systemfrekvensen ved at aktivere FCR.
2.   Generelt skal aktiveringen af FCR i et synkront område afspejle en monoton sænkning af aktiveringen af FCR som en funktion af frekvensafvigelsen.
Artikel 143
Frekvensgenoprettelsesproces
1.   Reguleringsmålet for FRP er:
a)
at regulere reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse hen imod nul inden for frekvensgenoprettelsestiden
b)
for de synkrone områder CE og Norden: progressivt at erstatte de aktiverede FCR gennem aktivering af FRR i henhold til artikel 145.
2.   Reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse er:
a)
ACE for et LFC-kontrolområde, hvis der er mere end ét LFC-kontrolområde i et synkront område, eller
b)
frekvensafvigelsen, hvis et LFC-kontrolområde svarer til LFC-kontrolblokken og det synkrone område.
3.   ACE for et LFC-kontrolområde beregnes som summen af produktet af K-faktoren for LFC-kontrolområdet og frekvensafvigelsen minus:
a)
den samlede aktive effekt for samkøringslinje og virtuel tie-line og
b)
reguleringsprogrammet i henhold til artikel 136.
4.   Hvis et LFC-kontrolområde består af mere end ét overvågningsområde, udpeger alle TSO'er i LFC-kontrolområdet og anfører i driftsaftalen for LFC-kontrolområdet en TSO, der skal være ansvarlig for implementeringen og gennemførelsen af FRP.
5.   Hvis et LFC-kontrolområde består af mere end ét overvågningsområde, skal FRP i dette LFC-kontrolområde gøre det muligt at regulere udvekslingen af aktiv effekt for hvert overvågningsområde til en værdi fastsat som sikker i henhold til en driftssikkerhedsanalyse i realtid.
Artikel 144
Reserveudskiftningsproces
1.   Reguleringsmålet for reserveudskiftningsprocessen er at opfylde mindst ét af følgende mål ved at aktivere RR:
a)
progressivt at genoprette de aktiverede FRR
b)
at understøtte aktiveringen af FRR
c)
for de synkrone områder GB og IE/NI: progressivt at genoprette de aktiverede FCR og FRR.
2.   Reserveudskiftningsprocessen gennemføres ved at følge instrukserne for manuel aktivering af RR med henblik på at opfylde reguleringsmålet i stk. 1.
Artikel 145
Automatisk og manuel frekvensgenoprettelsesproces
1.   Hver TSO i hvert LFC-kontrolområde gennemfører en automatisk frekvensgenoprettelsesproces (aFRP) og en manuel frekvensgenoprettelsesproces (mFRP).
2.   Senest to år efter denne forordnings ikrafttræden kan hver TSO i de synkrone områder GB og IE/NI indgive et forslag til deres kompetente regulerende myndigheder, hvori de anmoder om ikke at gennemføre en aFRP. Disse forslag skal omfatte en cost-benefit-analyse, som godtgør, at gennemførelsen af en aFRP ville medføre flere ulemper end fordele. Hvis forslaget godkendes af de kompetente regulerende myndigheder, foretager de respektive TSO'er og regulerende myndigheder en fornyet vurdering af denne godkendelse mindst hvert fjerde år.
3.   Hvis et LFC-kontrolområde består af mere end ét overvågningsområde, fastsætter alle TSO'er i LFC-kontrolområdet en proces for gennemførelsen af en aFRP og en mFRP i driftsaftalen for LFC-kontrolområdet. Hvis en LFC-kontrolblok består af mere end ét LFC-kontrolområde, fastsætter alle TSO'er i LFC-kontrolområderne en proces for gennemførelsen af en mFRP i driftsaftalen for LFC-kontrolblokken.
4.   Den pågældende aFRP gennemføres i et lukket kredsløb, hvor reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse er input, og referencepunktet aktivering af automatiske FRR er output. Referencepunktet for automatiske FRR beregnes ved hjælp af en enkelt frekvensgenoprettelsesregulering, som foretages af en TSO inden for dennes LFC-kontrolområde. For de synkrone områder CE og Norden skal frekvensgenoprettelsesreguleringen:
a)
være en automatisk reguleringsfunktion, der har til formål at sænke reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse til nul
b)
have en proportional-integreret adfærd
c)
have en algoritme for regulering, der forhindrer, at den integrerede betingelse i en proportional-integreret regulering akkumulerer reguleringsfejlen og medfører overskridelse, og
d)
muliggøre ekstraordinære driftstilstande i tilfælde af alarm- og nødtilstand.
5.   Den pågældende mFRP gennemføres ved at følge instrukserne for manuel aktivering af FRR med henblik på at opfylde reguleringsmålet i artikel 143, stk. 1.
6.   Ud over gennemførelsen af aFRP i LFC-kontrolområderne kan alle TSO'er i en LFC-kontrolblok, som består af mere end ét LFC-kontrolområde, i driftsaftalen for LFC-kontrolblokken udpege en TSO i LFC-kontrolblokken, som skal:
a)
beregne og overvåge reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse i hele LFC-kontrolblokken og
b)
indregne reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse i hele LFC-kontrolblokken i beregningen af referencepunktet for aktivering af automatiske FRR i henhold til artikel 143, stk. 3, ud over reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse i det pågældende LFC-kontrolområde.
Artikel 146
Proces til udligning af modsatrettede ubalancer
1.   Reguleringsmålet for processen til udligning af modsatrettede ubalancer er at reducere den samtidige aktivering af modsatrettede FRR i de forskellige deltagende LFC-kontrolområder ved hjælp af effektudveksling ved udligning af modsatrettede ubalancer.
2.   TSO'en har ret til at gennemføre processen til udligning af modsatrettede ubalancer for LFC-kontrolområderne i den samme LFC-kontrolblok, mellem forskellige LFC-kontrolblokke eller mellem forskellige synkrone områder ved at indgå en aftale om udligning af modsatrettede ubalancer.
3.   TSO'er gennemfører processen til udligning af modsatrettede ubalancer på en måde, der ikke påvirker:
a)
stabiliteten af FCP'en i det synkrone område eller de synkrone områder, der er omfattet af processen til udligning af modsatrettede ubalancer
b)
stabiliteten af FRP og reserveudskiftningsprocessen i hvert LFC-kontrolområde, som drives af de deltagende eller berørte TSO'er, og
c)
driftssikkerheden.
4.   TSO'er gennemfører effektudveksling ved udligning af modsatrettede ubalancer mellem LFC-kontrolområder i et synkront område på mindst en af følgende måder:
a)
ved at fastlægge en aktiv effekt via en virtuel tie-line, som skal være en del af beregningen af reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse
b)
ved at justere de aktive flow via HVDC-samkøringslinjer.
5.   TSO'er gennemfører effektudveksling ved udligning af modsatrettede ubalancer mellem LFC-kontrolområder i forskellige synkrone områder ved at justere det aktive flow via HVDC-samkøringslinjer.
6.   TSO'er gennemfører effektudvekslingen ved udligning af modsatrettede ubalancer i et LFC-kontrolområde, således at den ikke overstiger den faktiske aktivering af FRR, som er nødvendig for at sænke reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse i det pågældende LFC-kontrolområde til nul uden effektudveksling ved udligning af modsatrettede ubalancer.
7.   Alle TSO'er, der deltager i den samme proces til udligning af modsatrettede ubalancer, sikrer, at summen af alle effektudvekslinger ved udligning af modsatrettede ubalancer er lig med nul.
8.   Processen til udligning af modsatrettede ubalancer skal omfatte en alternativ mekanisme, som sikrer, at effektudvekslingen ved udligning af modsatrettede ubalancer i hvert LFC-kontrolområde er nul eller begrænset til en værdi, for hvilken driftssikkerhed kan garanteres.
9.   Hvis en LFC-kontrolblok består af mere end ét LFC-kontrolområde, og reservekapaciteten af FRR samt reservekapaciteten af RR er beregnet på grundlag af ubalancer i LFC-kontrolblokken, gennemfører TSO'erne i den samme LFC-kontrolblok en proces til udligning af modsatrettede ubalancer og udveksler den maksimale effektmængde i henhold til stk. 6, med andre LFC-kontrolområder i den samme LFC-kontrolblok.
10.   Hvis en proces til udligning af modsatrettede ubalancer gennemføres for LFC-kontrolområder i andre synkrone områder, udveksler alle TSO'er den maksimale effektmængde i henhold til stk. 6, med andre TSO'er i det samme synkrone område, som deltager i denne proces til udligning af modsatrettede ubalancer.
11.   Hvis en proces til udligning af modsatrettede ubalancer gennemføres for LFC-kontrolområder, som ikke er med i den samme LFC-kontrolblok, skal alle TSO'er i de involverede LFC-kontrolblokke overholde forpligtelserne i artikel 141, stk. 5, uanset effektudvekslingen ved udligning af modsatrettede ubalancer.
Artikel 147
Proces for grænseoverskridende aktivering af FRR
1.   Reguleringsmålet for processen for grænseoverskridende aktivering af FRR er at sætte en TSO i stand til at gennemføre FRP gennem effektudveksling ved frekvensgenoprettelse mellem LFC-kontrolområder.
2.   TSO'en har ret til at gennemføre processen for grænseoverskridende aktivering af FRR for LFC-kontrolområder inden for den samme LFC-kontrolblok, mellem forskellige LFC-kontrolblokke eller mellem forskellige synkrone områder ved at indgå en aftale om grænseoverskridende aktivering af FRR.
3.   TSO'er gennemfører processen for grænseoverskridende aktivering af FRR på en måde, som ikke påvirker:
a)
stabiliteten af FCP'en i det synkrone område eller de synkrone områder, der er omfattet af processen for grænseoverskridende aktivering af FRR
b)
stabiliteten af FRP og reserveudskiftningsprocessen i hvert LFC-kontrolområde, som drives af de deltagende eller berørte TSO'er, og
c)
driftssikkerheden.
4.   TSO'er gennemfører effektudveksling ved frekvensgenoprettelse mellem LFC-kontrolområder i det samme synkrone område på mindst en af følgende måder:
a)
ved at definere en aktiv effekt via en virtuel tie-line, som skal være en del af beregningen af reguleringsfejl, når aktivering af FRR sker automatisk, og
b)
ved at justere et reguleringsprogram eller fastlægge en aktiv effekt via en virtuel tie-line mellem LFC-kontrolområder, når aktivering af FRR sker manuelt, eller
c)
ved at justere de aktive flow via HVDC-samkøringslinjer.
5.   TSO'er gennemfører effektudveksling ved frekvensgenoprettelse mellem LFC-kontrolområder i forskellige synkrone områder ved at justere det aktive flow via HVDC-samkøringslinjer.
6.   Alle TSO'er, der deltager i den samme proces for grænseoverskridende aktivering af FRR, sikrer, at summen af alle effektudvekslinger ved frekvensgenoprettelse er lig med nul.
7.   Processen for grænseoverskridende aktivering af FRR skal omfatte en alternativ mekanisme, som sikrer, at effektudvekslingen ved effektudvekslingen ved frekvensgenoprettelse i hvert LFC-kontrolområde er nul eller begrænset til en værdi, for hvilken driftssikkerhed kan garanteres.
Artikel 148
Proces for grænseoverskridende aktivering af RR
1.   Reguleringsmålet for processen for grænseoverskridende aktivering af RR er at sætte en TSO i stand til at gennemføre reserveudskiftningsprocessen gennem reguleringsprogrammet mellem LFC-kontrolområder.
2.   TSO'en har ret til at gennemføre processen for grænseoverskridende aktivering af RR for LFC-kontrolområder inden for den samme LFC-kontrolblok, mellem forskellige LFC-kontrolblokke eller mellem forskellige synkrone områder ved at indgå en aftale om grænseoverskridende aktivering af RR.
3.   TSO'er gennemfører processen for grænseoverskridende aktivering af RR på en måde, som ikke påvirker:
a)
stabiliteten af FCP'en i det synkrone område eller de synkrone områder, der er omfattet af processen for grænseoverskridende aktivering af RR
b)
stabiliteten af FRP og reserveudskiftningsprocessen i hvert LFC-kontrolområde, som drives af de deltagende eller berørte TSO'er, og
c)
driftssikkerheden.
4.   TSO'er gennemfører reguleringsprogrammet mellem LFC-kontrolområder i det samme synkrone område på mindst en af følgende måder:
a)
ved at fastlægge en aktiv effekt via en virtuel tie-line, som skal være en del af beregningen af reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse
b)
ved at justere et reguleringsprogram eller
c)
ved at justere de aktive flow via HVDC-samkøringslinjer.
5.   TSO'er gennemfører reguleringsprogrammet mellem LFC-kontrolområder i forskellige synkrone områder ved at justere det aktive flow via HVDC-samkøringslinjer.
6.   Alle TSO'er, der deltager i den samme proces for grænseoverskridende aktivering af RR, sikrer, at summen af alle reguleringsprogrammer er lig med nul.
7.   Processen for grænseoverskridende aktivering af RR skal omfatte en alternativ mekanisme, som sikrer, at reguleringsprogrammet for hvert LFC-kontrolområde er nul eller begrænset til en værdi, for hvilken driftssikkerhed kan garanteres.
Artikel 149
Generelle krav til grænseoverskridende reguleringsprocesser
1.   Alle TSO'er, der deltager i en udveksling eller deling af FRR eller RR, gennemfører en proces for grænseoverskridende aktivering af FRR eller RR, som det er relevant.
2.   I driftsaftalen for det synkrone område angiver alle TSO'er i et synkront område rollerne og ansvarsområderne for de TSO'er, der gennemfører processen til udligning af modsatrettede ubalancer, en proces for grænseoverskridende aktivering af FRR eller en proces for grænseoverskridende aktivering af RR mellem LFC-kontrolområder i forskellige LFC-kontrolblokke eller forskellige synkrone områder.
3.   I de respektive aftaler angiver alle TSO'er, der deltager i den samme proces til udligning af modsatrettede ubalancer, den samme proces for grænseoverskridende aktivering af FRR eller den samme proces for grænseoverskridende aktivering af RR, rollerne og ansvarsområderne for alle TSO'er, herunder:
a)
levering af alle inputdata, der er nødvendige til:
i)
beregningen af effektudvekslingen med hensyn til de driftsmæssige sikkerhedsgrænser og
ii)
de deltagende og berørte TSO'ers gennemførelse af driftssikkerhedsanalysen i realtid
b)
ansvaret for at beregne effektudvekslingen og
c)
gennemførelsen af driftsprocedurer med henblik på at sikre driftssikkerheden.
4.   Med forbehold af artikel 146, stk. 9, 10 og 11, og som en del af aftalerne omhandlet i artikel 122, 123 og 124, har alle TSO'er, der deltager i den samme proces til udligning af modsatrettede ubalancer, den samme proces for grænseoverskridende aktivering af FRR eller den samme proces for grænseoverskridende aktivering af RR, ret til at benytte en sekventiel fremgangsmåde ved effektudvekslingen. Den sekventielle beregning af effektudvekslingen skal sætte en gruppe of TSO'er, der driver LFC-kontrolområder eller LFC-kontrolblokke, der er forbundet af sammenkoblinger, i stand til at udveksle udligning af modsatrettede ubalancer, FRR eller RR indbyrdes inden udveksling med andre TSO'er.
Artikel 150
Underretning af TSO'er
1.   TSO'er, der har til hensigt at udøve retten til at gennemføre en proces til udligning af modsatrettede ubalancer, en proces for grænseoverskridende aktivering af FRR, en proces for grænseoverskridende aktivering af RR, udveksling af reserver eller deling af reserver, underretter senest tre måneder inden udøvelsen af denne ret de øvrige TSO'er i det samme synkrone område om:
a)
de involverede TSO'er
b)
det forventede omfang af effektudvekslingen gennem processen til udligning af modsatrettede ubalancer, processen for grænseoverskridende aktivering af FRR eller processen for grænseoverskridende aktivering af RR
c)
typen af reserver og det maksimale omfang af udveksling eller deling af reserver og
d)
tidsrammen for udveksling eller deling af reserver.
2.   Når en proces til udligning af modsatrettede ubalancer, en proces for grænseoverskridende aktivering af FRR eller en proces for grænseoverskridende aktivering af RR gennemføres for LFC-kontrolområder, der ikke er med i den samme LFC-kontrolblok, har hver TSO i de berørte synkrone områder ret til at erklære sig for en berørt TSO over for de øvrige TSO'er i det synkrone område på grundlag af en driftssikkerhedsanalyse og senest en måned efter modtagelsen af underretningen i henhold til stk. 1.
3.   Den berørte TSO har ret til:
a)
at kræve, at der fremlægges de realtidsværdier for så vidt angår effektudveksling ved udligning af modsatrettede ubalancer, effektudveksling ved frekvensgenoprettelse og reguleringsprogram, der er nødvendige for at udføre en driftssikkerhedsanalyse i realtid, og
b)
at kræve, at der gennemføres en driftsprocedure, som sætter den berørte TSO i stand til at fastlægge grænser for effektudvekslingen ved udligning af modsatrettede ubalancer, effektudvekslingen ved frekvensgenoprettelse og reguleringsprogrammet mellem de respektive LFC-kontrolområder, på grundlag af en driftssikkerhedsanalyse i realtid.
Artikel 151
Infrastruktur
1.   Alle TSO'er vurderer, hvilken teknisk infrastruktur der er nødvendig for at implementere og gennemføre de processer, der er omhandlet i artikel 140, og som anses for kritiske i henhold til sikkerhedsplanen omhandlet i artikel 26.
2.   I driftsaftalen for det synkrone område angiver alle TSO'er i et synkront område minimumskrav vedrørende tilgængelighed, pålidelighed og redundans af den tekniske infrastruktur omhandlet i stk. 1, herunder:
a)
nøjagtigheden, opløsningen, tilgængeligheden og redundansen af målinger af aktiv effekt og virtuel tie-line
b)
tilgængeligheden og redundansen af digitale reguleringssystemer
c)
tilgængeligheden og redundansen af kommunikationsinfrastruktur og
d)
kommunikationsprotokoller.
3.   I driftsaftalen for LFC-kontrolblok angiver alle TSO'er i en LFC-kontrolblok yderligere krav vedrørende tilgængelighed, pålidelighed og redundans af den tekniske infrastruktur.
4.   Hver TSO i et LFC-kontrolområde skal:
a)
sikre, at beregningen af reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse er af tilstrækkelig kvalitet og tilgængelighed
b)
udføre kvalitetsovervågning i realtid af beregningen af reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse
c)
træffe foranstaltninger i tilfælde af forkert beregning af reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse og
d)
hvis reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse påvises ved hjælp af ACE, udføre en efterfølgende kvalitetsovervågning af beregningen af reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse ved at sammenligne reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse med referenceværdier mindst en gang om året.
AFSNIT 4
GENNEMFØRELSE AF LAST-FREKVENSREGULERING
Artikel 152
Systemtilstande vedrørende systemfrekvens
1.   TSO'en driver sit systemområde med tilstrækkelige opadgående og nedadgående reserver af aktiv effekt, som kan omfatte delte eller udvekslede reserver, for at imødegå ubalance mellem udbud og efterspørgsel i systemområdet. TSO'en regulerer reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse som fastsat i artikel 143 med henblik på at opnå den krævede frekvenskvalitet inden for det synkrone område i samarbejde med TSO'erne i det samme synkrone område.
2.   TSO'en overvåger produktion og udveksling af planer i næsten realtid samt flow, indfødninger til og aftag fra knudepunkter og andre parametre inden for systemområdet, som er relevante for at imødegå risikoen for frekvensafvigelse, og træffer i samarbejde med andre TSO'er i det synkrone område foranstaltninger for at begrænse deres negative virkninger på balancen mellem produktion og forbrug.
3.   Alle TSO'er i et synkront område beskriver realtidsdataudveksling i henhold til artikel 42, herunder:
a)
transmissionssystemets systemtilstand i henhold til artikel 18 og
b)
realtidsmåledata for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse i LFC-kontrolblokkene og LFC-kontrolområderne i det synkrone område.
4.   Monitoren for det synkrone område fastlægger systemtilstanden med hensyn til systemfrekvensen i henhold til artikel 18, stk. 1 og 2.
5.   Monitoren for det synkrone område sikrer, at alle TSO'er i alle synkrone områder underrettes, hvis systemfrekvensafvigelsen opfylder et af kriterierne for alarmtilstand omhandlet i artikel 18.
6.   I driftsaftalen for det synkrone område fastlægger alle TSO'er i et synkront område fælles regler for gennemførelsen af last-frekvensregulering i normal tilstand og alarmtilstand.
7.   I driftsaftalen for det synkrone område fastlægger alle TSO'er i de synkrone områder GB og IE/NI driftsprocedurer for tilfælde, hvor FCR er udtømte. I disse driftsprocedurer har TSO'erne i et synkront område ret til at kræve ændring af produktionen eller forbruget af aktiv effekt på produktionsanlæg og forbrugsenheder.
8.   I driftsaftalen for LFC-kontrolblokken fastlægger TSO'erne i en LFC-kontrolblok driftsprocedurer for tilfælde, hvor FRR eller RR er udtømte. I disse driftsprocedurer har TSO'erne i en LFC-kontrolblok ret til at kræve ændring af produktionen eller forbruget af aktiv effekt på produktionsanlæg og forbrugsenheder.
9.   TSO'erne i en LFC-kontrolblok tilstræber at undgå reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse, som varer længere tid end frekvensgenoprettelsen.
10.   I driftsaftalen for det synkrone område angiver alle TSO'er i et synkront område driftsprocedurerne for de tilfælde, hvor alarmtilstand aktiveres på grund af overskridelse af systemfrekvensgrænserne. Driftsprocedurerne har til formål at reducere systemfrekvensafvigelsen med henblik på at gendanne systemtilstanden til normal tilstand og begrænse risikoen for nødtilstand. I driftsprocedurerne gives TSO'erne ret til at fravige forpligtelsen i artikel 143, stk. 1.
11.   Hvis systemtilstanden er i alarmtilstand som følge af utilstrækkelige reserver af aktiv effekt i henhold til artikel 18, træffer TSO'erne i de berørte LFC-kontrolblokke i tæt samarbejde med de øvrige TSO'er i det synkrone område og TSO'erne i andre synkrone områder foranstaltninger for at genoprette og erstatte de nødvendige niveauer af reserver af aktiv effekt. Til dette formål har TSO'erne i en LFC-kontrolblok ret til at kræve ændring af produktionen eller forbruget af aktiv effekt på produktionsanlæg og forbrugsenheder inden for deres systemområde med henblik på at mindske eller afhjælpe overskridelsen af kravene vedrørende reserver af aktiv effekt.
12.   Hvis gennemsnittet af reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse over et minut for en LFC-kontrolblok overstiger niveau 2-intervallet for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse som minimum i det tidsrum, der er nødvendigt for at genoprette frekvensen, og hvis TSO'erne i en LFC-kontrolblok ikke forventer, at reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse vil blive tilstrækkeligt reduceret ved hjælp af foranstaltningerne i stk. 15, har TSO'erne ret til at kræve ændring af produktionen eller forbruget af aktiv effekt på produktionsanlæg og forbrugsenheder inden for deres områder med henblik på at reducere reguleringsfejlen ved frekvensgenoprettelse som anført i stk. 16.
13.   For de synkrone områder CE og Norden, hvis reguleringsfejlen ved frekvensgenoprettelse i en LFC-kontrolblok overstiger 25 % af referencehændelsen i det synkrone område i mere end 30 sammenhængende minutter, og hvis TSO'erne i den pågældende LFC-kontrolblok ikke forventer, at reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse vil blive tilstrækkeligt reduceret ved hjælp af de foranstaltninger, der er truffet i henhold til stk. 15, kræver TSO'erne ændring af produktionen eller forbruget af aktiv effekt på produktionsanlæg og forbrugsenheder inden for deres områder med henblik på at nedbringe reguleringsfejlen ved frekvensgenoprettelse som anført i stk. 16.
14.   Monitoren for LFC-kontrolblokken er ansvarlig for at påpege overskridelse af grænserne i stk. 12 og 13 og:
a)
underretter de øvrige TSO'er i LFC-kontrolblokken og
b)
træffer sammen med TSO'erne i LFC-kontrolblokken koordinerede foranstaltninger for at nedbringe reguleringsfejlen ved frekvensgenoprettelse, som skal angives i driftsaftalen for LFC-kontrolblokken.
15.   For tilfælde omhandlet i stk. 11-13 angiver TSO'erne i hvert synkront område de foranstaltninger, der skal træffes for, at TSO'erne i en LFC-kontrolblok aktivt kan nedbringe frekvensafvigelsen gennem grænseoverskridende aktivering, i driftsaftalen for det synkrone område. For tilfælde omhandlet i stk. 11-13 træffer TSO'erne i det synkrone område foranstaltninger for at sætte TSO'erne i den berørte LFC-kontrolblok i stand til at nedbringe deres reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse.
16.   I driftsaftalen for LFC-kontrolblokken angiver TSO'erne i en LFC-kontrolblok de foranstaltninger, der skal træffes for at nedbringe reguleringsfejlen ved frekvensgenoprettelse ved hjælp af ændringer af produktionen eller forbruget af aktiv effekt på produktionsanlæg og forbrugsenheder inden for deres område.
AFSNIT 5
FREKVENSKONTROLRESERVER
Artikel 153
Dimensionering af FCR
1.   Alle TSO'er i et synkront område fastlægger mindst én gang om året den reservekapacitet af FCR, der kræves til det synkrone område, og hver TSO's oprindelige FCR-forpligtelse i overensstemmelse med stk. 2.
2.   Alle TSO'er i et synkront område angiver dimensioneringsregler i driftsaftalen for det synkrone område i overensstemmelse med følgende kriterier:
a)
den reservekapacitet af FCR, der kræves til det synkrone område, skal dække mindst referencehændelsen og, for de synkrone områder CE og Norden, resultaterne af den sandsynlighedsbaserede metode til dimensionering af FCR, der er benyttet i henhold til litra c)
b)
referencehændelsens omfang fastlægges i overensstemmelse med følgende betingelser:
i)
for det synkrone område CE er referencehændelsen 3 000 MW i positiv retning og 3 000 MW i negativ retning
ii)
for de synkrone områder GB, IE/NI og Norden er referencehændelsen den største ubalance, der kan opstå som følge af en øjeblikkelig ændring af aktiv effekt for eksempelvis en enkelt produktionsenhed, et enkelt forbrugsanlæg eller en enkelt HVDC-samkøringslinje eller fra udløsning af en vekselstrømslinje, eller den er det maksimale øjeblikkelige forbrugstab af aktiv effekt som følge af udløsningen af et eller to tilslutningspunkter. Referencehændelsen fastlægges særskilt for den positive og negative retning
c)
for de synkrone områder CE og Norden har alle TSO'er i det synkrone område ret til at fastlægge en sandsynlighedsbaseret metode til dimensionering af FCR under hensyntagen til mønstret for forbrug, produktion og inerti, herunder syntetisk inerti, samt de tilgængelige midler til i realtidsdrift at sørge for minimumsinerti i overensstemmelse med den metode, der er omhandlet i artikel 39, med det formål at nedbringe sandsynligheden for utilstrækkelige FCR til højst én gang hvert 20. år, og
d)
de dele af reservekapaciteten af FCR, der kræves til hver TSO som oprindelig FCR-forpligtelse, fastlægges på grundlag af summen af nettoproduktionen og -forbruget i TSO'ens systemområde divideret med summen af nettoproduktionen og -forbruget i det synkrone område over en periode på et år.
Artikel 154
Tekniske minimumskrav til FCR
1.   TSO'en, der tilslutter reserver, sikrer, at FCR opfylder de egenskaber, der er anført for det synkrone område i tabellen i bilag V.
2.   I driftsaftalen for det synkrone område har alle TSO'er i et synkront område ret til at angive fælles yderligere egenskaber for de FCR, der kræves for at sikre driftssikkerhed i det synkrone område, ved hjælp af et sæt tekniske parametre og inden for intervallerne i artikel 15, stk. 2, litra d), i forordning (EU) 2016/631 og artikel 27 og 28 i forordning (EU) 2016/1388. Disse fælles yderligere egenskaber for FCR skal tage højde for det synkrone områdes installerede kapacitet, struktur samt forbrugs- og produktionsmønster. TSO'erne anvender en overgangsperiode i forbindelse med indførelsen af yderligere egenskaber, som fastlægges efter høring af de berørte leverandører af FCR.
3.   Den TSO, der tilslutter reserver, har ret til at angive yderligere krav for grupper, der leverer FCR inden for intervallerne i artikel 15, stk. 2, litra d), i forordning (EU) 2016/631 og artikel 27 og 28 i forordning (EU) 2016/1388. Disse yderligere krav fastlægges på grundlag af tekniske betingelser, som f.eks. den geografiske fordeling af produktionsanlæg eller forbrugsenheder i en gruppe, der leverer FCR. Leverandøren af FCR sikrer, at det er muligt at overvåge aktivering af FCR, der foretages af enheder, der leverer FCR inden for en gruppe.
4.   Den TSO, der tilslutter reserver, har ret til at udelukke grupper, der leverer FCR, fra leveringen af FCR af hensyn til driftssikkerheden. Denne udelukkelse baseres på tekniske betingelser, som f.eks. den geografiske fordeling af produktionsanlæg eller forbrugsenheder i en gruppe, der leverer FCR.
5.   Hver enhed og hver gruppe, der leverer FCR, har kun én TSO, der tilslutter reserver.
6.   Hver enhed og hver gruppe, der leverer FCR, overholder de egenskaber, der kræves for FCR i tabellen i bilag V, og yderligere egenskaber, der kræves for FCR i henhold til stk. 2 og 3, og aktiverer de aftalte FCR ved hjælp af en proportional regulator, der reagerer på frekvensafvigelser, eller alternativt på grundlag af en monoton stykvis lineær effektfrekvens i tilfælde af relæaktiverede FCR. De skal kunne aktivere FCR inden for de frekvensintervaller, der er anført i 
artikel 13, stk. 1
, i forordning (EU) 2016/631.
7.   Hver TSO i det synkrone område CE sikrer, at kombinerede reaktion af FCR i et LFC-kontrolområde overholder følgende krav:
a)
aktiveringen af FCR må ikke forsinkes kunstigt og påbegyndes så hurtigt som muligt efter en frekvensafvigelse
b)
i tilfælde af en frekvensafvigelse, der er lig med eller større end 200 mHz, skal mindst 50 % af den fulde kapacitet af FCR leveres senest efter 15 sekunder
c)
i tilfælde af en frekvensafvigelse, der er lig med eller større end 200 mHz, skal 100 % af den fulde kapacitet af FCR leveres inden for 30 sekunder
d)
i tilfælde af en frekvensafvigelse, der er lig med eller større end 200 mHz, skal aktiveringen af den fulde kapacitet af FCR mindst stige lineært fra 15 til 30 sekunder, og
e)
i tilfælde af en frekvensafvigelse, der er mindre end 200 mHz, skal de relaterede aktiverede FCR være mindst proportional med den tidsmæssige adfærd, der er anført i litra a)-d).
8.   TSO'en, der tilslutter reserver, overvåger sit bidrag til FCP'en og aktivering af FCR med hensyn til TSO'ens FCR-forpligtelse, herunder enheder og grupper, der leverer FCR. Hver leverandør af FCR fremsender for hver af sine enheder og grupper, der leverer FCR, mindst følgende oplysninger til den TSO, der tilslutter reserver:
a)
den tidsstemplede status, som angiver om FCR er til eller fra
b)
tidsstemplede data om aktiv effekt, som er nødvendige for at bekræfte aktiveringen af FCR, herunder tidsstemplet øjeblikkelig aktiv effekt
c)
regulatorens statik (negativ hældning) for produktionsanlæg type C og type D som defineret i artikel 5 i forordning (EU) 2016/631, der fungerer som enheder, der leverer FCR, eller dens ækvivalente parameter for grupper, der leverer FCR, som består af produktionsanlæg af type A og/eller type B som defineret i artikel 5 i forordning (EU) 2016/631, og/eller forbrugsenheder med efterspørgselsreaktion vedrørende regulering af aktiv effekt som defineret i artikel 28 i forordning (EU) 2016/1388.
9.   Hver leverandør af FCR har ret til at aggregere de respektive data for mere end én enhed, der leverer FCR, hvis den maksimale effekt for de aggregerede enheder er under 1,5 MW, og aktiveringen af FCR kan verificeres entydigt.
10.   Efter anmodning fra den TSO, der tilslutter reserver, stiller leverandøren af FCR de oplysninger, der er anført i stk. 9, til rådighed i realtid med en tidsopløsning på mindst 10 sekunder.
11.   Efter anmodning fra den TSO, der tilslutter reserver, og når det er nødvendigt for at verificere aktiveringen af FCR, fremsender leverandøren af FCR de i stk. 9 omhandlede data vedrørende tekniske installationer, som er en del af den samme enhed, der leverer FCR.
Artikel 155
Prækvalifikationsproces for FCR
1.   Senest 12 måneder efter denne forordnings ikrafttræden udvikler TSO'en en prækvalifikationsproces for FCR og offentliggør detaljerne om denne prækvalifikationsproces.
2.   En potentiel leverandør af FCR dokumenterer over for den TSO, der tilslutter reserver, at denne overholder de tekniske krav og de yderligere krav, der er fastsat i artikel 154, ved med et vellykket resultat at gennemføre prækvalifikationsprocessen for enheder eller grupper, der potentielt kan levere FCR, omhandlet denne artikels stk. 3-6.
3.   En potentiel leverandør af FCR indgiver en formel ansøgning til den relevante TSO, der tilslutter reserver, sammen med de krævede oplysninger om enheder eller grupper, der potentielt kan levere FCR. Senest otte uger efter modtagelse af ansøgningen bekræfter den TSO, der tilslutter reserver, om ansøgningen er fuldstændig. Hvis den TSO, der tilslutter reserver, ikke mener, at ansøgningen er fuldstændig, fremsender den potentielle leverandør af FCR de yderligere oplysninger, der anmodes om, senest fire uger efter modtagelsen af en sådan anmodning om yderligere oplysninger. Hvis den potentielle leverandør af FCR ikke fremsender de pågældende oplysninger inden denne frist, anses ansøgningen for trukket tilbage.
4.   Senest tre måneder efter at have bekræftet, at ansøgningen er fuldstændig, evaluerer den TSO, der tilslutter reserver, de fremlagte oplysninger og beslutter, om de enheder eller grupper, der potentielt kan levere FCR, opfylder kriterierne for prækvalifikation af FCR. Den TSO, der tilslutter reserver, meddeler sin beslutning til den potentielle leverandør af FCR.
5.   Hvis den TSO, der tilslutter reserver, allerede har verificeret overensstemmelsen med bestemte krav i denne forordning, anerkendes dette i prækvalifikationen.
6.   Kvalifikationen af enheder eller grupper, der leverer FCR, tages op til fornyet overvejelse:
a)
mindst hvert femte år
b)
i tilfælde af ændring af de tekniske krav og krav til tilgængelighed af udstyret og
c)
i tilfælde af modernisering af det udstyr, der er tilknyttet aktivering af FCR.
Artikel 156
Levering af FCR
1.   TSO'en sikrer som minimum tilgængeligheden af de FCR-forpligtelser, der er aftalt mellem alle TSO'er i det samme synkrone område i henhold til artikel 153, 163, 173 og 174.
2.   Alle TSO'er i et synkront område fastlægger mindst årligt størrelsen af K-faktoren for det synkrone område under hensyntagen til mindst følgende faktorer:
a)
reservekapaciteten af FCR delt med den maksimale frekvensafvigelse i stabil driftstilstand
b)
den automatiske produktionsregulering
c)
selvreguleringen af forbruget under hensyntagen til bidraget i overensstemmelse med artikel 27 og 28 i forordning (EU) 2016/1388
d)
frekvensrespons fra HVDC-samkøringslinjer som omhandlet i artikel 172 og
e)
aktivering af LFSM- og FSM-tilstand i henhold til artikel 13 og 15 i forordning (EU) 2016/631.
3.   Alle TSO'er i et synkront område, der består af mere end ét LFC-kontrolområde, fastlægger i driftsaftalen for det synkrone område andelene af K-faktoren for hvert LFC-kontrolområde, som baseres på mindst:
a)
de oprindelige FCR-forpligtelser
b)
automatisk produktionsregulering
c)
selvregulering af forbruget
d)
frekvenskobling via HVDC mellem synkrone områder
e)
udveksling af FCR.
4.   En leverandør af FCR garanterer kontinuerlig tilgængelighed af FCR med undtagelse af en tvunget afbrydelse af en enhed, der leverer FCR, inden for den periode, hvor denne er forpligtet til at levere FCR.
5.   Hver leverandør af FCR underretter så hurtigt som muligt den TSO, der tilslutter reserver, om ændringerne i den faktiske tilgængelighed af den enhed eller gruppe, der leverer FCR, som helt eller delvist er relevant for prækvalifikationsresultaterne.
6.   TSO'en sikrer eller kræver, at leverandøren sikrer, at tabet af en enhed, der leverer FCR, ikke bringer driftssikkerheden i fare, ved at:
a)
begrænse den del af FCR, der leveres af hver enhed, som leverer FCR, til 5 % af den reservekapacitet af FCR, der kræves for hvert af hele de synkrone områder CE og Norden
b)
udelukke FCR, der leveres af den enhed, der fastlægger referencehændelsen for det synkrone område ud fra dimensioneringsprocessen for de synkrone områder GB, IE/NI og Norden og
c)
erstatte de FCR, der ikke er tilgængelige på grund af en tvunget afbrydelse eller den manglende tilgængelighed af en enhed eller gruppe, der leverer FCR, så hurtigt som teknisk muligt og i overensstemmelse med de betingelser, der fastlægges af den TSO, der tilslutter reserver.
7.   En enhed eller en gruppe, der leverer FCR med en energibeholdning, der ikke begrænser dennes kapacitet til at levere FCR, aktiverer sine FCR, så længere frekvensafvigelsen varer. For de synkrone områder GB og IE/NI aktiverer en enhed eller en gruppe, der leverer FCR med en energibeholdning, der ikke begrænser dennes kapacitet til at levere FCR, sine FCR, indtil den aktiverer sine FRR, eller i den periode, der er anført i driftsaftalen for det synkrone område.
8.   En enhed eller en gruppe, der leverer FCR med en energibeholdning, der begrænser dennes kapacitet til at levere FCR, aktiverer sine FCR, så længere frekvensafvigelsen varer, medmindre energibeholdningen udtømmes i positiv eller negativ retning. For de synkrone områder GB og IE/NI aktiverer en enhed eller en gruppe, der leverer FCR med en energibeholdning, der begrænser dennes kapacitet til at levere FCR, sine FCR, indtil den aktiverer sine FRR, eller i den periode, der er anført i driftsaftalen for det synkrone område.
9.   For de synkrone områder CE og Norden sikrer hver leverandør af FCR, at FCR fra den enhed eller gruppe, der leverer FCR, som har begrænsede energibeholdning, kontinuerligt er tilgængelige i normal tilstand. For de synkrone områder CE og Norden sikrer hver leverandør af FCR, ved udløsning af alarmtilstand og i alarmtilstand, at FCR fra dennes enheder eller grupper, som har begrænsede energibeholdninger, er i stand til fuldt ud at aktivere FCR kontinuerligt i en periode fastsat i henhold til stk. 10 og 11. Hvis en periode ikke er fastsat i henhold til stk. 10 og 11, sikrer hver leverandør af FCR i alarmtilstand, at FCR fra dennes enheder eller grupper, der leverer FCR, som har begrænsede energibeholdninger, er i stand til fuldt ud at aktivere FCR kontinuerligt i mindst 15 minutter eller, hvis der er tale om frekvensafvigelser, som er mindre end en frekvensafvigelse, der kræver fuld aktivering af FCR, i et tilsvarende tidsrum eller i en periode fastsat af hver TSO, som ikke må være længere end 30 minutter eller kortere end 15 minutter.
10.   For de synkrone områder CE og Norden udarbejder alle TSO'er et forslag vedrørende den minimumsaktiveringstid, der skal sikres af leverandører af FCR. Den fastsatte periode må ikke være længere end 30 minutter eller kortere end 15 minutter. I forslaget indgår resultaterne af cost-benefit-analysen udført i stk. 11 fuldt ud.
11.   Senest seks måneder efter denne forordnings ikrafttræden foreslår TSO'erne i de synkrone områder CE og Norden antagelser og metoder for en cost-benefit-analyse, der skal udføres med henblik på at vurdere den periode, der er nødvendigt, for at enheder eller grupper, der leverer FCR, som har begrænsede energibeholdninger, kan forblive tilgængelige i alarmtilstand. Senest 12 måneder efter godkendelse af antagelserne og metoderne hos alle de regulerende myndigheder i den berørte region indgiver TSO'erne i de synkrone områder CE og Norden resultaterne af deres cost-benefit-analyse til de berørte regulerende myndigheder med forslag til en periode, der ikke må være længere end 30 minutter eller kortere end 15 minutter. Cost-benefit-analysen skal som minimum omhandle:
a)
erfaringer opnået med forskellige tidsrammer og andele af nye teknologier i forskellige LFC-kontrolblokke
b)
indvirkningen af en fastsat periode på de samlede omkostninger til FCR i det synkrone område
c)
indvirkningen af en fastsat periode på systemstabilitetsrisikoen, navnlig gennem langvarige eller gentagne frekvenshændelser
d)
indvirkningen på systemstabilitetsrisikoen og de samlede omkostninger til FCR, hvis den samlede mængde FCR stiger
e)
indvirkningen af teknologiske fremskridt på omkostningerne til tilgængelighedsperioder for FCR fra enheder eller grupper, der leverer FCR, som har begrænsede energibeholdninger.
12.   Leverandøren af FCR angiver begrænsningerne for energibeholdningen hos de enheder eller grupper, der leverer FCR, i prækvalifikationsprocessen i henhold til artikel 155.
13.   En leverandør af FCR, som bruger enheder eller grupper, der leverer FCR, som har en energibeholdning, der begrænser deres kapacitet til at levere FCR, sikrer, at energibeholdninger gendannes positiv eller negative retning i overensstemmelse med følgende kriterier:
a)
for de synkrone områder GB og IE/NI benytter leverandøren af FCR de metoder, der er anført i driftsaftalen for det synkrone område
b)
for de synkrone områder CE og Norden sikrer leverandøren af FCR, at energibeholdninger gendannes så hurtigt som muligt senest to timer efter alarmtilstandens ophør.
AFSNIT 6
FREKVENSGENOPRETTELSESRESERVER
Artikel 157
Dimensionering af FRR
1.   Alle TSO'er i en LFC-kontrolblok fastsætter reglerne for dimensionering af frekvensgenoprettelsesreserver i driftsaftalen for LFC-kontrolblokken.
2.   Reglerne for dimensionering af FRR skal som minimum indeholde følgende:
a)
alle TSO'er i en LFC-kontrolblok i de synkrone områder CE og Norden fastlægger den krævede reservekapacitet af FRR i LFC-kontrolblokken på grundlag af sammenhængende historiske fortegnelser, som dækker mindst de historiske ubalanceværdier for LFC-kontrolblokken. Stikprøven af disse historiske fortegnelser skal som minimum dække frekvensgenoprettelsestiden. Den periode, der er omfattet af disse fortegnelser, skal være repræsentativ og omfatte en periode på mindst et helt år, som tidligst slutter seks måneder inden beregningsdatoen
b)
alle TSO'er i en LFC-kontrolblok i de synkrone områder CE og Norden fastlægger den reservekapacitet af FRR i LFC-kontrolblokken, som er tilstrækkelig til at overholde målparametrene for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse i artikel 128 for det tidsrum, der er omhandlet i litra a), på grundlag af en sandsynlighedsbaseret metode. Når TSO'erne anvender denne sandsynlighedsbaserede metode, tager de højde for de begrænsninger, der er fastsat i aftalerne om deling eller udveksling af reserver som følge af mulige brud på driftssikkerheden og kravene til tilgængelighed af FRR. Alle TSO'er i en LFC-kontrolblok tager hensyn til forventede betydelige ændringer i fordelingen af ubalancer i LFC-kontrolblokken eller andre relevante bestemmende faktors i forhold til den undersøgte periode
c)
alle TSO'er i en LFC-kontrolblok bestemmer forholdet mellem automatiske FRR, manuelle FRR, den fulde aktiveringstid for automatiske FRR og den fulde aktiveringstid for manuelle FRR med henblik på at opfylde kravet i litra b). Til dette formål må den fulde aktiveringstid for automatiske FRR i en LFC-kontrolblok og den fulde aktiveringstid for manuelle FRR i LFC-kontrolblokken ikke være længere end frekvensgenoprettelsestiden
d)
TSO'erne i en LFC-kontrolblok fastsætter størrelsen af den referencehændelse, som er den største ubalance, der kan opstå som følge af en øjeblikkelig ændring af aktiv effekt på en enkelt produktionsenhed, på et enkelt forbrugsanlæg eller i en enkelt HVDC-samkøringslinje eller fra udløsning af en vekselstrømslinje inden for LFC-kontrolblokken
e)
alle TSO'er i en LFC-kontrolblok fastsætter den positive reservekapacitet af FRR, som ikke må være mindre end den positive dimensionerende hændelse i LFC-kontrolblokken
f)
alle TSO'er i en LFC-kontrolblok fastsætter den negative reservekapacitet af FRR, som ikke må være mindre end den negative dimensionerende hændelse i LFC-kontrolblokken
g)
alle TSO'er i en LFC-kontrolblok fastsætter reservekapaciteten af FRR i en LFC-kontrolblok, mulige geografiske begrænsninger for dens fordeling inden for LFC-kontrolblokken og mulige geografiske begrænsninger for udveksling af reserver eller deling af reserver med andre LFC-kontrolblokke med henblik på at overholde driftssikkerhedsgrænserne
h)
alle TSO'er i en LFC-kontrolblok sikrer, at den positive reservekapacitet af FRR eller en kombination af reservekapacitet af FRR og RR er tilstrækkelig til at dække de positive ubalancer i LFC-kontrolblokken i mindst 99 % af tiden, på grundlag af de historiske fortegnelser omhandlet i litra a)
i)
alle TSO'er i en LFC-kontrolblok sikrer, at den negative reservekapacitet af FRR eller en kombination af reservekapacitet af FRR og RR er tilstrækkelig til at dække de negative ubalancer i LFC-kontrolblokken i mindst 99 % af tiden, på grundlag af de historiske fortegnelser omhandlet i litra a)
j)
alle TSO'er i en LFC-kontrolblok kan reducere den positive reservekapacitet af FRR i LFC-kontrolblokken, der følger af processen for dimensionering af FRR, ved at indgå en aftale om deling af FRR med andre LFC-kontrolblokke i overensstemmelse med bestemmelserne i afsnit 8. Følgende krav gælder for denne aftale om deling:
i)
for de synkrone områder CE og Norden begrænses reduktionen af den positive reservekapacitet af FRR i en LFC-kontrolblok til differencen, hvis den er positiv, mellem størrelsen af den positive dimensionerende hændelse og den reservekapacitet af FRR, der kræves for at dække de positive ubalancer i LFC-kontrolblokke i 99 % af tiden, på grundlag af de historiske fortegnelser omhandlet i litra a). Reduktionen af den positive reservekapacitet må ikke overstige 30 % af størrelsen af den positive dimensionerende hændelse
ii)
for de synkrone områder GB og IE/NI vurderes den positive reservekapacitet af FRR og risikoen for manglende levering som følge af deling løbende af TSO'erne i LFC-kontrolblokken
k)
alle TSO'er i en LFC-kontrolblok kan reducere den negative reservekapacitet af FRR i LFC-kontrolblokken, der følger af processen for dimensionering af FRR, ved at indgå en aftale om deling af FRR med andre LFC-kontrolblokke i overensstemmelse med bestemmelserne i afsnit 8. Følgende krav gælder for denne aftale om deling:
i)
for de synkrone områder CE og Norden begrænses reduktionen af den negative reservekapacitet af FRR i en LFC-kontrolblok til differencen, hvis den er positiv, mellem størrelsen af den negative dimensionerende hændelse og den reservekapacitet af FRR, der kræves for at dække de negative ubalancer i LFC-kontrolblokke i 99 % af tiden, på grundlag af de historiske fortegnelser omhandlet i litra a)
ii)
for de synkrone områder GB og IE/NI vurderes den negative reservekapacitet af FRR og risikoen for manglende levering som følge af deling løbende af TSO'erne i LFC-kontrolblokken.
3.   Alle TSO'er i en LFC-kontrolblok, hvor LFC-kontrolblokken består af mere end én TSO, fastlægger i driftsaftalen for LFC-kontrolblokken den specifikke fordeling af ansvaret mellem TSO'erne i LFC-kontrolområderne for opfyldelsen af forpligtelserne i stk. 2.
4.   Alle TSO'er i en LFC-kontrolblok skal til enhver tid have tilstrækkelig reservekapacitet af FRR i overensstemmelse med reglerne for dimensionering af FRR. I driftsaftalen for LFC-kontrolblokken angiver TSO'erne i en LFC-kontrolblok eskaleringsproceduren for tilfælde, hvor der er alvorlig risiko for, at reservekapaciteten af FRR er utilstrækkelig i LFC-kontrolblokken.
Artikel 158
Tekniske minimumskrav til FRR
1.   De tekniske minimumskrav til FRR er følgende:
a)
hver enhed og hver gruppe, der leverer FRR, må kun være tilsluttet én TSO, der tilslutter reserver
b)
en enhed eller gruppe, der leverer FRR, aktiverer FRR i overensstemmelse med det referencepunkt, der er modtaget fra den reserveinstruerende TSO
c)
den reserveinstruerende TSO er den TSO, der tilslutter reserver, eller en TSO udpeget af den TSO, der tilslutter reserver, i en aftale om udveksling af FRR i henhold til artikel 165, stk. 3, eller artikel 171, stk. 4
d)
en enhed eller gruppe, der leverer FRR til automatiske FRR, har en forsinkelse på aktivering af automatiske FRR på højst 30 sekunder
e)
en leverandør af FRR sikrer, at det er muligt at overvåge aktivering af FRR, der foretages af enheder, der leverer FRR inden for en gruppe. Til det formål skal leverandøren af FRR kunne forsyne den TSO, der tilslutter reserver, og den reserveinstruerende TSO med realtidsmålinger af tilslutningspunktet eller et andet interaktionspunkt aftalt med den TSO, der tilslutter reserver, vedrørende:
i)
det tidsstemplede planlagte output af aktiv effekt
ii)
den tidsstemplede øjeblikkelige aktive effekt for:
—
hver enhed, der leverer FRR
—
hver gruppe, der leverer FRR og
—
hver produktionsenhed eller hver forbrugsenhed i en gruppe, der leverer FRR, med et maksimalt output af aktiv effekt, der er større end eller lig med 1,5 MW
f)
en enhed eller gruppe, der leverer FRR til automatiske FRR, skal kunne aktivere hele sin reservekapacitet af FRR inden for den fulde aktiveringstid for automatiske FRR
g)
en enhed eller gruppe, der leverer FRR til manuelle FRR, skal kunne aktivere hele sin reservekapacitet af manuelle FRR inden for den fulde aktiveringstid for manuelle FRR
h)
en leverandør af FRR skal opfylde kravene til tilgængelighed af FRR og
i)
en enhed eller gruppe, der leverer FRR, skal opfylde LFC-kontrolblokkens krav til rampinghastighed.
2.   Alle TSO'er i en LFC-kontrolblok angiver krav til tilgængelighed af FRR og krav vedrørende reguleringskvaliteten for enheder og grupper, der leverer FRR til deres LFC-kontrolblok, i driftsaftalen for LFC-kontrolblokken i henhold til artikel 119.
3.   Den TSO, der tilslutter reserver, vedtager de tekniske krav vedrørende tilslutning af enheder og grupper, der leverer FRR, med henblik på at garantere sikker levering af FRR.
4.   Hver leverandør af FRR:
a)
sikrer, at leverandørens enheder og grupper, der leverer FRR, opfylder de tekniske minimumskrav til FRR, kravene til tilgængelighed af FRR og kravene til rampinghastighed i stk. 1-3 og
b)
informerer så hurtigt som muligt sin reserveinstruerende TSO om en reduktion af den faktiske tilgængelighed af leverandørens enhed eller gruppe, der leverer FRR, eller af en del af leverandørens gruppe, der leverer FRR.
5.   Hver reserveinstruerende TSO sikrer, at det overvåges, at dennes enheder og grupper, der leverer FRR, overholder de tekniske minimumskrav til FRR i stk. 1, kravene til tilgængelighed af FRR i stk. 2, kravene til rampinghastighed i stk. 1, og tilslutningskravene i stk. 3.
Artikel 159
Prækvalifikationsproces for FRR
1.   Senest 12 måneder efter denne forordnings ikrafttræden udvikler TSO'en en prækvalifikationsproces for FRR og præciserer og offentliggør detaljer herom.
2.   En potentiel leverandør af FRR dokumenterer over for den TSO, der tilslutter reserver, eller den TSO, der er udpeget af den TSO, der tilslutter reserver i aftalen om udveksling af FRR, at denne overholder de tekniske minimumskrav til FRR i artikel 158, stk. 1, kravene til tilgængelighed af FRR i artikel 158, stk. 2, kravene til rampinghastighed i artikel 158, stk. 1, og tilslutningskravene i artikel 158, stk. 3, ved med et vellykket resultat at gennemføre prækvalifikationsprocessen for enheder eller grupper, der potentielt kan levere FRR, omhandlet denne artikels stk. 3-6.
3.   En potentiel leverandør af FRR indgiver en formel ansøgning til den relevante TSO, der tilslutter reserver, sammen med de krævede oplysninger om enheder eller grupper, der potentielt kan levere FRR. Senest otte uger efter modtagelse af ansøgningen bekræfter den TSO, der tilslutter reserver, eller den udpegede TSO, om ansøgningen er fuldstændig. Hvis den TSO, der tilslutter reserver, eller den udpegede TSO, ikke mener, at ansøgningen er fuldstændig, fremsender den potentielle leverandør af FRR de yderligere oplysninger, der anmodes om, senest fire uger efter modtagelsen af en sådan anmodning om yderligere oplysninger. Hvis den potentielle leverandør af FRR ikke fremsender de pågældende oplysninger inden denne frist, anses ansøgningen for trukket tilbage.
4.   Inden tre måneder efter at have bekræftet, at ansøgningen er fuldstændig, evaluerer den TSO, der tilslutter reserver, eller den udpegede TSO de fremlagte oplysninger og beslutter, om de enheder eller grupper, der potentielt kan levere FRR, opfylder kriterierne for prækvalifikation af FRR. Den TSO, der tilslutter reserver, eller den udpegede TSO meddeler sin beslutning til den potentielle leverandør af FRR.
5.   Den kvalifikation af enheder eller grupper, der leverer FRR, som den TSO, der tilslutter reserver, eller den udpegede TSO vedtager, er gældende for hele LFC-kontrolblokken.
6.   Kvalifikationen af enheder eller grupper, der leverer FRR, tages op til fornyet overvejelse:
a)
mindst hvert femte år og
b)
i tilfælde af ændring af de tekniske krav og krav til tilgængelighed af udstyret.
7.   Af hensyn til driftssikkerheden har den TSO, der tilslutter reserver, ret til at udelukke grupper, som leverer FRR, fra leveringen af FRR af tekniske grunde som f.eks. den geografiske fordeling af produktionsanlæg eller forbrugsenheder, der ejes af en gruppe, der leverer FRR.
AFSNIT 7
ERSTATNINGSRESERVER
Artikel 160
Dimensionering af RR
1.   Alle TSO'er i en LFC-kontrolblok har ret til at gennemføre en reserveudskiftningsproces.
2.   For at overholde målparametrene for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse som omhandlet i artikel 128 fastlægger alle TSO'er i en LFC-kontrolblok med reserveudskiftningsproces, som udfører en kombineret proces for dimensionering af FRR og RR for at opfylde kravene i artikel 157, stk. 2, regler for dimensionering af RR i driftsaftalen for LFC-kontrolblokken.
3.   Reglerne for dimensionering af RR skal som minimum indeholde følgende krav:
a)
for de synkrone områder Norden og CE skal der være tilstrækkelig positiv reservekapacitet af RR til at genoprette den krævede mængde positive FRR. For de synkrone områder GB og IE/NI skal der være tilstrækkelig positiv reservekapacitet af RR til at genoprette den krævede mængde positive FCR og positive FRR
b)
for de synkrone områder Norden og CE skal der være tilstrækkelig negativ reservekapacitet af RR til at genoprette den krævede mængde negative FRR. For de synkrone områder GB og IE/NI skal der være tilstrækkelig negativ reservekapacitet af RR til at genoprette den krævede mængde negativ FCR og negativ FRR
c)
der skal være tilstrækkelig reservekapacitet af RR, når denne medregnes ved dimensioneringen af reservekapaciteten af FRR med henblik på at opfylde kvalitetsmålet for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse for den relevante periode og
d)
overensstemmelse med driftssikkerheden inden for en LFC-kontrolblok med henblik på at fastlægge reservekapaciteten af RR.
4.   Alle TSO'er i en LFC-kontrolblok kan reducere den positive reservekapacitet af RR i LFC-kontrolblokken, der følger af processen for dimensionering af RR, ved at udarbejde en aftale om deling af RR for denne positive reservekapacitet af RR med andre LFC-kontrolblokke i overensstemmelse med bestemmelserne i afsnit 8 i del IV. Den TSO, der modtager reguleringskapacitet, begrænser reduktionen af positiv reservekapacitet af RR med henblik på at:
a)
garantere, at denne stadig kan opfylde sine målparametre for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse fastsat i artikel 128
b)
sikre, at driftssikkerheden ikke bringes i fare og
c)
sikre, at reduktionen af den positive reservekapacitet af RR ikke overstiger den resterende positive reservekapacitet af RR i LFC-kontrolblokken.
5.   Alle TSO'er i en LFC-kontrolblok kan reducere den negative reservekapacitet af RR i LFC-kontrolblokken, der følger af processen for dimensionering af RR, ved at udarbejde en aftale om deling af RR for denne negative reservekapacitet af RR med andre LFC-kontrolblokke i overensstemmelse med bestemmelserne i afsnit 8 i del IV. Den TSO, der modtager reguleringskapacitet, begrænser reduktionen af negativ reservekapacitet af RR med henblik på at:
a)
garantere, at denne stadig kan opfylde sine målparametre for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse fastsat i artikel 128
b)
sikre, at driftssikkerheden ikke bringes i fare og
c)
sikre, at reduktionen af den negative reservekapacitet af RR ikke overstiger den resterende negative reservekapacitet af RR i LFC-kontrolblokken.
6.   Når en LFC-kontrolblok drives af mere end én TSO, og hvis processen er nødvendig for LFC-kontrolblokken, angiver alle TSO'er i den pågældende LFC-kontrolblok fordelingen af ansvar mellem TSO'erne i forskellige LFC-kontrolområder for gennemførelsen af dimensioneringsreglerne i stk. 3 i driftsaftalen for LFC-kontrolblokken.
7.   En TSO skal til enhver tid have tilstrækkelig reservekapacitet af RR i overensstemmelse med reglerne for dimensionering af RR. I driftsaftalen for LFC-kontrolblokken angiver TSO'erne i en LFC-kontrolblok eskaleringsproceduren for tilfælde, hvor der er alvorlig risiko for, at reservekapaciteten af FRR er utilstrækkelig i LFC-kontrolblokken.
Artikel 161
Tekniske minimumskrav til RR
1.   Enheder og grupper, der leverer RR, overholder følgende tekniske minimumskrav:
a)
tilslutning til kun én TSO, der tilslutter reserver
b)
aktivering af RR i henhold til det referencepunkt, der er modtaget fra den reserveinstruerende TSO
c)
den reserveinstruerende TSO er den TSO, der tilslutter reserver, eller en TSO udpeget af den TSO, der tilslutter reserver, i en aftale om udveksling af RR i henhold til artikel 165, stk. 3, eller artikel 171, stk. 4
d)
aktivering af hele reservekapaciteten af RR inden for den aktiveringstid, der er fastsat af den instruerende TSO
e)
deaktivering af RR i henhold til det referencepunkt, der er modtaget fra den reserveinstruerende TSO
f)
en leverandør af RR sikrer, at det er muligt at overvåge aktivering af RR, som foretages af enheder, der leverer RR inden for en gruppe. Til det formål skal leverandøren af RR kunne forsyne den TSO, der tilslutter reserver, og den reserveinstruerende TSO med realtidsmålinger af tilslutningspunktet eller et andet interaktionspunkt aftalt med den TSO, der tilslutter reserver, vedrørende:
i)
det tidsstemplede planlagte output af aktiv effekt for hver enhed og gruppe, der leverer RR, og for hver produktionsenhed eller hver forbrugsenhed i en gruppe, der leverer RR, med en maksimal aktiv effekt, der er større end eller lig med 1,5 MW
ii)
den tidsstemplede øjeblikkelige aktive effekt for hver enhed og gruppe, der leverer RR, og for hver produktionsenhed eller hver forbrugsenhed i en gruppe, der leverer RR, med en maksimal aktiv effekt, der er større end eller lig med 1,5 MW
g)
opfyldelse af kravene til tilgængelighed af RR.
2.   Alle TSO'er i en LFC-kontrolblok angiver krav til tilgængelighed af RR og krav vedrørende reguleringskvaliteten for enheder og grupper, der leverer RR til deres LFC-kontrolblok, i driftsaftalen for LFC-kontrolblokken.
3.   Den TSO, der tilslutter reserver, vedtager de tekniske krav vedrørende tilslutning af enheder og grupper, der leverer RR, med henblik på at garantere sikker levering af RR, i beskrivelsen af prækvalifikationsprocessen.
4.   Hver leverandør af RR:
a)
sikrer, at leverandørens enheder og grupper, der leverer RR, opfylder de tekniske minimumskrav til RR og kravene til tilgængelighed af RR i stk. 1-3, og
b)
informerer så hurtigt som muligt sin reserveinstruerende TSO om en reduktion af den faktiske tilgængelighed af leverandørens enhed eller gruppe, der leverer RR, eller af en del af leverandørens gruppe, der leverer RR.
5.   Hver reserveinstruerende TSO sikrer, at de tekniske krav til RR, kravene til tilgængelighed af RR og tilslutningskravene som omhandlet i denne artikel overholdes med hensyn til dennes enheder og grupper, der leverer RR.
Artikel 162
Prækvalifikationsproces for RR
1.   Hver TSO i en LFC-kontrolblok, som har gennemført en reserveudskiftningsproces, udvikler en prækvalifikationsproces for RR inden for 12 måneder efter denne forordnings ikrafttræden og præciserer og offentliggør detaljerne herom.
2.   En potentiel leverandør af RR dokumenterer over for den TSO, der tilslutter reserver, eller den TSO, der er udpeget af den TSO, der tilslutter reserver i aftalen om udveksling af RR, at denne overholder de tekniske minimumskrav til RR, kravene til tilgængelighed af RR og tilslutningskravene i artikel 161, ved med et vellykket resultat at gennemføre prækvalifikationsprocessen for enheder eller grupper, der potentielt kan levere RR, omhandlet denne artikels stk. 3-6.
3.   En potentiel leverandør af RR indgiver en formel ansøgning til den relevante TSO, der tilslutter reserver, sammen med de krævede oplysninger om enheder eller grupper, der potentielt kan levere RR. Senest otte uger efter modtagelse af ansøgningen bekræfter den TSO, der tilslutter reserver, eller den udpegede TSO, om ansøgningen er fuldstændig. Hvis den TSO, der tilslutter reserver, eller den udpegede TSO, ikke mener, at ansøgningen er fuldstændig, fremsender den potentielle leverandør af RR de yderligere oplysninger, der anmodes om, senest fire uger efter modtagelsen af en sådan anmodning om yderligere oplysninger. Hvis den potentielle leverandør af RR ikke fremsender de pågældende oplysninger inden denne frist, anses ansøgningen for trukket tilbage.
4.   Senest tre måneder efter at have bekræftet, at ansøgningen er fuldstændig, evaluerer den TSO, der tilslutter reserver, eller den udpegede TSO de fremlagte oplysninger og beslutter, om de enheder eller grupper, der potentielt kan levere RR, opfylder kriterierne for prækvalifikation af RR. Den TSO, der tilslutter reserver, eller den udpegede TSO meddeler sin beslutning til den potentielle leverandør af RR.
5.   Kvalifikationen af enheder eller grupper, der leverer RR, tages op til fornyet overvejelse:
a)
mindst hvert femte år og
b)
i tilfælde af ændring af de tekniske krav og krav til tilgængelighed af udstyret.
6.   Af hensyn til driftssikkerheden har den TSO, der tilslutter reserver, ret til at afvise leveringen af RR fra grupper, som leverer RR, på grundlag af tekniske betingelser, som f.eks. den geografiske fordeling af produktionsanlæg eller forbrugsenheder, der etablerer en gruppe, der leverer RR.
AFSNIT 8
UDVEKSLING OG DELING AF RESERVER
KAPITEL 1
Udveksling og deling af reserver inden for et synkront område
Artikel 163
Udveksling af FCR inden for et synkront område
1.   Alle TSO'er, der er involveret i udvekslingen af FCR inden for et synkront område, overholder kravene i stk. 2-9. Udvekslingen af FCR indebærer en overførsel af en FCR-forpligtelse fra den TSO, der modtager reserver, til den TSO, der tilslutter reserver, for den tilsvarende reservekapacitet af FCR.
2.   Alle TSO'er, der er involveret i udvekslingen af FCR inden for et synkront område, overholder de grænser for og krav til udveksling af FCR inden for det synkrone område, som er anført i tabellen i bilag VI.
3.   Ved udveksling af FCR meddeles dette af den TSO, der tilslutter reserver, og af den TSO, der modtager reserver, i henhold til artikel 150.
4.   En TSO, der tilslutter reserver, en TSO, der modtager reserver, eller en berørt TSO, som er involveret i udvekslingen af FCR, kan afvise en udveksling af FCR, hvis den medfører flow, som overskrider de driftsmæssige sikkerhedsgrænser, når der sker aktivering af reservekapaciteten af FCR, som er genstand for udveksling af FCR.
5.   Hver berørt TSO bekræfter, at dennes sikkerhedsmargen fastsat i henhold til artikel 22 i forordning (EU) 2015/1222 er tilstrækkelig til at håndtere de flow, der følger af aktiveringen af reservekapaciteten af FCR, som er genstand for udveksling af FCR.
6.   Alle TSO'er i et LFC-kontrolområde justerer parametrene for deres beregning af reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse, således at de tager højde for udvekslingen af FCR.
7.   Den TSO, der tilslutter reserver, er ansvarlig for overholdelsen af kravene omhandlet i artikel 154 og 156 med hensyn til den reservekapacitet af FCR, som er genstand for udveksling af FCR.
8.   Den enhed, der leverer FCR, er ansvarlig over for den TSO, der tilslutter reserver, for aktiveringen af FCR.
9.   De berørte TSO'er sikrer, at udveksling af FCR ikke forhindrer en TSO i at opfylde kravene til reserver i artikel 156.
Artikel 164
Deling af FCR inden for et synkront område
En TSO deler ikke FCR med andre TSO'er i et synkront område for at opfylde sin FCR-forpligtelse og reducere den samlede mængde FCR i det synkrone område i henhold til artikel 153.
Artikel 165
Generelle krav til udveksling af FRR og RR inden for et synkront område
1.   I driftsaftalen for det synkrone område fastlægger alle TSO'er i et synkront område rollerne og ansvarsområderne for den TSO, der tilslutter reserver, den TSO, der modtager reserver, og den berørte TSO med hensyn til udvekslingen af FRR og/eller RR.
2.   Ved udveksling af FRR/RR meddeles dette af den TSO, der tilslutter reserver, og af den TSO, der modtager reserver, i medfør af kravene om meddelelse i artikel 150.
3.   Den TSO, der tilslutter reserver, og den TSO, der modtager reserver, som deltager i udvekslingen af FRR/RR, angiver deres roller og ansvarsområder i en aftale om udveksling af FRR eller RR, herunder:
a)
den reserveinstruerende TSO's ansvar for den reservekapacitet af FRR og RR, der er genstand for udveksling af FRR/RR
b)
den mængde reservekapacitet af FRR og RR, der er genstand for udveksling af FRR/RR
c)
gennemførelsen af processen for grænseoverskridende aktivering af FRR/RR i henhold til artikel 147 og 148
d)
tekniske minimumskrav til FRR/RR vedrørende processen for grænseoverskridende aktivering af FRR/RR, når den TSO, der tilslutter reserver, ikke er den reserveinstruerende TSO
e)
gennemførelsen af prækvalifikationsprocessen for FRR/RR med hensyn til den reservekapacitet af FRR og RR, der er genstand for udveksling, i henhold til artikel 159 og 162
f)
ansvaret for at overvåge, at de tekniske krav til FRR/RR og kravene til tilgængelighed af FRR/RR opfyldes for den reservekapacitet af FRR og RR, der er genstand for udveksling, i henhold til artikel 158, stk. 5, og artikel 161, stk. 5 og
g)
procedurer, der har til formål at sikre, at udvekslingen af FRR/RR ikke fører til flow, der overskrider de driftsmæssige sikkerhedsgrænser.
4.   En TSO, der tilslutter reserver, en TSO, der modtager reserver, eller en berørt TSO, som er involveret i udvekslingen af FRR/RR, kan afvise en udveksling omhandlet i stk. 2, hvis den ville medføre flow, som overskrider de driftsmæssige sikkerhedsgrænser, når der sker aktivering af reservekapaciteten af FRR/RR, som er genstand for udveksling af FRR/RR.
5.   De berørte TSO'er sikrer, at udveksling af FRR/RR ikke forhindrer en TSO i at opfylde kravene til reserver i reglerne for dimensionering af FRR/RR i artikel 157 og 160.
6.   I driftsaftalen for LFC-kontrolblokken fastlægger alle TSO'er i en LFC-kontrolblok rollerne og ansvarsområderne for den TSO, der tilslutter reserver, den TSO, der modtager reserver, og den berørte TSO med hensyn til udvekslingen af FRR og/eller RR med TSO'er i andre LFC-kontrolblokke.
Artikel 166
Generelle krav til deling af FRR og RR inden for et synkront område
1.   I driftsaftalen for det synkrone område fastlægger alle TSO'er i et synkront område rollerne og ansvarsområderne for den TSO, der leverer reguleringskapacitet, den TSO, der modtager reguleringskapacitet, og den berørte TSO med hensyn til deling af FRR/RR.
2.   Ved deling af FRR/RR meddeles dette af den TSO, der leverer reguleringskapacitet, og den TSO, der modtager reguleringskapacitet, i henhold til meddelelseskravene i artikel 150.
3.   En TSO, der modtager reguleringskapacitet, og den TSO, der leverer reguleringskapacitet, som deltager i delingen FRR/RR, angiver deres roller og ansvarsområder i en aftale om deling af FRR eller RR, herunder:
a)
den mængde reservekapacitet af FRR og RR, der er genstand for deling af FRR/RR
b)
gennemførelsen af processen for grænseoverskridende aktivering af FRR/RR i henhold til artikel 147 og 148
c)
procedurer, der har til formål at sikre, at aktiveringen af reservekapaciteten af FRR og RR, der er genstand for deling FRR/RR, ikke fører til flow, der overskrider de driftsmæssige sikkerhedsgrænser.
4.   En TSO, der leverer reguleringskapacitet, en TSO, der modtager reguleringskapacitet, eller en berørt TSO, som er involveret i delingen af FRR/RR, kan afvise en deling af FRR/RR, hvis den ville medføre flow, som overskrider de driftsmæssige sikkerhedsgrænser, når der sker aktivering af reservekapaciteten af FRR/RR, som er genstand for FRR/RR.
5.   Ved deling af FRR/RR stiller den TSO, der leverer reguleringskapacitet, en del af sin egen reservekapacitet af FRR og RR, som er nødvendig for at opfylde de krav til FRR og/eller RR, der følger af reglerne for dimensionering af FRR/RR i artikel 157 og 160, til rådighed for den TSO, der modtager reguleringskapacitet. Den TSO, der leverer reguleringskapacitet, kan være enten:
a)
den reserveinstruerende TSO, for så vidt angår den reservekapacitet af FRR og RR, der er genstand for deling FRR/RR, eller
b)
den TSO, der har adgang til sin reservekapacitet af FRR og RR, som er genstand for deling af FRR/RR gennem en gennemført proces for grænseoverskridende aktivering af FRR/RR som en del af en aftale om udveksling af FRR/RR.
6.   Den TSO, der modtager reguleringskapacitet, er ansvarlig for håndteringen af hændelser og ubalancer, hvis den reservekapacitet af FRR og RR, der er genstand for deling FRR/RR, ikke er tilgængelig som følge af:
a)
driftssikkerhedsmæssige begrænsninger for frekvensgenoprettelse eller reguleringsprogram og
b)
delvis eller fuld anvendelse af reservekapaciteten af FRR og RR af den TSO, der leverer reguleringskapacitet.
7.   I driftsaftalen for LFC-kontrolblokken fastlægger alle TSO'er i en LFC-kontrolblok rollerne og ansvarsområderne for den TSO, der leverer reguleringskapacitet, den TSO, der modtager reguleringskapacitet, og den berørte TSO med hensyn til delingen af FRR og/eller RR med TSO'er i andre LFC-kontrolblokke.
Artikel 167
Udveksling af FRR inden for et synkront område
Alle TSO'er i et synkront område, som består af mere end én LFC-kontrolblok, som er involveret i udvekslingen af FRR inden for det synkrone område, overholder de krav og grænser for udveksling af FRR, der er fastsat i tabellen i bilag VII.
Artikel 168
Deling af FRR inden for et synkront område
Hver TSO i en LFC-kontrolblok har ret til at dele FRR med andre LFC-kontrolblokke i det synkrone område i overensstemmelse med de grænser, der er fastsat i reglerne for dimensionering af FRR i artikel 157, stk. 1, og i overensstemmelse med artikel 166.
Artikel 169
Udveksling af RR inden for et synkront område
Alle TSO'er i et synkront område, som består af mere end én LFC-kontrolblok, som er involveret i udvekslingen af RR inden for det synkrone område, overholder de krav og grænser, der er fastsat for udveksling af RR i tabellen i bilag VIII.
Artikel 170
Deling af RR inden for et synkront område
Hver TSO i en LFC-kontrolblok har ret til at dele RR med andre LFC-kontrolblokke i det synkrone område i overensstemmelse med de grænser, der er fastsat i reglerne for dimensionering af RR i artikel 160, stk. 4 og 5, og artikel 166.
KAPITEL 2
Udveksling og deling af reserver mellem synkrone områder
Artikel 171
Generelle krav
1.   Hver operatør og/eller ejer af en HVDC-samkøringslinje, som sammenkobler synkrone områder, leverer den kapacitet til tilsluttende TSO'er, som er nødvendig for at gennemføre udveksling og deling af FCR, FRR og RR, når denne teknologi er installeret.
2.   I driftsaftalen for det synkrone område fastlægger alle TSO'er i et synkront område rollerne og ansvarsområderne for den TSO, der tilslutter reserver, den TSO, der modtager reserver, og den berørte TSO med hensyn til udvekslingen af reserver, og for den TSO, der leverer reguleringskapacitet, den TSO, der modtager reguleringskapacitet, og den berørte TSO med hensyn til delingen af reserver af aktiv effekt mellem synkrone områder.
3.   Den TSO, der tilslutter reserver, og den TSO, der modtager reserver, eller den TSO, der leverer reguleringskapacitet, og den TSO, der modtager reguleringskapacitet, meddeler dette i henhold til artikel 150.
4.   Den TSO, der tilslutter reserver og den TSO, der modtager reserver, som er involveret i udvekslingen af reserver, angiver deres roller og ansvarsområder i en aftale om udveksling, herunder:
a)
den reserveinstruerende TSO's ansvar for reservekapaciteten i udvekslingen af reserver
b)
den mængde reservekapacitet, der er genstand for udveksling af reserver
c)
gennemførelsen af processen for grænseoverskridende aktivering af FRR/RR i henhold til artikel 147 og 148
d)
gennemførelsen af prækvalifikationsprocessen med hensyn til den reservekapacitet, der er genstand for udveksling af reserver i henhold til artikel 155, 159 og 162
e)
ansvaret for at overvåge, at de tekniske krav og kravene til tilgængelighed af den reservekapacitet, der er genstand for udveksling af reserver i henhold til artikel 158, stk. 5, og artikel 161, stk. 5, og
f)
procedurer, der har til formål at sikre, at udvekslingen af reserver ikke fører til flow, der overskrider de driftsmæssige sikkerhedsgrænser.
5.   Den TSO, der leverer reguleringskapacitet, og den TSO, der modtager reguleringskapacitet, som er involveret i delingen af reserver, angiver deres roller og ansvarsområder i en aftale om deling, herunder:
a)
den mængde reservekapacitet, der er genstand for deling af reserver
b)
gennemførelsen af processen for grænseoverskridende aktivering af FRR/RR i henhold til artikel 147 og 148 og
c)
de procedurer, der har til formål at sikre, at delingen af reserver ikke fører til flow, der overskrider de driftsmæssige sikkerhedsgrænser.
6.   Den TSO, der tilslutter reserver, og den TSO, der modtager reserver, som er involveret i udvekslingen af reserver, eller den TSO, der leverer reguleringskapacitet, og den TSO, der modtager reguleringskapacitet, som er involveret i delingen af reserver, udarbejder en HVDC-drifts- og koordineringsaftale med HVDC-samkøringslinjeejerne og/eller -operatørerne eller forskellige retlige enheder, der er dannet af HVDC-samkøringslinjeejere og/eller -operatører, som omhandler
a)
interaktionerne på tværs af alle tidsrammer, der omfatter planlægning og aktivering
b)
MW/Hz-sensitivitetsfaktoren, den lineære/dynamiske eller statiske/trinvise reaktion for hver HVDC-samkøringslinje, der forbinder to eller flere synkrone områder og
c)
disse funktioners andel/interaktion på tværs af flere HVDC-forbindelser mellem de synkrone områder.
7.   En TSO, der tilslutter reserver, en TSO, der modtager reserver, en TSO, der leverer reguleringskapacitet, en TSO, der modtager reguleringskapacitet, eller en berørt TSO, som er involveret i udveksling eller deling af reserver, kan afvise udvekslingen eller delingen af reserver, hvis dette kunne medføre flow, der overskrider de driftsmæssige sikkerhedsgrænser, når den reservekapacitet, der er genstand for udveksling eller deling af reserve, aktiveres.
8.   De involverede TSO'er sikrer, at udveksling af reserver mellem synkrone områder ikke forhindrer en TSO i at opfylde kravene til reserver i artikel 153, 157 og 160.
9.   Den TSO, der tilslutter reserver, og den TSO, der modtager reserver, samt den TSO, der leverer reguleringskapacitet, og den TSO, der modtager reguleringskapacitet, angiver procedurer for tilfælde, hvor udveksling eller deling af reserver mellem synkrone områder mislykkes i realtid, i en aftale om udveksling eller deling.
Artikel 172
Frekvenskobling mellem synkrone områder
1.   Alle TSO'er i det synkrone områder, som er forbundet via en HVDC-samkøringslinje, har ret til at gennemføre en frekvenskoblingsproces for at levere sammenkoblet frekvensrespons. TSO'er kan anvende frekvenskoblingsprocessen til at gøre det muligt at udveksle og/eller dele FCR mellem synkrone områder.
2.   Alle TSO'er i hvert synkront område angiver den tekniske struktur for frekvenskoblingsprocessen i driftsaftalen for det synkrone område. Frekvenskoblingsprocessen omfatter:
a)
den driftsmæssige indvirkning mellem de synkrone områder
b)
stabiliteten af FCP'en i det synkrone område
c)
kapaciteten for TSO'erne i det synkrone område til at overholde målparametrene for frekvenskvalitet som omhandlet i artikel 127 og
d)
driftssikkerheden.
3.   Hver HVDC-samkøringslinjeoperatør regulerer den aktive effekt via HVDC-samkøringslinjen i overensstemmelse med den gennemførte frekvenskoblingsproces.
Artikel 173
Udveksling af FCR mellem synkrone områder
1.   Alle TSO'er i et synkront område, som er involveret i en frekvenskoblingsproces, har ret til at anvende processen for udveksling af FCR med henblik på at udveksle FCR mellem synkrone områder.
2.   Alle TSO'er i synkrone områder, der er involveret i udvekslingen af FCR mellem synkrone områder, tilrettelægger udvekslingen på en sådan måde, at TSO'er i ét synkront område kan modtage en del af den samlede reservekapacitet af FCR, som kræves til deres synkrone område i henhold til artikel 153, fra et andet synkront område.
3.   Den del af den samlede reservekapacitet af FCR, som kræves til det synkrone område, hvor den udveksles, leveres i det andet synkrone område ud over den samlede reservekapacitet af FCR, som kræves til dette andet synkrone område i henhold til artikel 153.
4.   I driftsaftalen for det synkrone område fastlægger alle TSO'er i det synkrone område grænserne for udveksling af FCR.
5.   Alle TSO'er i de involverede synkrone områder udarbejder en aftale om udveksling af FCR, hvor de angiver detaljerne om udvekslingen af FCR.
Artikel 174
Deling af FCR mellem synkrone områder
1.   Alle TSO'er i et synkront område, som er involveret i en frekvenskoblingsproces, har ret til at anvende processen for deling af FCR mellem synkrone områder.
2.   Alle TSO'er i et synkront område fastlægger grænserne for deling af FCR i driftsaftalen for det synkrone område i overensstemmelse med følgende kriterier:
a)
for de synkrone områder CE og Norden sikrer alle TSO'er, at summen af FCR, der leveres inden for det synkrone område og fra andre synkrone områder som en del af udvekslingen af FCR, som minimum dækker referencehændelsen
b)
for de synkrone områder GB og IE/NI fastlægger alle TSO'er en metode til at bestemme minimumsmængden af reservekapacitet af FCR i det synkrone område.
3.   Alle TSO'er i de involverede synkrone områder angiver betingelserne for at dele FCR mellem de involverede synkrone områder i de respektive driftsaftaler for de synkrone områder.
Artikel 175
Generelle krav til deling af FRR og RR mellem synkrone områder
1.   Ved deling af FRR/RR stiller den TSO, der leverer reguleringskapacitet, en del af sin egen reservekapacitet af FRR og RR, som er nødvendig for at opfylde de krav til FRR og/eller RR, der følger af reglerne for dimensionering af FRR/RR omhandlet i artikel 157 og 160, til rådighed for den TSO, der modtager reguleringskapacitet. Den TSO, der leverer reguleringskapacitet, kan være enten:
a)
den reserveinstruerende TSO, for så vidt angår den reservekapacitet af FRR og RR, der er genstand for deling FRR/RR, eller
b)
den TSO, der har adgang til sin reservekapacitet af FRR og RR, som er genstand for deling af FRR/RR gennem en gennemført proces for grænseoverskridende aktivering af FRR/RR som en del af en aftale om udveksling af FRR/RR.
2.   I driftsaftalen for LFC-kontrolblokken fastlægger alle TSO'er i en LFC-kontrolblok rollerne og ansvarsområderne for den TSO, der leverer reguleringskapacitet, den TSO, der modtager reguleringskapacitet, og den berørte TSO med hensyn til delingen af FRR og/eller RR med TSO'er i andre LFC-kontrolblokke i andre synkrone områder.
Artikel 176
Udveksling af FRR mellem synkrone områder
1.   I driftsaftalen for det synkrone område angiver alle TSO'er i hvert synkront område en metode til at bestemme grænserne for udveksling af FRR med andre synkrone områder. Denne metode skal tage hensyn til:
a)
den driftsmæssige indvirkning mellem de synkrone områder
b)
stabiliteten af FRP i det synkrone område
c)
kapaciteten for TSO'erne i det synkrone område til at opfylde målparametrene for frekvenskvalitet omhandlet i artikel 127 og målparametrene for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse omhandlet i artikel 128 og
d)
driftssikkerheden.
2.   Alle TSO'er i LFC-kontrolblokkene, der er involveret i udvekslingen af FRR mellem synkrone områder, tilrettelægger denne udveksling på en sådan måde, at TSO'erne i en LFC-kontrolblok i det første synkrone område kan modtage en del af den samlede reservekapacitet af FRR, der kræves til deres LFC-kontrolblok som fastsat i henhold til artikel 157, stk. 1, fra en LFC-kontrolblok i det andet synkrone område.
3.   Den del af den samlede reservekapacitet af FRR, der kræves til LFC-kontrolblokken i det synkrone område, hvor den udveksles, leveres fra LFC-kontrolblokken i det andet synkrone område, ud over den samlede reservekapacitet af FRR, der kræves til denne anden LFC-kontrolblok i henhold til artikel 157, stk. 1.
4.   Hver HVDC-samkøringslinjeoperatør regulerer den aktive effekt via HVDC-samkøringslinjen i overensstemmelse med instrukserne fra den TSO, der tilslutter reserver, eller den TSO, der modtager reserver, i overensstemmelse med de tekniske minimumskrav til FRR omhandlet i artikel 158.
5.   Alle TSO'er i de LFC-kontrolblokke, som den TSO, der tilslutter reserver, og den TSO, der modtager reserver, tilhører, angiver betingelserne for udvekslingen af FRR i en aftale om udveksling af FRR.
Artikel 177
Deling af FRR mellem synkrone områder
1.   I driftsaftalen for det synkrone område angiver alle TSO'er i hvert synkront område en metode til at bestemme grænserne for deling af FRR med andre synkrone områder. Denne metode skal tage hensyn til:
a)
den driftsmæssige indvirkning mellem de synkrone områder
b)
stabiliteten af FRP i det synkrone område
c)
den maksimale reduktion af FRR, der kan medtages i dimensioneringen af FRR i henhold til artikel 157 som resultat af delingen af FRR
d)
kapaciteten i det synkrone område til at opfylde målparametrene for frekvenskvalitet omhandlet i artikel 127 og målparametrene for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse omhandlet i artikel 128 og
e)
driftssikkerheden.
2.   Alle TSO'er i de LFC-kontrolblokke, der er involveret i delingen af FRR mellem synkrone områder, tilrettelægger denne deling på en sådan måde, at TSO'erne i en LFC-kontrolblok i det første synkrone område kan modtage en del af den samlede reservekapacitet af FRR, der kræves til deres LFC-kontrolblok som omhandlet i artikel 157, stk. 1, fra en LFC-kontrolblok i det andet synkrone område.
3.   Hver HVDC-samkøringslinjeoperatør regulerer den aktive effekt via HVDC-samkøringslinjen i overensstemmelse med instrukserne fra den TSO, der leverer reguleringskapacitet, eller den TSO, der modtager reguleringskapacitet, i overensstemmelse med de tekniske minimumskrav til FRR omhandlet i artikel 158, stk. 1.
4.   Alle TSO'er i de LFC-kontrolblokke, som den TSO, der leverer reguleringskapacitet, eller de TSO'er, der modtager reguleringskapacitet, tilhører, angiver betingelserne for deling af FRR i en aftale om deling af FRR.
Artikel 178
Udveksling af RR mellem synkrone områder
1.   I driftsaftalen for det synkrone område angiver alle TSO'er i hvert synkront område en metode til at bestemme grænserne for udveksling af RR med andre synkrone områder. Denne metode skal tage hensyn til:
a)
den driftsmæssige indvirkning mellem de synkrone områder
b)
stabiliteten af reserveudskiftningsprocessen i det synkrone område
c)
kapaciteten i det synkrone område til at opfylde målparametrene for frekvenskvalitet omhandlet i artikel 127 og målparametrene for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse omhandlet i artikel 128 og
d)
driftssikkerheden.
2.   Alle TSO'er i LFC-kontrolblokke, der er involveret i udvekslingen af RR mellem synkrone områder, tilrettelægger denne udveksling på en sådan måde, at TSO'erne i en LFC-kontrolblok i det første synkrone område kan modtage en del af den samlede reservekapacitet af RR, der kræves til deres LFC-kontrolblok som fastsat i henhold til artikel 160, stk. 2, fra en LFC-kontrolblok i det andet synkrone område.
3.   Den del af den samlede reservekapacitet af RR, der kræves til LFC-kontrolblokken i det synkrone område, hvor den udveksles, leveres fra LFC-kontrolblokken i det andet synkrone område, ud over den samlede reservekapacitet af RR, der kræves til denne anden LFC-kontrolblok i henhold til artikel 160, stk. 2.
4.   Hver HVDC-samkøringslinjeoperatør regulerer den aktive effekt via HVDC-samkøringslinjen i overensstemmelse med instrukserne fra den TSO, der tilslutter reserver, eller den TSO, der modtager reserver, i overensstemmelse med de tekniske minimumskrav til RR omhandlet i artikel 161.
5.   Alle TSO'er i de LFC-kontrolblokke, som den TSO, der tilslutter reserver, og den TSO, der modtager reserver, tilhører, angiver betingelserne for udveksling af RR i en aftale om udveksling af RR.
Artikel 179
Deling af RR mellem synkrone områder
1.   I driftsaftalen for det synkrone område angiver alle TSO'er i hvert synkront område en metode til at bestemme grænserne for deling af RR med andre synkrone områder. Denne metode skal tage hensyn til:
a)
den driftsmæssige indvirkning mellem de synkrone områder
b)
stabiliteten af reserveudskiftningsprocessen i det synkrone område
c)
den maksimale reduktion af RR, der kan medtages i dimensioneringen af RR i henhold til artikel 160 som resultat af delingen af RR
d)
kapaciteten for TSO'erne i det synkrone område til at opfylde målparametrene for frekvenskvalitet omhandlet i artikel 127 og LFC-kontrolblokkenes kapacitet til at opfylde målparametrene for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse omhandlet i artikel 128 og
e)
driftssikkerheden.
2.   Alle TSO'er i de LFC-kontrolblokke, der er involveret i delingen af RR mellem synkrone områder, tilrettelægger denne deling på en sådan måde, at TSO'erne i en LFC-kontrolblok i det første synkrone område kan modtage en del af den samlede reservekapacitet af RR, der kræves til deres LFC-kontrolblok som fastsat i henhold til artikel 160, stk. 2, fra en LFC-kontrolblok i det andet synkrone område.
3.   Hver HVDC-samkøringslinjeoperatør regulerer den aktive effekt via HVDC-samkøringslinjen i overensstemmelse med instrukserne fra den TSO, der leverer reguleringskapacitet, eller den TSO, der modtager reguleringskapacitet, i overensstemmelse med de tekniske minimumskrav til RR omhandlet i artikel 161, stk. 1.
4.   Alle TSO'er i de LFC-kontrolblokke, som den TSO, der leverer reguleringskapacitet, eller den TSO, der modtager reguleringskapacitet, tilhører, angiver betingelserne for deling af RR i en aftale om deling af RR.
KAPITEL 3
Proces for grænseoverskridende aktivering af FRR/RR
Artikel 180
Proces for grænseoverskridende aktivering af FRR/RR
Alle TSO'er, der er involveret i den grænseoverskridende aktivering af FRR og RR inden for det samme eller forskellige synkrone områder, overholder kravene i artikel 147 og 148.
AFSNIT 9
TIDSSTYRINGSPROCES
Artikel 181
Tidsstyringsproces
1.   Reguleringsmålet for den elektriske tidsstyringsproces er at regulere gennemsnitsværdien for systemfrekvensen til den nominelle frekvens.
2.   I driftsaftalen for det synkrone område fastlægger alle TSO'er i et synkront område, hvis det er relevant, metoden til at korrigere den elektriske tidsafvigelse, som omfatter følgende:
a)
de tidsintervaller, inden for hvilke TSO'er tilstræber at opretholde den elektriske tidsafvigelse
b)
justeringer af frekvensreferencepunkt for at nulstille den elektriske tidsafvigelse og
c)
tiltagene for at forøge eller reducere denne gennemsnitlige systemfrekvens ved hjælp af reserver af aktiv effekt.
3.   Monitoren for det synkrone område:
a)
overvåger de elektriske tidsafvigelser
b)
beregner justeringer af frekvensreferencepunktet og
c)
koordinerer foranstaltningerne under tidsstyringsprocessen.
AFSNIT 10
SAMARBEJDE MED DSO'ER
Artikel 182
Reserveleverende grupper eller enheder, der er tilsluttet DSO-nettet
1.   TSO'er og DSO'er samarbejder med henblik på at fremme og muliggøre levering af reserver af aktiv effekt fra reserveleverende grupper eller reserveleverende enheder, der er placeret i distributionssystemerne.
2.   Med henblik på prækvalifikationsprocessen for FCR i artikel 155, FRR i artikel 159 og RR i artikel 162 udvikler og angiver hver TSO efter aftale med TSO'ens DSO'er, der tilslutter reserver, og formidlende DSO'er betingelserne for udveksling af oplysninger, som skal bruges i forbindelse med disse prækvalifikationsprocesser for reserveleverende grupper eller reserveleverende enheder, der er placeret i distributionssystemerne, og for leveringen af reserver af aktiv effekt. Prækvalifikationsprocesserne for FCR i artikel 155, FRR i artikel 159 og RR i artikel 162 angiver de oplysninger, der skal indgives af de potentielle reserveleverende enheder eller grupper, og omfatter:
a)
spændingsniveauer og tilslutningspunkter for de reserveleverende enheder eller grupper
b)
type af reserver af aktiv effekt
c)
den maksimale reservekapacitet, der leveres af de reserveleverende enheder eller grupper på hvert tilslutningspunkt og
d)
den maksimale ændringshastighed for aktiv effekt for de reserveleverende enheder eller grupper.
3.   Prækvalifikationsprocessen tager udgangspunkt i de fastlagte tidsfrister og regler for informationsudveksling og for leveringen af reserver af aktiv effekt mellem TSO'en, den DSO, der tilslutter reserver, og formidlende DSO'er. Prækvalifikationsprocessen har en maksimal varighed på tre måneder fra reserveleverende enheds eller gruppes indgivelse af en fuldstændig formel ansøgning.
4.   Under prækvalifikationen af en reserveleverende enhed eller gruppe, der er tilsluttet DSO'ens distributionssystem, har hver DSO, der tilslutter reserver, og hver formidlende DSO i samarbejde med TSO'en ret til at fastlægge grænser for eller udelukke leveringen af reserver af aktiv effekt, der er placeret i DSO'ens system, på grundlag af tekniske betingelser, som f.eks. den geografiske fordeling af reserveleverende enheder og grupper.
5.   DSO'en, der tilslutter reserver, og hver formidlende DSO har ret til i samarbejde med TSO'en at fastlægge midlertidige grænser for leveringen af reserver af aktiv effekt, der er placeret i DSO'ens distributionssystem, inden aktiveringen af reserver. De respektive TSO'er aftaler de gældende procedurer med deres DSO, som tilslutter reserver, og formidlende DSO'er.
AFSNIT 11
GENNEMSIGTIGHED AF OPLYSNINGER
Artikel 183
Generelle krav til gennemsigtighed
1.   Alle TSO'er sikrer, at de oplysninger, der er anført i dette afsnit, offentliggøres på et tidspunkt og i et format, der ikke giver anledning til en faktisk eller potentiel konkurrencemæssig fordel eller ulempe for en individuel part eller kategori af parter, og under behørig hensyntagen til følsomme forretningsoplysninger.
2.   TSO'en anvender den viden og de værktøjer, der er tilgængelige for denne, til at overvinde tekniske grænser og sikre tilgængeligheden og nøjagtigheden af de oplysninger, der stilles til rådighed for ENTSO for elektricitet i henhold til artikel 16 og artikel 185, stk. 3.
3.   TSO'en sikrer tilgængeligheden og nøjagtigheden af de oplysninger, der stilles til rådighed for ENTSO for elektricitet i henhold til artikel 184-190.
4.   Alle materialer til offentliggørelse nævnt i artikel 184-190, indgives til ENTSO for elektricitet på som minimum engelsk. ENTSO for elektricitet offentliggør disse materialer på gennemsigtighedsplatformen for information, der er oprettet i henhold til artikel 3 i forordning (EU) nr. 543/2013.
Artikel 184
Oplysninger om driftsaftaler
1.   Hver TSO deler indholdet af driftsaftalen for TSO'ens synkrone område med den regulerende myndighed eller, hvis relevant, en anden kompetent myndighed senest en måned inden aftalens ikrafttræden.
2.   Alle TSO'er i hvert synkront område fremsender indholdet af driftsaftalen for deres synkrone område til ENTSO for elektricitet med henblik på offentliggørelse senest en uge efter aftalens ikrafttræden.
3.   Hver TSO i hver LFC-kontrolblok deler indholdet af driftsaftalen for den pågældende LFC-kontrolblok med den regulerende myndighed eller, hvis relevant, en anden kompetent myndighed.
Artikel 185
Oplysninger om frekvenskvalitet
1.   Når TSO'erne i et synkront område foreslår ændringer af værdierne for frekvenskvalitetsparametrene eller målparameteren for frekvenskvalitet i henhold til artikel 127, fremsender de de ændrede værdier til ENTSO for elektricitet med henblik på offentliggørelse senest en måned inden ikrafttræden af driftsaftalen for det synkrone område.
2.   Hvis det er relevant, fremsender alle TSO'er i hvert synkront område værdierne for målparametrene for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse for hver LFC-kontrolblok og hvert LFC-kontrolområde til ENTSO for elektricitet med henblik på offentliggørelse senest en måned inden deres anvendelse.
3.   Alle TSO'er i hvert synkront område fremsender den metode, der er anvendt til at bestemme risikoen for udtømning af FCR, til ENTSO for elektricitet med henblik på offentliggørelse mindst tre måneder inden ikrafttræden af driftsaftalen for det synkrone område.
4.   Monitoren for hvert synkront område fremsender resultaterne af processen for anvendelse af kriterier for deres synkrone område til ENTSO for elektricitet med henblik på offentliggørelse senest tre måneder efter den sidste tidsstempling af måleperioden og mindst fire gange om året. Disse resultater omfatter som minimum:
a)
værdierne for kriterierne for evaluering af frekvenskvalitet beregnet for det synkrone område og for hver LFC-kontrolblok inden for det synkrone område i henhold til artikel 133, stk. 3, og
b)
måleopløsningen, målenøjagtigheden og beregningsmetode angivet i henhold til artikel 132.
5.   Alle TSO'er i hvert synkront område oplyser den rampingperiode, der er anført i henhold til artikel 136, til ENTSO for elektricitet med henblik på offentliggørelse mindst tre måneder inden deres anvendelse.
Artikel 186
Oplysninger om struktur for last-frekvensregulering
1.   Alle TSO'er i hvert synkront område fremsender følgende oplysninger til ENTSO for elektricitet med henblik på offentliggørelse mindst tre måneder inden ikrafttræden af driftsaftalen for det synkrone område:
a)
oplysninger om strukturen for procesaktivering i det synkrone område, herunder som minimum oplysninger om overvågningsområder, LFC-kontrolområder og LFC-kontrolblokke og deres respektive TSO'er, og
b)
oplysninger om strukturen for procesansvar i det synkrone område, herunder som minimum oplysninger om de processer, der er udviklet i henhold til artikel 140, stk. 1, og artikel 140, stk. 2.
2.   Alle TSO'er, der gennemfører en proces til udligning af modsatrettede ubalancer, offentliggør oplysninger om denne proces, der som minimum omfatter listen over deltagende TSO'er og startdatoen for processen til udligning af modsatrettede ubalancer.
Artikel 187
Oplysninger om FCR
1.   Alle TSO'er i hvert synkront område fremsender metoden til dimensionering af FCR for deres synkrone område i henhold til artikel 153, stk. 2, til ENTSO for elektricitet med henblik på offentliggørelse senest en måned inden dens anvendelse.
2.   Hvis det er relevant, fremsender alle TSO'er i hvert synkront område den samlede mængde reservekapacitet af FCR og de dele af reservekapacitet af FCR, der kræves til hver TSO, der i henhold til artikel 153, stk. 1, er anført som den oprindelige FCR-forpligtelse, til ENTSO for elektricitet med henblik på offentliggørelse senest en måned inden deres anvendelse.
3.   Alle TSO'er i hvert synkront område fremsender egenskaberne for FCR fastlagt for deres synkrone område i henhold til artikel 154, stk. 2, og yderligere krav til grupper, der leverer FCR i henhold til artikel 154, stk. 3, til ENTSO for elektricitet med henblik på offentliggørelse senest tre måneder inden deres anvendelse.
Artikel 188
Oplysninger om FRR
1.   Alle TSO'er i hver LFC-kontrolblok fremsender kravene til tilgængelighed af FRR og kravene til reguleringskvalitet fastsat i henhold til artikel 158, stk. 2, samt de tekniske krav til tilslutningen fastsat i henhold til artikel 158, stk. 3, vedrørende deres LFC-kontrolblok til ENTSO for elektricitet med henblik på offentliggørelse senest tre måneder inden deres anvendelse.
2.   Alle TSO'er hver LFC-kontrolblok fremsender reglerne for dimensionering af FRR fastsat for deres LFC-kontrolblok i henhold til artikel 157, stk. 1, til ENTSO for elektricitet med henblik på offentliggørelse senest tre måneder inden anvendelsen af driftsaftalen for LFC-kontrolblokken.
3.   Alle TSO'er i hvert synkront område fremsender senest den 30. november hvert år en prognose for reservekapaciteten af FRR for det efterfølgende år til ENTSO for elektricitet med henblik på offentliggørelse.
4.   Alle TSO'er i hvert synkront område fremsender senest 30 dage efter kvartalets udgang de faktiske reservekapaciteter af FRR for hver LFC-kontrolblok i det pågældende kvartal til ENTSO for elektricitet med henblik på offentliggørelse.
Artikel 189
Oplysninger om RR
1.   Alle TSO'er i hvert LFC-kontrolblok, der gennemfører en reserveudskiftningsproces, fremsender kravene til tilgængelighed af RR fastsat i henhold til artikel 161, stk. 2, og de tekniske krav til tilslutningen fastsat i henhold til artikel 161, stk. 3, for deres LFC-kontrolblok til ENTSO for elektricitet med henblik på offentliggørelse senest tre måneder inden deres anvendelse.
2.   Alle TSO'er i hvert synkront område fremsender senest den 30. november hvert år en prognose for reservekapaciteten af RR for hver LFC-kontrolblok for det efterfølgende år til ENTSO for elektricitet med henblik på offentliggørelse.
3.   Alle TSO'er i hvert synkront område fremsender senest 30 dage efter kvartalets udgang de faktiske reservekapaciteter af RR for hver LFC-kontrolblok i det pågældende kvartal til ENTSO for elektricitet med henblik på offentliggørelse.
Artikel 190
Oplysninger om deling og udveksling
1.   Alle TSO'er i hvert synkront område fremsender de årlige sammenstillinger af aftalerne om deling af FRR og om deling af RR for hver LFC-kontrolblok inden for det synkrone område til ENTSO for elektricitet med henblik på offentliggørelse i henhold til artikel 188, stk. 3, og artikel 189, stk. 2. Disse sammenstillinger omfatter følgende oplysninger:
a)
identiteten af LFC-kontrolblokkene, hvis der er indgået en aftale om deling af FRR eller RR, og
b)
den del af FRR og RR, der er reduceret som følge af hver aftale om deling af FRR eller RR.
2.   Alle TSO'er i hvert synkront område fremsender oplysninger om deling af FCR mellem synkrone områder til ENTSO for elektricitet med henblik på offentliggørelse i henhold til artikel 187, stk. 1. Oplysningerne skal omfatte følgende:
a)
størrelsen af den delte reservekapacitet af FCR mellem TSO'er, som har indgået aftaler om deling af FCR, og
b)
virkningerne af delingen af FCR på de involverede TSO'ers reservekapacitet af FCR.
3.   Hvis det er relevant, offentliggør alle TSO'er oplysningerne om udvekslingen af FCR, FRR og RR.
DEL V
AFSLUTTENDE BESTEMMELSER
Artikel 191
Ændringer af kontrakter og generelle betingelser og vilkår
Alle relevante bestemmelser i kontrakter og generelle betingelser og vilkår for TSO'er, DSO'er og BNB'er vedrørende systemdrift skal være i overensstemmelse med kravene i denne forordning. Til det formål ændres disse kontrakter og generelle betingelser og vilkår i overensstemmelse hermed.
Artikel 192
Ikrafttræden
Denne forordning træder i kraft på tyvendedagen efter offentliggørelsen i 
Den Europæiske Unions Tidende
.
Artikel 41-53 anvendes 18 måneder efter denne forordnings ikrafttræden. Hvis andre artikler omhandler leveringen eller anvendelsen af data som beskrevet i artikel 41-53 i perioden mellem denne forordnings ikrafttræden og den dato, hvor artikel 41-53 finder anvendelse, anvendes de seneste tilgængelige ækvivalente data i et dataformat, der er fastsat af den enhed, som er ansvarlig for leveringen af data, medmindre andet er angivet.
Artikel 54, stk. 4, anvendes fra anvendelsesdatoen for artikel 41, stk. 2, i forordning (EU) 2016/631 og fra anvendelsesdatoen for artikel 35, stk. 2, i forordning (EU) 2016/1388.
Denne forordning er bindende i alle enkeltheder og gælder umiddelbart i hver medlemsstat.
Udfærdiget i Bruxelles, den 2. august 2017.
På Kommissionens vegne
Jean-Claude JUNCKER
Formand
(
1
)
  
            
EUT L 211 af 14.8.2009, s. 15
.
(
2
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 713/2009 af 13.7.2009 om oprettelse af et agentur for samarbejde mellem energireguleringsmyndigheder (
EUT L 211 af 14.8.2009, s. 1
).
(
3
)
  Kommissionens forordning (EU) 2016/631 af 14. april 2016 om fastsættelse af netregler om krav til nettilslutning for produktionsanlæg (
EUT L 112 af 27.4.2016, s. 1
).
(
4
)
  Kommissionens forordning (EU) 2016/1388 af 17. august 2016 om fastsættelse af netregler om nettilslutning af forbrugs- og distributionssystemer (
EUT L 223 af 18.8.2016, s. 10
).
(
5
)
  Kommissionens forordning (EU) 2016/1447 af 26. august 2016 om fastsættelse af netregler om tilslutning af transmissionssystemer med højspændingsjævnstrøm og jævnstrømsforbundne elproducerende anlæg (
EUT L 241 af 8.9.2016, s. 1
).
(
6
)
  Kommissionens forordning (EU) 2015/1222 af 24. juli 2015 om fastsættelse af retningslinjer for kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger (
EUT L 197 af 25.7.2015, s. 24
).
(
7
)
  Kommissionens forordning (EU) 2016/1719 af 26. september 2016 om fastsættelse af retningslinjer for langsigtet kapacitetstildeling (
EUT L 259 af 27.9.2016, s. 42
).
(
8
)
  Kommissionens forordning (EU) nr. 543/2013 af 14.6.2013 om indsendelse og offentliggørelse af data på elektricitetsmarkederne og om ændring af bilag I til Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 714/2009 (
EUT L 163 af 15.6.2013, s. 1
).
(
9
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/72/EF af 13. juli 2009 om fælles regler for det indre marked for elektricitet og om ophævelse af direktiv 2003/54/EF (
EUT L 211 af 14.8.2009, s. 55
).
(
10
)
  Rådets direktiv 2008/114/EF af 8. december 2008 om indkredsning og udpegning af europæisk kritisk infrastruktur og vurdering af behovet for at beskytte den bedre (
EUT L 345 af 23.12.2008, s. 75
).
BILAG I
Bestemmelser, der ikke gælder for TSO'er i Litauen, Letland og Estland i henhold til artikel 2, stk. 4:
1)
artikel 16, stk. 2, litra d), e) og f)
2)
artikel 38, stk. 2
3)
artikel 39, stk. 3
4)
artikel 118
5)
artikel 119
6)
artikel 125
7)
artikel 126
8)
artikel 127, stk. 1, litra i), og stk. 3, 4, 5 og 9
9)
artikel 128, stk. 4 og 7
10)
artikel 130, stk. 1, litra b)
11)
artikel 131
12)
artikel 132, stk. 2
13)
artikel 133-140
14)
artikel 141, stk. 1, stk. 2, stk. 4, litra c), stk. 5, stk. 6, samt stk. 9-11
15)
artikel 142
16)
artikel 143, stk. 3
17)
artikel 145, stk. 1, 2, 3, 4 og 6
18)
artikel 149, stk. 3
19)
artikel 150
20)
artikel 151, stk. 2
21)
fra artikel 152-181
22)
artikel 184, stk. 2
23)
artikel 185
24)
artikel 186, stk. 1
25)
artikel 187
26)
artikel 188, stk. 1 og 2 og
27)
artikel 189, stk. 1.
BILAG II
Spændingsintervaller som omhandlet i artikel 27:
Tabel 1
Spændingsintervaller ved tilslutningspunktet mellem 110 kV og 300 kV
Synkront område
Spændingsinterval
Kontinentaleuropa
0,90 pu-1,118 pu
Norden
0,90 pu-1,05 pu
Storbritannien
0,90 pu-1,10 pu
Irland og Nordirland
0,90 pu-1,118 pu
De baltiske stater
0,90 pu-1,118 pu
Tabel 2
Spændingsintervaller ved tilslutningspunktet mellem 300 kV og 400 kV
Synkront område
Spændingsinterval
Kontinentaleuropa
0,90 pu-1,05 pu
Norden
0,90 pu-1,05 pu
Storbritannien
0,90 pu-1,05 pu
Irland og Nordirland
0,90 pu-1,05 pu
De baltiske stater
0,90 pu-1,097 pu
BILAG III
Frekvenskvalitetsparametre som omhandlet i artikel 127:
Tabel 1
Frekvenskvalitetsparametre for de synkrone områder
CE
GB
IE/NI
Norden
Standardfrekvens-interval
± 50 mHz
± 200 mHz
± 200 mHz
± 100 mHz
Maksimal øjeblikkelig frekvensafvigelse
800 mHz
800 mHz
1 000  mHz
1 000  mHz
Maksimal frekvensafvigelse i stabil driftstilstand
200 mHz
500 mHz
500 mHz
500 mHz
Frekvens-genoprettelsestid
Bruges ikke
1 minut
1 minut
Bruges ikke
Frekvens-genoprettelses-interval
Bruges ikke
± 500 mHz
± 500 mHz
Bruges ikke
Frekvens-genoprettelsestid
15 minutter
15 minutter
15 minutter
15 minutter
Frekvens-genoprettelses-interval
Bruges ikke
± 200 mHz
± 200 mHz
± 100 mHz
Udløsningstid for alarmtilstand
5 minutter
10 minutter
10 minutter
5 minutter
Målparametre for frekvenskvalitet som omhandlet i artikel 127:
Tabel 2
Målparametrene for frekvenskvalitet i de synkrone områder
CE
GB
IE/NI
Norden
Maksimalt antal minutter uden for standardfrekvens-intervallet
15 000
15 000
15 000
15 000
BILAG IV
Målparametre for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse som omhandlet i artikel 128:
Tabel
Målparametre for reguleringsfejl ved frekvensgenoprettelse for GB og IE/NI
GB
IE/NI
Niveau 1
3 %
3 %
Niveau 2
1 %
1 %
BILAG V
Tekniske minimumskrav til FCR som omhandlet i artikel 154:
Tabel
Egenskaber for FCR i de forskellige synkrone områder
Minimumsnøjagtighed af frekvensmåling
CE, GB, IE/NI og Norden
10 mHz eller industristandard, hvis den er bedre
Maksimal kombineret virkning af iboende frekvensresponsufølsomhed og muligt bevidst dødbånd for frekvensrespons for regulatoren for enheder eller grupper, der leverer FCR
CE
10 mHz
GB
15 mHz
IE/NI
15 mHz
Norden
10 mHz
Fuld aktiveringstid for FCR
CE
30 sek.
GB
10 sek.
IE/NI
15 sek.
Norden
30 sek. hvis systemfrekvensen er uden for standardfrekvensinterval
Frekvensafvigelse for fuld aktivering af FCR
CE
± 200 mHz
GB
± 500 mHz
IE/NI
Dynamiske FCR ± 500 mHz
Statiske FCR ± 1 000  mHz
Norden
± 500 mHz
BILAG VI
Grænser for og krav til udvekslingen af FCR som omhandlet i artikel 163:
Tabel
Grænser for og krav til udvekslingen af FCR
Synkront område
Udveksling af FCR tilladt mellem
Grænser for udvekslingen af FCR
Det synkrone område CE
TSO'er i tilgrænsende LFC-blokke
—
TSO'erne i en LFC-blok sikrer, at minimum 30 % af deres samlede kombinerede oprindelige frekvenskontrolreserveforpligtelser fysisk leveres inden for deres LFC-blok, og
—
den mængde reservekapacitet af FCR, som fysisk er placeret i en LFC-blok som resultat af udvekslingen af FCR med andre LFC-blokke, begrænses til maksimalt:
—
30 % af de samlede kombinerede oprindelige FCR-forpligtelser for TSO'er i den LFC-blok, som reservekapaciteten af FCR er fysisk tilsluttet, og
—
100 MW af reservekapaciteten af FCR.
TSO'er i LFC-områderne i den samme LFC-blok
—
I driftsaftalen for LFC-blokken har TSO'erne i de LFC-områder, der udgør en LFC-blok, ret til at angive interne grænser for udvekslingen af FCR mellem LFC-områderne i den samme LFC-blok med henblik på at:
—
undgå interne begrænsninger i tilfælde af aktivering af FCR
—
sikre en jævn fordeling af reservekapacitet af FCR, hvis nettet opdeles, og
—
undgå, at frekvenskontrolprocessens stabilitet eller driftssikkerheden påvirkes.
Andre synkrone områder
TSO'er i det synkrone område
—
I driftsaftalen for det synkrone område har TSO'erne i det synkrone område ret til at angive grænserne for udvekslingen af FCR med henblik på at:
—
undgå interne begrænsninger i tilfælde af aktivering af FCR
—
sikre en jævn fordeling af FCR, hvis nettet opdeles, og
—
undgå, at frekvenskontrolprocessens stabilitet eller driftssikkerheden påvirkes.
BILAG VII
Krav til og grænser for udvekslingen af FRR inden for det synkrone område som omhandlet i artikel 167:
Tabel
Krav til og grænser for udvekslingen af RR inden for et synkront område
Synkront område
Udveksling af frekvensgenoprettelsesreserver tilladt mellem
Grænser for udvekslingen af frekvensgenoprettelsesreserver
Alle synkrone områder, der består af mere end én lastfrekvensreguleringsblok
TSO'er i forskellige LFC-blokke
—
TSO'erne i en LFC-blok sikrer, at minimum 50 % af deres samlede kombinerede reservekapacitet af FRR i overensstemmelse med reglerne for dimensionering af FRR i artikel 157, stk. 1, og inden reduktion som følge af deling af FRR i henhold til artikel 157, stk. 2, stadig er placeret inden for deres LFC-blok.
TSO'er i LFC-områderne i den samme LFC-blok
—
I driftsaftalen for LFC-blokken har TSO'erne i de LFC-områder, der udgør en LFC-blok, ret til at angive interne grænser for udvekslingen af FRR mellem LFC-områderne i LFC-blokken med henblik på at:
—
undgå interne begrænsninger som følge af aktiveringen af reservekapaciteten af frekvensgenoprettelsesreserver, som er genstand for udveksling af frekvensgenoprettelsesreserver
—
sikre en jævn fordeling af FRR i de synkrone områder og LFC-blokkene, hvis nettet opdeles, og
—
undgå, at frekvensgenoprettelsesprocessens stabilitet eller driftssikkerheden påvirkes.
BILAG VIII
Krav til og grænser for udvekslingen af RR inden for det synkrone område som omhandlet i artikel 169:
Tabel
Krav til og grænser for udvekslingen af RR inden for et synkront område
Synkront område
Udveksling af RR tilladt mellem
Grænser for udvekslingen af udskiftningsreserver
Alle synkrone områder, der består af mere end én lastfrekvensreguleringsblok
TSO'er i forskellige LFC-blokke
—
TSO'erne i de LFC-områder, der udgør en LFC-blok, sikrer, at minimum 50 % af deres samlede kombinerede reservekapacitet af RR i overensstemmelse med reglerne for dimensionering af RR i artikel 160, stk. 3, og inden reduktion som følge af deling af RR i henhold til artikel 160, stk. 4 og 5, stadig er placeret inden for deres LFC-blok.
TSO'er i LFC-områderne i den samme LFC-blok
—
I driftsaftalen for LFC-blokken har TSO'erne i de LFC-områder, der udgør en LFC-blok, ret til at angive interne grænser for udvekslingen af RR mellem LFC-områderne i LFC-blokken med henblik på at:
—
undgå interne begrænsninger som følge af aktiveringen af reservekapaciteten af udskiftningsreserver, som er genstand for udveksling af udskiftningsreserver
—
sikre en jævn fordeling af RR i det synkrone område, hvis nettet opdeles, og
—
undgå, at reserveudskiftningsprocessens stabilitet eller driftssikkerheden påvirkes.

Summary:
Retningslinjer for drift af elektricitetstransmissionssystemer
RESUMÉ AF:
Forordning (EU) 2017/1485 — retningslinjer for drift af elektricitetstransmissionssystemer
HVAD ER FORMÅLET MED DENNE FORORDNING?
Den fastlægger minimumskravene for drift af transmissionssystemer i hele EU, grænseoverskridende samarbejde mellem 
transmissionssystemoperatører (TSO’er)
1
 ved hjælp af de relevante karakteristika ved de tilsluttede 
distributionssystemoperatører (DSO’er)
2
 og 
betydningsfulde netbrugere (BNB’er)
3
. 
Disse retningslinjer er nødvendige med henblik på at sikre driftssikkerhed, forsyningsfrekvens og effektivitet af det sammenkoblede system samt ressourcerne. 
HOVEDPUNKTER
Som led i EU’s 
tredje lovgivningspakke
 inden for energi fastsætter forordning (EF) 
nr. 
714/2009
 reglerne om betingelserne for netadgang i forbindelse med grænseoverskridende elektricitetsudveksling med henblik på at sikre et fuldt fungerende indre marked for elektricitet i EU. Forordningen opretter det 
europæiske net af transmissionssystemoperatører for elektricitet 
(ENTSOE), som sammen med 
Agenturet for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder
 udarbejder de 
europæiske netregler og retningslinjer
 — dvs. reglerne om driften af elektricitets- og gassektoren, som derefter vedtages af 
Europa-Kommissionen
. Formålet med reglerne er at sikre, at Europas energitransmissionssystemer opfylder målene for 
forsyningssikkerhed, bedre konkurrenceevne og energi til overkommelige priser
.
Eftersom den indfører retningslinjer om drift af elektricitetstransmissionssystemer, er Kommissionens forordning (EU) 2017/1485 en meget teknisk forordning og har fem afsnit. Dette resumé er koncentreret om indholdet i første afsnit, der fastlægger de 
generelle forhold
. Herefter indeholder den 
en beskrivelse
 af indholdet i de
 tekniske afsnit
.
GENERELLE FORHOLD
Genstand
Forordningen fastlægger 
detaljerede retningslinjer
 om:
krav og principper vedrørende 
driftssikkerhed
 
regler og ansvarsområder for koordinering og dataudveksling mellem TSO’er, mellem TSO’er og DSO’er og mellem TSO’er eller DSO’er og BNB’er med hensyn til 
driftsplanlægning 
og 
drift i næsten realtid
 
regler for 
uddannelse og certificering
 af systemoperatørernes medarbejdere 
regler om 
driftssikkerhedsanalyse
, herunder 
regional driftssikkerhedskoordinering 
og udpegelse af 
regionale sikkerhedskoordinatorer
 (RSC’er) 
krav vedrørende 
koordinering af afbrydelser
 
krav til 
planlægning
 
mellem systemområder
, som TSO’erne har ansvaret for 
regler, der har til formål at etablere en ramme i hele EU for 
last-frekvensregulering og reserver
. 
Anvendelsesområde
Forordningen gælder for alle transmissionssystemer, distributionssystemer og sammenkoblinger i EU og for regionale sikkerhedskoordinatorer med undtagelse af dem, der er beliggende på øer i EU-landene, hvis systemer ikke drives synkront (dvs. sammenkoblet) med et af de synkrone områder Kontinentaleuropa (»CE«), Storbritannien (»GB«), Norden, Irland og Nordirland (»IE/NI«) eller de baltiske stater.
Definitioner
Forordningen indeholder 159 — hovedsageligt tekniske — definitioner.
TEKNISKE AFSNIT
De områder, der er omfattet af de 
tekniske afsnit
 i forordningen, vedrører:
Driftssikkerhed:
driftssikkerhedskrav
dataudveksling
overholdelse
uddannelse.
Driftsplanlægning:
data til driftssikkerhedsanalyse i forbindelse med driftsplanlægning 
driftssikkerhedsanalyse (herunder regler om tilrettelæggelsen af regional koordinering af driftssikkerhed ved at udpege RSC’er) 
koordinering af afbrydelser 
tilstrækkelighed 
systemydelser (en ydelse, der er nødvendig for driften af en transmission eller et distributionssystem) 
planlægning 
ENTSOE for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø. 
Last-frekvensregulering og reserver:
driftsaftaler 
frekvenskvalitet 
struktur for last-frekvensregulering 
gennemførelse af last-frekvensregulering 
frekvenskontrolreserver 
frekvensgenoprettelsesreserver 
erstatningsreserver 
udveksling og deling af reserver 
tidsstyringsproces 
samarbejde med DSO’er 
gennemsigtighed af oplysninger. 
Forordningens 
sidste afsnit
 omhandler primært anvendelsesdatoer.
HVORNÅR GÆLDER FORORDNINGEN FRA?
De generelle regler, der indføres med forordningen, gælder fra den 
14. september 2017
. Artikel 41 til 53 (om dataudveksling mellem TSO’er, mellem TSO’er og DSO’er og TSO’ernes systemområde, mellem TSO’er, DSO’er og distributionstilsluttede produktionsanlæg samt mellem TSO’er og transmissionstilsluttede forbrugsanlæg) gælder fra den 
14. marts 2019
 og artikel 54, stk. 4, (overensstemmelsestest og simulationer udført af BNB’er) fra den 
18. august 2019
.
BAGGRUND
For yderligere oplysninger henvises til:
Elektricitetsnetregler og retningslinjer
 (
Europa-Kommissionen
). 
VIGTIGE BEGREBER
Transmissionssystemoperatør (TSO):
 en organisation, der er ansvarlig for transport af energi på nationalt eller regionalt plan ved hjælp af en fast infrastruktur.
Distributionssystemoperatør (DSO):
 en organisation, der har ansvaret for at levere og drive lav-, mellem- og højspændingsnetværk til regional distribution af elektricitet samt levering af distributionssystemer på lavere niveau og direkte tilsluttede kunder.
Betydningsfuld netbruger (BNB):
 det eksisterende og nye produktionsanlæg og forbrugsanlæg, som TSO’en anser for betydelig på grund af deres indvirkning på transmissionssystemet med hensyn til forsyningssikkerhed, herunder levering af systemydelser.
HOVEDDOKUMENT
Kommissionens forordning (EU) 
2017/1485
 af 
2. august 2017
 om fastsættelse af retningslinjer for drift af elektricitetstransmissionssystemer (EUT L 220 af 
25.8.2017
, 
s. 1-120
).
TILHØRENDE DOKUMENTER
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) 
nr. 
714/2009
 af 
13. juli 2009
 om betingelserne for netadgang i forbindelse med grænseoverskridende elektricitetsudveksling og om ophævelse af forordning (EF) 
nr. 1228/2003
 (EUT L 211 af 
14.8.2009
, 
s. 15-35
).
Efterfølgende ændringer af forordning (EF) 
nr. 714/2009
 er indarbejdet i grundteksten. Denne 
konsoliderede udgave
 har ingen retsvirkning.
seneste ajourføring 
15.11.2017