CELEX ID: 32017R2196

--- ENGLISH ---

Document:
28.11.2017
EN
Official Journal of the European Union
L 312/54
COMMISSION REGULATION (EU) 2017/2196
of 24 November 2017
establishing a network code on electricity emergency and restoration
(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 6(11) 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)
Commission Regulation (EU) 2017/1485 
(
2
)
 sets out harmonised rules on system operation for transmission system operators (‘TSOs’), regional security coordinators (‘RSCs’), distribution system operators (‘DSOs’) and significant grid users (‘SGUs’). It identifies different critical system states (normal state, alert state, emergency state, blackout state and restoration). It also includes requirements and principles to ensure the conditions for maintaining operational security throughout the Union and promote the coordination of system operation, requirements and principles for operational planning and scheduling processes required to anticipate real-time operational security difficulties and requirements and principles for Union-wide load frequency control and reserves.
(4)
A common set of minimum requirements and principles needs to be developed for the procedures and actions to be carried out specifically when in the emergency, blackout and restoration states.
(5)
Even though each TSO is responsible for maintaining operational security in its control area, the secure and efficient operation of the Union's electricity system is a task shared between all the Union TSOs since all national systems are, to a certain extent, interconnected and a fault in one control area could affect other areas. The efficient operation of the Union's electricity system also requires a close collaboration and coordination between stakeholders.
(6)
It is therefore necessary to set out harmonised requirements concerning technical and organisational measures in order to prevent the propagation or deterioration of an incident in the national system and to avoid the spread of the disturbance and blackout state to other systems. It is also necessary to set out harmonised procedures that TSOs should implement in order to restore the alert or normal state after the spread of the disturbance or blackout state.
(7)
Each TSO should establish a system defence plan and a restoration plan, through a three steps approach: a design phase, consisting of defining the detailed content of the plan; an implementation phase, consisting in the development and installation of all necessary means and services for the activation of the plan; and an activation phase, consisting of operational use of one or more measure(s) from the plan.
(8)
The harmonisation of the requirements for the establishment by TSOs of their respective system defence plan and restoration plan should ensure the overall efficiency of those plans at Union level.
(9)
TSOs should ensure the continuity of energy transactions during emergency, blackout or restoration state and only suspend market activities and market's accompanying processes as a last resort. Clear, objective and harmonised conditions under which energy transactions could be suspended and subsequently restored should be established.
(10)
Each TSO should support any other TSO in emergency, blackout or restoration state, upon request, where such support does not lead the system of the requested TSO into emergency or blackout state.
(11)
In Member States where public communication systems are used, TSOs, DSOs, SGUs and restoration service providers should endeavour to obtain telecommunication priority status from their respective telecommunication provider.
(12)
On 20 July 2015, the Agency for the Cooperation of Energy Regulators (‘the Agency’) recommended the adoption by the Commission of the Network Code on Electricity Balancing, subject to the requirements contained in the recommendation of the Agency No 3/2015.
(13)
In addition to the general provisions of Regulation (EU) 2017/1485, specific requirements are needed to guarantee the information exchange and communication during the emergency, blackout or restoration states, as well as the availability of critical tools and facilities necessary to operate and restore the system.
(14)
This Regulation has been adopted on the basis of Regulation (EC) No 714/2009 which it supplements and of which it forms an integral part. References to Regulation (EC) No 714/2009 in other legal acts should be understood as also referring to this Regulation.
(15)
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:
CHAPTER I
GENERAL PROVISIONS
Article 1
Subject matter
For the purposes of safeguarding operational security, preventing the propagation or deterioration of an incident to avoid a widespread disturbance and the blackout state as well to allow for the efficient and rapid restoration of the electricity system from the emergency or blackout states, this Regulation establishes a network code which lays down the requirements on:
(a)
the management by TSOs of the emergency, blackout and restoration states;
(b)
the coordination of system operation across the Union in the emergency, blackout and restoration states;
(c)
the simulations and tests to guarantee a reliable, efficient and fast restoration of the interconnected transmission systems to the normal state from the emergency or blackout states;
(d)
the tools and facilities needed to guarantee a reliable, efficient and fast restoration of the interconnected transmission systems to the normal state from the emergency or blackout states.
Article 2
Scope
1.   This Regulation shall apply to TSOs, DSOs, SGUs, defence service providers, restoration service providers, balance responsible parties, balancing service providers, nominated electricity market operators (‘NEMO’) and other entities designated to execute market functions pursuant to Commission Regulation (EU) 2015/1222 
(
3
)
 and to Commission Regulation (EU) 2016/1719 
(
4
)
.
2.   In particular, this Regulation shall apply to the following SGUs:
(a)
existing and new power generating modules classified as type C and D in accordance with the criteria set out in Article 5 of Commission Regulation (EU) 2016/631 
(
5
)
;
(b)
existing and new power generating modules classified as type B in accordance with the criteria set out in Article 5 of Regulation (EU) 2016/631, where they are identified as SGUs in accordance with Article 11(4) and Article 23(4);
(c)
existing and new transmission-connected demand facilities;
(d)
existing and new transmission connected closed distribution systems;
(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 Regulation (EU) 2017/1485; and
(f)
existing and new high voltage direct current (‘HVDC’) systems and direct current-connected power park modules in accordance with the criteria set out in Article 4(1) of Commission Regulation (EU) 2016/1447 
(
6
)
.
3.   This Regulation shall apply to existing and new type A power generating modules, in accordance with the criteria set out in Article 5 of Regulation (EU) 2016/631, to existing and new type B power generating modules other than those referred to in paragraph 2(b), as well as to existing and new demand facilities, closed distribution systems and third parties providing demand response where they qualify as defence service providers or restoration service providers pursuant to Article 4(4).
4.   Type A and type B power generating modules referred to in paragraph 3, demand facilities and closed distribution systems providing demand response may fulfil the requirements of this Regulation either directly or indirectly through a third party, under the terms and conditions set in accordance with Article 4(4).
5.   This Regulation shall apply to energy storage units of a SGU, a defence service provider or a restoration service provider, which can be used to balance the system, provided that they are identified as such in the system defence plans, restoration plans or in the relevant service contract.
6.   This Regulation shall apply to all transmission systems, distribution systems and interconnections in the Union except transmission systems and distribution systems or parts of the transmission systems and distribution systems of islands of Member States of which the systems are not operated synchronously with Continental Europe, Great Britain, Nordic, Ireland and Northern Ireland or Baltic synchronous area, provided that this non-synchronous operation does not result from a disturbance.
7.   In Member States where more than one transmission system operator exists, this Regulation shall apply to all transmission system operators within that Member State. Where a transmission system operator does not have a function relevant to one or more obligations under this Regulation, Member States may provide that the responsibility for complying with those obligations is assigned to one or more different, specific transmission system operators.
8.   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 Articles 15, 29 and 33, unless otherwise provided for in a cooperation agreement with third country TSOs constituting the basis for their cooperation concerning secure system operation in accordance with Article 10.
Article 3
Definitions
For the purposes of this Regulation, the definitions provided for in Article 2 of Directive 2009/72/EC of the European Parliament and of the Council 
(
7
)
, Article 2 of Regulation (EC) No 714/2009, Article 2 of Commission Regulation (EU) No 543/2013 
(
8
)
, Article 2 of Regulation (EU) 2015/1222, Article 2 of Regulation (EU) 2016/631, Article 2 of Commission Regulation (EU) 2016/1388 
(
9
)
, Article 2 of Regulation (EU) 2016/1447 Article 2 of Regulation (EU) 2016/1719, and Article 2 of Regulation (EU) 2017/1485 shall apply.
In addition, the following definitions shall apply:
(1)
‘defence service provider’ means a legal entity with a legal or contractual obligation to provide a service contributing to one or several measures of the system defence plan;
(2)
‘restoration service provider’ means a legal entity with a legal or contractual obligation to provide a service contributing to one or several measures of the restoration plan;
(3)
‘high priority significant grid user’ means the significant grid user for which special conditions apply for disconnection and re-energisation;
(4)
‘netted demand’ means the netted value of active power seen from a given point of the system, computed as (load — generation), generally expressed in kilowatts (kW) or megawatts (MW), at a given instant or averaged over any designated interval of time;
(5)
‘restoration plan’ means all technical and organisational measures necessary for the restoration of the system back to normal state;
(6)
‘re-energisation’ means reconnecting generation and load to energise the parts of the system that have been disconnected;
(7)
‘top-down re-energisation strategy’ means a strategy that requires the assistance of other TSOs to re-energise parts of the system of a TSO;
(8)
‘bottom-up re-energisation strategy’ means a strategy where part of the system of a TSO can be re-energised without the assistance from other TSOs;
(9)
‘resynchronisation’ means synchronising and connecting again two synchronised regions at the resynchronisation point;
(10)
‘frequency leader’ means the TSO appointed and responsible for managing the system frequency within a synchronised region or a synchronous area in order to restore system frequency back to the nominal frequency;
(11)
‘synchronised region’ means the fraction of a synchronous area covered by interconnected TSOs with a common system frequency and which is not synchronised with the rest of the synchronous area;
(12)
‘resynchronisation leader’ means the TSO appointed and responsible for the resynchronisation of two synchronised regions;
(13)
‘resynchronisation point’ means the device used to connect two synchronised regions, usually a circuit breaker.
Article 4
Regulatory aspects
1.   When applying this Regulation, Member States, regulatory authorities, competent entities 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 that TSOs make use of market-based mechanisms as far as is possible to ensure network security and stability;
(e)
respect technical, legal, personal safety and security constraints;
(f)
respect the responsibility assigned to the relevant TSO in order to ensure system security, including as required by national legislation;
(g)
consult with relevant DSOs and take account of potential impacts on their system; and
(h)
take into consideration agreed European standards and technical specifications.
2.   Each TSO shall submit the following proposals to the relevant regulatory authority in accordance with Article 37 of Directive 2009/72/EC for approval:
(a)
the terms and conditions to act as defence service providers on a contractual basis in accordance with paragraph 4;
(b)
the terms and conditions to act as restoration service providers on a contractual basis in accordance with paragraph 4;
(c)
the list of SGUs responsible for implementing on their installations the measures that result from mandatory requirements set out in Regulations (EU) 2016/631, (EU) 2016/1388 and (EU) 2016/1447 and/or from national legislation and the list of the measures to be implemented by these SGUs, identified by the TSOs under Art. 11(4)(c) and 23(4)(c);
(d)
the list of high priority significant grid users referred to in Articles 11(4)(d) and 23(4)(d) or the principles applied to define those and the terms and conditions for disconnecting and re-energising the high priority grid users, unless defined by the national legislation of Member States.
(e)
the rules for suspension and restoration of market activities in accordance with Article 36(1);
(f)
specific rules for imbalance settlement and settlement of balancing energy in case of suspension of market activities, in accordance with Article 39(1);
(g)
the test plan in accordance with Article 43(2).
3.   Where a Member State has so provided, the proposals referred to in points (a) to (d) and (g) of paragraph 2 may be submitted for approval to an entity other than the regulatory authority. Regulatory authorities and entities designated by the Member States pursuant to this paragraph shall decide on the proposals referred to in paragraph 2 within six months from the date of submission by the TSO.
4.   The terms and conditions to act as defence service provider and as restoration service provider shall be established either in the national legal framework or on a contractual basis. If established on a contractual basis, each TSO shall develop by 18 December 2018 a proposal for the relevant terms and conditions, which shall define at least:
(a)
the characteristics of the service to be provided;
(b)
the possibility of and conditions for aggregation; and
(c)
for restoration service providers, the target geographical distribution of power sources with black start and island operation capabilities.
5.   By 18 December 2018, each TSO shall notify the regulatory authority or the entity designated by the Member State the system defence plan designed pursuant to Article 11 and the restoration plan designed pursuant to Article 23, or at least the following elements of those plans:
(a)
the objectives of the system defence plan and the restoration plan, including the phenomena to be managed or the situations to be solved;
(b)
the conditions triggering the activation of the measures of the system defence plan and the restoration plan;
(c)
the rationale of each measure, explaining how it contributes to the objectives of the system defence plan and the restoration plan, and the party responsible for implementing those measures; and
(d)
the deadlines set out pursuant to Articles 11 and 23 for the implementation of the measures.
6.   Where a TSO is required or permitted under this Regulation to specify, establish or agree on requirements, terms and conditions or methodologies that are not subject to approval in accordance with paragraph 2, Member States may require prior approval by the regulatory authority, the entity designated by the Member State or other competent authorities of the Member States of these requirements, terms and conditions or methodologies.
7.   If a TSO deems an amendment to the documents, approved in accordance with paragraph 3, to be necessary, the requirements provided for in paragraphs 2 to 5 shall apply to the proposed amendment. TSOs proposing an amendment shall take into account the legitimate expectations, where necessary, of power generating facility owners, demand facility owners and other stakeholders based on the initially specified or agreed requirements or methodologies.
8.   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 two months after receipt of the complaint. That period may be extended by a further two 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 5
Consultation and coordination
1.   Where this Regulation provides that a TSO shall consult concerned parties for actions it defines before real-time or in real-time, the following procedure shall apply:
(a)
the TSO shall liaise with at least the parties identified in the Articles of this Regulation requiring consultation;
(b)
the TSO shall explain the rationale and objective of the consultation and of the decision that it has to take;
(c)
the TSO shall collect from the parties referred to in point (a) any relevant information and their assessment;
(d)
the TSO shall duly take into account the views, situations and constraints of the parties consulted;
(e)
before taking a decision, the TSO shall provide an explanation to the parties consulted of the reasons for following or not their views.
2.   Where this Regulation provides that a TSO shall coordinate the execution of a set of actions in real-time with several parties, the following procedure shall apply:
(a)
the TSO shall liaise at least with the parties identified in the Articles of this Regulation requiring real time coordination;
(b)
the TSO shall explain the rationale and objective of the coordination and of the actions to be taken;
(c)
the TSO shall make an initial proposal on actions to be taken by each party;
(d)
the TSO shall collect from the parties referred to in point (a) any relevant information and their assessment;
(e)
the TSO shall make a final proposal on actions to be taken by each party, duly taking into account the views, situations and constraints of the concerned parties and setting a deadline for parties to express their opposition to the actions proposed by the TSO;
(f)
where the concerned parties do not oppose executing the actions proposed by the TSO, each party, including the TSO, shall execute the actions in line with the proposal;
(g)
where one or more of the parties refuse the action proposed by the TSO within the set deadline, the TSO shall refer the action proposed to the relevant authority for decision, together with a justification of the rationale and objectives of the action proposed by the TSO and of the assessment and position of the parties;
(h)
if real-time referral to the relevant authority is not possible, the TSO shall initiate an equivalent action that has the least or no impact on the parties that refused to execute the action proposed.
3.   A party may refuse to execute real time actions proposed by the TSO under the coordination procedure described in paragraph 2 if it justifies that the proposed action would lead to the violation of one or more technical, legal, personal safety or security constraint(s).
Article 6
Regional coordination
1.   When designing its system defence plan pursuant to Article 11 and its restoration plan pursuant to Article 23 or when reviewing its system defence plan pursuant to Article 50 and its restoration plan pursuant to Article 51, each TSO shall ensure the consistency with the corresponding measures in the plans of TSOs within its synchronous area and in the plans of neighbouring TSOs belonging to another synchronous area of at least the following measures:
(a)
inter-TSO assistance and coordination in emergency state, pursuant to Article 14;
(b)
frequency management procedures, pursuant to Article 18 and Article 28, excluding the establishment of target frequency in case of bottom-up re-energisation strategy before any resynchronisation to the interconnected transmission system;
(c)
assistance for active power procedure, pursuant to Article 21;
(d)
top-down re-energisation strategy, pursuant to Article 27.
2.   The consistency assessment of the system defence plan and the restoration plan in accordance with paragraph 1 shall include the following tasks:
(a)
exchange of information and data related to the measures referred to in paragraph 1 among the TSOs concerned;
(b)
identification of incompatibilities of measures referred to in paragraph 1, in the plans of the involved TSOs;
(c)
identification of potential threats to operational security in the capacity calculation region. These threats include, inter alia, regional common mode failures with significant impact on the transmission systems of the involved TSOs;
(d)
assessment of the effectiveness of measures referred to in paragraph 1 specified in the system defence plans and the restoration plans of the involved TSOs, to manage the potential threats referred to in point (c);
(e)
consultation with RSCs to assess the consistency of measures referred to in paragraph 1 within the entire concerned synchronous area;
(f)
identification of mitigation actions in case of incompatibilities in the system defence plans and the restoration plans of the involved TSOs or in case that measures are missing in the system defence plans and the restoration plans of the involved TSOs.
3.   By 18 December 2018, each TSO shall transmit the measures referred to in paragraph 1 to the relevant RSC(s) set up pursuant to Article 77 of Regulation (EU) 2017/1485. Within 3 months from the submission of the measures, the RSC(s) shall produce a technical report on the consistency of the measures based on the criteria set out in paragraph 2. Each TSO shall ensure the availability of its own skilled experts to assist the RSC(s) in preparing this report.
4.   The RSC(s) shall transmit without delay the technical report referred to in paragraph 3 to all the TSOs involved, which shall in turn transmit it to the relevant regulatory authorities, as well as to ENTSO for Electricity, for the purposes of Article 52.
5.   All TSOs of each capacity calculation region shall agree on a threshold above which the impact of actions of one or more TSOs in the emergency, blackout or restoration states is considered significant for other TSOs within the capacity calculation region.
Article 7
Public consultation
1.   The relevant TSOs shall consult stakeholders, including the competent authorities of each Member State, on proposals subject to approval in accordance with points (a), (b), (e), (f) and (g) of Article 4(2). The consultation shall last for a period of not less than one month.
2.   The relevant TSOs shall duly take into account the views of the stakeholders resulting from the consultations prior to the submission of the draft proposal. In all cases, a sound justification for including or not including the views of the stakeholders shall be provided and published in a timely manner before, or simultaneously with, the publication of the proposal.
Article 8
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 in accordance with Article 37 of Directive 2009/72/EC. 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 three months of the request, provide the information necessary to facilitate assessment of the costs incurred.
Article 9
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 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 legislation, 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 10
Agreement with TSOs not bound by this Regulation
Where a synchronous area encompasses both Union and third country TSOs, by 18 June 2019, 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.
CHAPTER II
SYSTEM DEFENCE PLAN
SECTION 1
General provisions
Article 11
Design of the system defence plan
1.   By 18 December 2018, each TSO shall design a system defence plan in consultation with relevant DSOs, SGUs, national regulatory authorities, or entities referred to in Article 4(3), neighbouring TSOs and the other TSOs in its synchronous area.
2.   When designing its system defence plan, each TSO shall take into account at least the following elements:
(a)
the operational security limits set out in accordance with Article 25 of Regulation (EU) 2017/1485;
(b)
the behaviour and capabilities of load and generation within the synchronous area;
(c)
the specific needs of the high priority significant grid users listed pursuant to point (d) of paragraph 4; and
(d)
the characteristics of its transmission system and of the underlying DSOs systems.
3.   The system defence plan shall contain at least the following provisions:
(a)
the conditions under which the system defence plan is activated, in accordance with Article 13;
(b)
the system defence plan instructions to be issued by the TSO; and
(c)
the measures subject to real-time consultation or coordination with the identified parties.
4.   In particular, the system defence plan shall include the following elements:
(a)
a list of the measures to be implemented by the TSO on its installations;
(b)
a list of the measures to be implemented by DSOs and of the DSOs responsible for implementing those measures on their installations;
(c)
a list of the SGUs responsible for implementing on their installations the measures that result from the mandatory requirements set out in Regulation (EU) 2016/631, (EU) 2016/1388 and (EU) 2016/1447 or from national legislation and a list of the measures to be implemented by those SGUs;
(d)
a list of high priority significant grid users and the terms and conditions for their disconnection, and
(e)
the implementation deadlines for each measure listed in the system defence plan.
5.   The system defence plan shall include at least the following technical and organisational measures specified in Section 2 of Chapter II:
(a)
system protection schemes including at least:
(i)
automatic under-frequency control scheme in accordance with Article 15;
(ii)
automatic over-frequency control scheme in accordance with Article 16; and
(iii)
automatic scheme against voltage collapse in accordance with Article 17.
(b)
system defence plan procedures, including at least:
(i)
frequency deviation management procedure in accordance with Article 18;
(ii)
voltage deviation management procedure in accordance with Article 19;
(iii)
power flow management procedure in accordance with Article 20;
(iv)
assistance for active power procedure in accordance with Article 21; and
(v)
manual demand disconnection procedure in accordance with Article 22.
6.   The measures contained in the system defence plan shall comply with the following principles:
(a)
their impact on the system users shall be minimal;
(b)
they shall be economically efficient;
(c)
only those measures that are necessary shall be activated; and
(d)
they shall not lead the TSO's transmission system or the interconnected transmission systems into emergency state or blackout state.
Article 12
Implementation of the system defence plan
1.   By 18 December 2019 each TSO shall implement those measures of its system defence plan that are to be implemented on the transmission system. It shall maintain the implemented measures henceforth.
2.   By 18 December 2018 each TSO shall notify the transmission connected DSOs of the measures, including the deadlines for implementation, which are to be implemented on:
(a)
the DSO's installations pursuant to Article 11(4); or
(b)
the installations of SGUs identified pursuant to Article 11(4) connected to their distribution systems; or
(c)
the installations of defence service providers connected to their distribution systems; or
(d)
the installations of DSOs connected to their distribution systems.
3.   By 18 December 2018 each TSO shall notify the SGUs identified pursuant to point (c) of Article 11(4) or the defence service providers directly connected to its transmission system of the measures which are to be implemented on their installations, including the deadlines for the implementation.
4.   When provided for in national legislation, the TSO shall notify directly SGUs identified pursuant to point (c) of Article 11(4), defence service providers or DSOs connected to distribution systems of the measures which are to be implemented on their installations, including the deadlines for their implementation. It shall inform the concerned DSO of this notification.
5.   Where a TSO notifies a DSO in accordance with paragraph 2, the DSO shall notify in turn, without delay, the SGUs, the defence service providers and the DSOs connected to its distribution system of the measures of the system defence plan that they have to implement on their respective installations, including the deadlines for their implementation.
6.   Each notified DSO, SGU and defence service provider shall:
(a)
implement the measures notified pursuant to this Article no later than 12 months from the date of notification;
(b)
confirm the implementation of the measures to the notifying system operator, who shall, when different from the TSO, notify the confirmation to the TSO; and
(c)
maintain the measures implemented on its installations.
Article 13
Activation of the system defence plan
1.   Each TSO shall activate the procedures of its system defence plan pursuant to point (b) of Article 11(5) in coordination with DSOs and SGUs identified pursuant to Article 11(4) and with defence service providers.
2.   In addition to the automatically activated schemes of the system defence plan, pursuant to point (a) of Article 11(5), each TSO shall activate a procedure of the system defence plan when:
(a)
the system is in emergency state in accordance with the criteria set out in Article 18(3) of Regulation (EU) 2017/1485 and there are no remedial actions available to restore the system to the normal state; or
(b)
based on the operational security analysis, the operational security of the transmission system requires the activation of a measure of the system defence plan pursuant to Article 11(5) in addition to the available remedial actions.
3.   Each DSO and SGU identified pursuant to Article 11(4), as well as each defence service provider shall execute without undue delay the system defence plan instructions issued by the TSO pursuant to point (c) of Article 11(3), in accordance with the system defence plan procedures provided for in point (b) of Article 11(5).
4.   Each TSO shall activate procedures of its system defence plan referred to in point (b) of Article 11(5) having a significant cross-border impact in coordination with the impacted TSOs.
Article 14
Inter-TSO assistance and coordination in emergency state
1.   Upon request from a TSO in emergency state, each TSO shall provide through interconnectors any possible assistance to the requesting TSO, provided this does not cause its transmission system or the interconnected transmission systems to enter into emergency or blackout state.
2.   When the assistance needs to be provided through direct current interconnectors, it may consist in carrying out the following actions, taking into account the technical characteristics and capability of HVDC system:
(a)
manual regulation actions of the transmitted active power to help the TSO in emergency state to bring power flows within operational security limits or frequency of neighbouring synchronous area within system frequency limits for alert state defined pursuant to Article 18(2) of Regulation (EU) 2017/1485;
(b)
automatic control functions of the transmitted active power based on the signals and criteria set out in Article 13 of Regulation (EU) 2016/1447;
(c)
automatic frequency control pursuant to Articles 15 to 18 of Regulation (EU) 2016/1447 in case of islanded operation;
(d)
voltage and reactive power control pursuant to Article 24 of Regulation (EU) 2016/1447, and
(e)
any other appropriate action.
3.   Each TSO may proceed to a manual disconnection of any transmission system element having a significant cross-border impact, including an interconnector, subject to the following requirements:
(a)
the TSO shall coordinate with neighbouring TSOs; and
(b)
this action shall not lead the remaining interconnected transmission system into emergency state or blackout state.
4.   Notwithstanding paragraph 3, a TSO may manually disconnect any transmission system element having a significant cross-border impact, including an interconnector, without coordination, in exceptional circumstances implying a violation of the operational security limits, to prevent endangering personnel safety or damaging equipment. Within 30 days of the incident, the TSO shall prepare a report at least in English containing a detailed explanation of the rationale, implementation and impact of this action and submit it to the relevant regulatory authority in accordance with Article 37 of Directive 2009/72/EC and neighbouring TSOs, and make it available to the significantly affected system users.
SECTION 2
Measures of the System Defence Plan
Article 15
Automatic under-frequency control scheme
1.   The scheme for the automatic control of under-frequency of the system defence plan shall include a scheme for the automatic low frequency demand disconnection and the settings of the limited frequency sensitive mode-underfrequency in the TSO load frequency control (LFC) area.
2.   In the design of its system defence plan, each TSO shall provide for the activation of the limited frequency sensitive mode-underfrequency prior to the activation of the scheme for the automatic low frequency demand disconnection, where the rate of change of frequency allows it.
3.   Prior to the activation of the automatic low frequency demand disconnection scheme, each TSO and DSO identified pursuant to Article 11(4) shall foresee that energy storage units acting as load connected to its system:
(a)
automatically switch to generation mode within the time limit and at an active power set-point established by the TSO in the system defence plan; or
(b)
when the energy storage unit is not capable of switching within the time limit established by the TSO in the system defence plan, automatically disconnect the energy storage unit acting as load.
4.   Each TSO shall establish in its system defence plan the frequency thresholds at which the automatic switching or disconnection of energy storage units shall occur. These frequency thresholds shall be lower or equal to the system frequency limit defined for the emergency state in Article 18(3) of Regulation (EU) 2017/1485 and higher than the frequency limit for demand disconnection starting mandatory level laid down in the Annex.
5.   Each TSO shall design the scheme for the automatic low frequency demand disconnection in accordance with the parameters for shedding load in real-time laid down in the Annex. The scheme shall include the disconnection of demand at different frequencies, from a ‘starting mandatory level’ to a ‘final mandatory level’, within an implementation range whilst respecting a minimum number and maximum size of steps. The implementation range shall define the maximum admissible deviation of netted demand to be disconnected from the target netted demand to be disconnected at a given frequency, calculated through a linear interpolation between starting and final mandatory levels. The implementation range shall not allow the disconnection of less netted demand than the amount of netted demand to be disconnected at the starting mandatory level. A step cannot be considered as such if no netted demand is disconnected when this step is reached.
6.   Each TSO or DSO shall install the relays necessary for low frequency demand disconnection taking into account at least load behaviour and dispersed generation.
7.   When implementing the scheme for the automatic low frequency demand disconnection pursuant to the notification under Article 12(2), each TSO or DSO shall:
(a)
avoid setting an intentional time delay in addition to the operating time of the relays and circuit breakers;
(b)
minimise the disconnection of power generating modules, especially those providing inertia; and
(c)
limit the risk that the scheme leads to power flow deviations and voltage deviations outside operational security limits.
If a DSO cannot fulfil the requirements under points (b) and (c), it shall notify the TSO and propose which requirement shall apply. The TSO, in consultation with the DSO shall establish the applicable requirements based on a joint cost-benefit analysis.
8.   The scheme for the automatic low frequency demand disconnection of the system defence plan may provide for netted demand disconnection based on frequency gradient provided that:
(a)
it is activated only:
(i)
when the frequency deviation is higher than the maximum steady state frequency deviation and the frequency gradient is higher than the one produced by the reference incident;
(ii)
until the frequency reaches the frequency of the demand disconnection starting mandatory level;
(b)
it complies with the Annex; and
(c)
it is necessary and justified in order to maintain efficiently the operational security.
9.   In case the scheme for the automatic low frequency demand disconnection of the system defence plan includes netted demand disconnection based on frequency gradient, as described in paragraph 8, the TSO shall submit, within 30 days of the implementation, a report containing a detailed explanation of the rationale, implementation and impact of this measure to the national regulatory authority.
10.   A TSO may include in the scheme for automatic low frequency demand disconnection of its system defence plan additional steps for netted demand disconnection below the final mandatory level of demand disconnection set out in the Annex.
11.   Each TSO shall be entitled to implement additional system protection schemes that are triggered by a frequency smaller or equal to the frequency of the final mandatory level of demand disconnection and which aim at a faster restoration process. The TSO shall ensure that such additional schemes do not further deteriorate frequency.
Article 16
Automatic over-frequency control scheme
1.   The scheme for automatic over-frequency control of the system defence plan shall lead to an automatic decrease of the total active power injected in each LFC area.
2.   In consultation with the other TSOs of its synchronous area, each TSO shall set out the following parameters of its scheme for automatic over-frequency control:
(a)
the frequency thresholds for its activation; and
(b)
the reduction ratio of injection of active power.
3.   Each TSO shall design its automatic over-frequency control scheme taking into account the capabilities of the power generating modules concerning the limited frequency sensitive mode — overfrequency and of the energy storage units, in its LFC area. If the limited frequency sensitive mode — overfrequency does not exist or is not sufficient to fulfil the requirements set out in points (a) and (b) of paragraph 2, each TSO shall set up in addition a step-wise linear disconnection of generation in its LFC area. The TSO shall establish the maximum size of the steps for disconnection of power generating modules and/or of HVDC systems in consultation with the other TSOs of its synchronous area.
Article 17
Automatic scheme against voltage collapse
1.   The automatic scheme against voltage collapse of the system defence plan may include one or more of the following schemes, depending on the results of a TSO's assessment of system security:
(a)
a scheme for low voltage demand disconnection according to Article 19(2) of Regulation (EU) 2016/1388;
(b)
a blocking scheme for on load tap changer according to Article 19(3) of Regulation (EU) 2016/1388; and
(c)
system protection schemes for voltage management.
2.   Unless the assessment pursuant to paragraph 1 demonstrates that implementing a blocking scheme for on load tap changer is not necessary to prevent a voltage collapse in the TSO control area, the TSO shall establish the conditions under which the on load tap changer shall block according to Article 19(3) of Regulation (EU) 2016/1388, including at least:
(a)
the blocking method (local or remote from control room);
(b)
the voltage level threshold at the connection point;
(c)
the flow direction of reactive power; and
(d)
the maximum lapse of time between the detection of the threshold and the blocking.
Article 18
Frequency deviation management procedure
1.   The procedure for the management of frequency deviations of the system defence plan shall contain a set of measures to manage a frequency deviation outside the frequency limits defined for the alert state in Article 18(2) of Regulation (EU) 2017/1485. The frequency deviation management procedure shall be in line with the procedures set out for remedial actions which need to be managed in a coordinated way in accordance with Article 78(4) of Regulation (EU) 2017/1485 and shall fulfil at least the following requirements:
(a)
a decrease of generation shall be smaller than the decrease of load during under-frequency events; and
(b)
a decrease of generation shall be greater than the decrease of load during over-frequency events.
2.   Each TSO shall adapt the operating mode of its LFC in order to prevent interference with manual activation or deactivation of active power as laid down in paragraphs 3 and 5.
3.   Each TSO shall be entitled to establish an active power set-point that each SGU identified pursuant to point (c) of Article 11(4) shall maintain, provided that the set-point fulfils the technical constraints of the SGU. Each TSO shall be entitled to establish an active power set-point that each defence service provider shall maintain provided this measure applies to them pursuant to the terms and conditions referred to in Article 4(4) and the set-point respects the technical constraints of the defence service provider. The SGUs and defence service providers shall execute without undue delay the instructions given by the TSO directly or indirectly through DSOs and shall remain in that state until further instructions are issued. Where the instructions are given directly, the TSO shall inform the relevant DSOs without undue delay.
4.   Each TSO shall be entitled to disconnect SGUs and defence service providers, directly or indirectly through DSOs. SGUs and defence service providers shall remain disconnected until further instructions are issued. Where SGUs are directly disconnected, the TSO shall inform the relevant DSOs without undue delay. Within 30 days of the incident, the TSO shall prepare a report containing a detailed explanation of the rationale, implementation and impact of this action and submit it to the relevant regulatory authority in accordance with Article 37 of Directive 2009/72/EC as well as make it available to the significantly affected system users.
5.   Prior to the activation of the automatic low frequency demand disconnection scheme set out in Article 15 and provided that the rate of change of frequency allows it, each TSO shall, directly or indirectly through DSOs, activate demand response from the relevant defence service providers and:
(a)
switch energy storage units acting as load to generation mode at an active power set-point established by the TSO in the system defence plan; or
(b)
when the energy storage unit is not capable of switching fast enough to stabilise frequency, manually disconnect the energy storage unit.
Article 19
Voltage deviation management procedure
1.   The procedure for the management of voltage deviations of the system defence plan shall contain a set of measures to manage voltage deviations outside the operational security limits set out in Article 25 of Regulation (EU) 2017/1485.
2.   Each TSO shall be entitled to establish a reactive power range or voltage range and instruct the DSOs and SGUs identified for this measure pursuant to Article 11(4) to maintain it, in accordance with Articles 28 and 29 of Regulation (EU) 2017/1485.
3.   Upon request of neighbouring TSO in emergency state, each TSO shall make available all reactive power capabilities that do not lead its transmission system into emergency state or blackout state.
Article 20
Power flow management procedure
1.   The procedure for power flow management of the system defence plan shall include a set of measures to manage power flow outside the operational security limits set out in Article 25 of Regulation (EU) 2017/1485.
2.   Each TSO shall be entitled to establish an active power set-point that each SGU identified pursuant to point (c) Article 11(4) shall maintain provided that the set-point respects the technical constraints of the SGU. Each TSO shall be entitled to establish an active power set-point that each defence service provider shall maintain provided this measure applies to them pursuant to the terms and conditions referred to in Article 4(4) and the set-point respects the technical constraints of the defence service providers. The SGUs and defence service providers shall execute without undue delay the instructions given by the TSO directly or indirectly through DSOs and shall remain in that state until further instructions are issued. Where the instructions are given directly, the TSO shall inform the relevant DSOs without undue delay.
3.   Each TSO shall be entitled to disconnect SGUs and defence service providers, directly or indirectly through DSOs. SGUs and defence service providers shall remain disconnected until further instructions are issued. Where SGU are directly disconnected, the TSO shall inform the relevant DSOs without undue delay. Within 30 days of the incident, the TSO shall prepare a report containing a detailed explanation of the rationale, implementation and impact of this action and submit it to the relevant regulatory authority in accordance with Article 37 of Directive 2009/72/EC.
Article 21
Assistance for active power procedure
1.   In case of absence of control area adequacy in the day-ahead or intraday timeframe, identified pursuant to paragraphs 1 and 2 of Article 107 of Regulation (EU) 2017/1485, and prior to any potential suspension of market activities pursuant to Article 35, a TSO shall be entitled to request assistance for active power from:
(a)
any balancing service provider, which, upon the TSO request, shall change its availability status to make available all its active power, provided it was not already activated through the balancing market, and conforming to its technical constraints;
(b)
any SGU connected in its LFC area, which does not already provide a balancing service to the TSO, and which, upon the TSO request, shall make available all its active power, conforming to its technical constraints; and
(c)
other TSOs that are in the normal or alert state.
2.   A TSO may activate the assistance for active power from a balancing service provider or a SGU, under points (a) and (b) of paragraph 1, only if it has activated all balancing energy bids available, taking into account the available cross zonal capacity at the moment of absence of adequacy of the control area.
3.   Each TSO who has been subject to a request for assistance for active power pursuant to paragraph 1(c) shall:
(a)
make available its unshared bids;
(b)
be entitled to activate the available balancing energy, in order to provide the corresponding power to the requesting TSO; and
(c)
be entitled to request the assistance for active power from its balancing service providers and from any SGU connected in its LFC area which does not already provide a balancing service to the TSO, in order to provide the corresponding assistance for active power to the requesting TSO.
4.   When activating the active power requested pursuant to paragraph 1(c), the requesting and the requested TSOs shall be entitled to use:
(a)
available cross-zonal capacity in case the activation is made before the intraday cross-zonal gate closure time and if the provision of concerned cross-zonal capacities has not been suspended pursuant to Article 35;
(b)
additional capacity that may be available due to real-time status of the system in which case the requesting and the requested TSOs shall coordinate with other significantly affected TSOs in accordance with Article 6(5).
5.   Once the requested and requesting TSOs have agreed on the conditions for the provision of assistance for active power, the agreed amount of active power and timeslot for the provision shall be firm, unless the transmission system of the TSO providing the assistance enters into the emergency or blackout state.
Article 22
Manual demand disconnection procedure
1.   In addition to the measures set out in Articles 18 to 21, each TSO may establish an amount of netted demand to be manually disconnected, directly by the TSO or indirectly through DSOs, when necessary to prevent the propagation or worsening of an emergency state. Where demand is to be directly disconnected, the TSO shall inform the relevant DSOs without delay.
2.   The TSO shall activate the manual disconnection of the netted demand referred to in paragraph 1 to:
(a)
resolve overloads or under voltage situations; or
(b)
resolve situations in which assistance for active power pursuant to Article 21 has been requested but is not sufficient to maintain adequacy in day-ahead and intraday timeframes in its control area, pursuant to Article 107 of Regulation (EU) 2017/1485, leading to a risk of frequency deterioration in the synchronous area.
3.   The TSO shall notify DSOs of the amount of netted demand established pursuant to paragraph 1 to be disconnected on their distribution systems. Each DSO shall disconnect the notified amount of netted demand, without undue delay.
4.   Within 30 days of the incident, the TSO shall prepare a report containing a detailed explanation of the rationale, implementation and impact of this action and submit it to the relevant regulatory authority in accordance with Article 37 of Directive 2009/72/EC.
CHAPTER III
RESTORATION PLAN
SECTION 1
General provisions
Article 23
Design of the restoration plan
1.   By 18 December 2018, each TSO shall design a restoration plan in consultation with relevant DSOs, SGUs, national regulatory authorities or entities referred to in Article 4(3), neighbouring TSOs and the other TSOs in that synchronous area.
2.   When designing its restoration plan, each TSO shall take into account, at least, the following elements:
(a)
the behaviour and capabilities of load and generation;
(b)
the specific needs of the high priority significant grid users listed pursuant to paragraph (4); and
(c)
the characteristics of its network and of the underlying DSOs networks.
3.   The restoration plan shall contain at least the following provisions:
(a)
the conditions under which the restoration plan is activated, as provided for in Article 25;
(b)
restoration plan instructions to be issued by the TSO; and
(c)
measures subject to real-time consultation or coordination with identified parties.
4.   In particular, the restoration plan shall include the following elements:
(a)
a list of the measures to be implemented by the TSO on its installations;
(b)
a list of the measures to be implemented by DSOs and of the DSOs responsible for implementing those measures on their installations;
(c)
a list of the SGUs responsible for implementing on their installations the measures that result from mandatory requirements set out in Regulations (EU) 2016/631, (EU) 2016/1388 and (EU) 2016/1447 or from national legislation and a list of the measures to be implemented by those SGUs;
(d)
the list of high priority significant grid users and the terms and conditions for their disconnection and re-energisation;
(e)
a list of substations which are essential for its restoration plan procedures;
(f)
the number of power sources in the TSO's control area necessary to re-energise its system with bottom-up re-energisation strategy having black start capability, quick re-synchronisation capability (through houseload operation) and island operation capability; and
(g)
the implementation deadlines for each listed measure.
5.   The restoration plan shall include at least the following technical and organisational measures specified in Chapter III:
(a)
re-energisation procedure, in accordance with Section 2;
(b)
frequency management procedure, in accordance with Section 3; and
(c)
resynchronisation procedure, in accordance with Section 4.
6.   The measures contained in the restoration plan shall comply with the following principles:
(a)
their impact on system users shall be minimal;
(b)
they shall be economically efficient;
(c)
only those measures that are necessary shall be activated; and
(d)
they shall not lead the interconnected transmission systems into emergency state or blackout state.
Article 24
Implementation of the restoration plan
1.   By 18 December 2019 each TSO shall implement those measures of its restoration plan that are to be implemented on the transmission system. It shall maintain the implemented measures henceforth.
2.   By 18 December 2018 each TSO shall notify the transmission connected DSOs of the measures, including the deadlines for implementation, which are to be implemented on:
(a)
the DSO's installations pursuant to Article 23(4); and
(b)
the installations of SGUs identified pursuant to Article 23(4) and connected to their distribution systems; and
(c)
the installations of restoration service providers connected to their distribution systems; and
(d)
the installations of DSOs connected to their distribution systems.
3.   By 18 December 2018 each TSO shall notify the SGUs identified pursuant to Article 23(4) and restoration service providers directly connected to its transmission system of the measures that are to be implemented on their installations, including the deadlines for implementation pursuant to point (g) of Article 23(4).
4.   When provided for in national legislation, the TSO shall notify directly the SGUs identified pursuant to Article 23(4) and restoration service providers and DSOs connected to distribution systems and shall inform the concerned DSO of this notification.
5.   Where a TSO notifies a DSO in accordance with paragraph 2, the DSO shall notify in turn, without delay, the SGUs, restoration service providers and DSOs connected to its distribution system of the measures of the restoration plan which they have to implement on their respective installations, including the deadlines for implementation, pursuant to point (g) of Article 23(4).
6.   Each notified DSO, SGUs and restoration service provider shall:
(a)
implement the measures notified no later than 12 months from the date of notification;
(b)
confirm the implementation of the measures to the notifying system operator, who shall, when different from the TSO, notify the TSO; and
(c)
maintain the measures implemented on its installations.
Article 25
Activation of the restoration plan
1.   Each TSO shall activate the procedures of its restoration plan in coordination with the DSOs and SGUs identified pursuant to Article 23(4) and with restoration service providers in the following cases:
(a)
when the system is in the emergency state in accordance with the criteria in Article 18(3) of Regulation (EU) 2017/1485, once the system is stabilised following activation of the measures of the system defence plan; or
(b)
when the system is in the blackout state in accordance with the criteria in Article 18(4) of Regulation (EU) 2017/1485.
2.   During system restoration, each TSO shall identify and monitor:
(a)
the extent and borders of the synchronised region or synchronised regions to which its control area belongs;
(b)
the TSOs with which it shares a synchronised region or synchronised regions; and
(c)
the available active power reserves in its control area.
3.   Each DSO and SGU identified pursuant to Article 23(4), as well as each restoration service provider shall execute without undue delay the restoration plan instructions issued by the TSO, pursuant to point (b) of Article 23(3) in accordance with the restoration plan procedures.
4.   Each TSO shall activate those procedures of its restoration plan that have a significant cross-border impact in coordination with the impacted TSOs.
SECTION 2
Re-energisation
Article 26
Re-energisation procedure
1.   The re-energisation procedure of the restoration plan shall contain a set of measures allowing the TSO to apply:
(a)
a top-down re-energisation strategy; and
(b)
a bottom-up re-energisation strategy.
2.   Regarding the bottom-up re-energisation strategy, the re-energisation procedure shall contain at least measures for:
(a)
managing voltage and frequency deviations due to re-energisation;
(b)
monitoring and managing island operation; and
(c)
resynchronising island operation areas.
Article 27
Activation of the re-energisation procedure
1.   When activating the re-energisation procedure, each TSO shall set up the strategy to be applied, taking into account:
(a)
the availability of power sources capable of re-energisation in its control area;
(b)
the expected duration and risks of possible re-energisation strategies;
(c)
the conditions of the power systems;
(d)
the conditions of the directly connected systems, including at least the status of interconnectors;
(e)
the high priority significant grid users listed pursuant to Article 23(4); and
(f)
the possibility to combine top-down and bottom-up re-energisation strategies.
2.   When applying a top-down re-energisation strategy, each TSO shall manage the connection of load and generation with the aim to regulate the frequency towards the nominal frequency with a maximum tolerance of the maximum steady-state frequency deviation. Each TSO shall apply the conditions for connection of load and generation defined by the frequency leader, where appointed in accordance with Article 29.
3.   When applying a bottom-up re-energisation strategy, each TSO shall manage the connection of load and generation with the aim to regulate the frequency towards the target frequency established in accordance with point (c) of Article 28(3).
4.   During re-energisation, the TSO shall, after consultation with DSOs, establish and notify the amount of netted demand to be reconnected on distribution networks. Each DSO shall reconnect the notified amount of netted demand, while respecting the block loading and taking into account the automatic re-connection of load and generation in its network.
5.   Each TSO shall inform its neighbouring TSOs on its capability to support a top-down re-energisation strategy.
6.   For the activation of a top-down re-energisation strategy, the TSO shall request neighbouring TSOs to support the re-energisation. This support may consist in assistance for active power, in accordance with paragraphs 3 to 5 of Article 21. The requested TSOs shall provide assistance for the re-energisation, unless it would lead their systems to the emergency or blackout states. In this case, the requesting TSO shall use the bottom-up re-energisation strategy.
SECTION 3
Frequency management
Article 28
Frequency management procedure
1.   The frequency management procedure of the restoration plan shall contain a set of measures aiming at restoring system frequency back to the nominal frequency.
2.   Each TSO shall activate its frequency management procedure:
(a)
in preparation of the resynchronisation procedure, when a synchronous area is split in several synchronised regions;
(b)
in case of frequency deviation in the synchronous area; or
(c)
in case of re-energisation.
3.   The frequency management procedure shall include at least:
(a)
a list of actions regarding the setting of the load-frequency controller before the appointment of frequency leaders;
(b)
the appointment of frequency leaders;
(c)
the establishment of target frequency in case of bottom-up re-energisation strategy;
(d)
frequency management after frequency deviation; and
(e)
frequency management after synchronous area split.
(f)
the determination of the amount of load and generation to be reconnected, taking into account the available active power reserves within the synchronised region in order to avoid major frequency deviations.
Article 29
Appointment of a frequency leader
1.   During system restoration, when a synchronous area is split in several synchronised regions, the TSOs of each synchronised region shall appoint a frequency leader, in accordance with paragraph 3.
2.   During system restoration, when a synchronous area is not split but the system frequency exceeds the frequency limits for the alert state as defined in Article 18(2) of Regulation (EU) 2017/1485, all TSOs of the synchronous area shall appoint a frequency leader, in accordance with paragraph 3.
3.   The TSO with the highest real-time estimated K-factor shall be appointed as the frequency leader, unless the TSOs of the synchronised region, or of the synchronous area, agree to appoint another TSO as the frequency leader. In that case, the TSOs of the synchronised region, or of the synchronous area, shall consider the following criteria:
(a)
the amount of available active power reserves and especially frequency restoration reserves;
(b)
the capacities available on interconnectors;
(c)
the availability of frequency measurements of TSOs of the synchronised region or of the synchronous area; and
(d)
the availability of measurements on critical elements within the synchronised region or the synchronous area.
4.   Notwithstanding paragraph 3, where the size of the synchronous area concerned and the real time situation allow it, the TSOs of the synchronous area may appoint a predetermined frequency leader.
5.   The TSO appointed as frequency leader pursuant to paragraphs 1 and 2 shall inform the other TSOs of the synchronous area of its appointment without delay.
6.   The appointed frequency leader shall act as such until:
(a)
another frequency leader is appointed for its synchronised region;
(b)
a new frequency leader is appointed as the result of resynchronisation of its synchronised region with another synchronised region; or
(c)
the synchronous area has been completely resynchronised, the system frequency is within the standard frequency range and the LFC operated by each TSO of the synchronous area is back to its normal operating mode in accordance with Article 18(1) of Regulation (EU) 2017/1485.
Article 30
Frequency management after frequency deviation
1.   During system restoration, when a frequency leader has been appointed pursuant to Article 29(3), the TSOs of the synchronous area, other than the frequency leader, shall as a first measure suspend the manual activation of frequency restoration reserves and replacement reserves.
2.   The frequency leader shall establish, after consultation with the other TSOs of the synchronous area, the operating mode to be applied on the LFC operated by each TSO of the synchronous area.
3.   The frequency leader shall manage the manual activation of frequency restoration reserves and replacement reserves within the synchronous area, aiming at regulating the frequency of the synchronous area towards the nominal frequency and taking into account the operational security limits defined pursuant to Article 25 of Regulation (EU) 2017/1485. Upon request, each TSO of the synchronous area shall support the frequency leader.
Article 31
Frequency management after synchronous area split
1.   During system restoration, when a frequency leader has been appointed pursuant to Article 29(3), the TSOs of each synchronised region, with the exception of the frequency leader, shall as a first measure suspend the manual activation of frequency restoration reserves and replacement reserves.
2.   The frequency leader shall establish, after consultation with the other TSOs of the synchronised region, the operating mode to be applied on the LFC operated by each TSO of the synchronised region.
3.   The frequency leader shall manage the manual activation of frequency restoration reserves and replacement reserves within the synchronised region, aiming at regulating the frequency of the synchronised region towards the target frequency established by the resynchronisation leader, if any, pursuant to point (a) of Article 34(1) and taking into account the operational security limits set out pursuant to Article 25 of Regulation (EU) 2017/1485. When no resynchronisation leader is appointed for the synchronised region, the frequency leader shall aim at regulating the frequency towards the nominal frequency. Upon request, each TSO of the synchronised region shall support the frequency leader.
SECTION 4
Resynchronisation
Article 32
Resynchronisation procedure
The resynchronisation procedure of the restoration plan shall include, at least:
(a)
the appointment of a resynchronisation leader;
(b)
the measures allowing the TSO to apply a resynchronisation strategy; and
(c)
the maximum limits for phase angle, frequency and voltage differences for connecting lines.
Article 33
Appointment of a resynchronisation leader
1.   During system restoration, when two synchronised regions can be resynchronised without endangering the operational security of the transmission systems, the frequency leaders of these synchronised regions shall appoint a resynchronisation leader in consultation with at least the TSO(s) identified as the potential resynchronisation leader and in accordance with paragraph 2. Each frequency leader shall inform without delay the TSOs from its synchronised region of the appointed resynchronisation leader.
2.   For each pair of synchronised regions to be resynchronised, the resynchronisation leader shall be the TSO that:
(a)
has in operation at least one substation equipped with a parallel switching device on the border between the two synchronised regions to be resynchronised;
(b)
has access to the frequency measurements from both synchronised regions;
(c)
has access to the voltage measurements on the substations between which potential resynchronisation points are located; and
(d)
is able to control the voltage of potential resynchronisation points.
3.   Where more than one TSO fulfils the criteria under paragraph 2, the TSO with the highest number of potential resynchronisation points between the two synchronised regions shall be appointed as the resynchronisation leader, unless the frequency leaders of the two synchronised regions agree to appoint another TSO as resynchronisation leader.
4.   The appointed resynchronisation leader shall act as such until:
(a)
another resynchronisation leader is appointed for the two synchronised regions; or
(b)
the two synchronised regions have been resynchronised, and all the steps in Article 34 have been completed.
Article 34
Resynchronisation strategy
1.   Prior to the resynchronisation, the resynchronisation leader shall:
(a)
establish, in accordance with the maximum limits referred to in Article 32:
(i)
the target value of the frequency for resynchronisation;
(ii)
the maximum frequency difference between the two synchronised regions;
(iii)
the maximum active and reactive power exchange; and
(iv)
the operating mode to be applied on the LFC;
(b)
select the resynchronisation point, taking into account the operational security limits in the synchronised regions;
(c)
establish and prepare all necessary actions for the resynchronisation of the two synchronised regions at the resynchronisation point;
(d)
establish and prepare a subsequent set of actions to create additional connections between the synchronised regions; and
(e)
assess the readiness of the synchronised regions for resynchronisation, taking into account the conditions set out in point (a).
2.   When carrying out the tasks enumerated in paragraph 1, the resynchronisation leader shall consult the frequency leaders of the involved synchronised regions and, for the tasks listed in points (b) to (e), it shall also consult the TSOs operating the substations used for resynchronisation.
3.   Each frequency leader shall inform the TSOs within its synchronised region of the planned resynchronisation without undue delay.
4.   When all conditions established in accordance with point (a) of paragraph 1 are fulfilled, the resynchronisation leader shall execute the resynchronisation by activating the actions established in accordance with point (c) and (d) of paragraph 1.
CHAPTER IV
MARKET INTERACTIONS
Article 35
Procedure for suspension of market activities
1.   A TSO may temporarily suspend one or more market activities laid down in paragraph 2 where:
(a)
the transmission system of the TSO is in blackout state; or
(b)
the TSO has exhausted all options provided by the market and the continuation of market activities under the emergency state would deteriorate one or more of the conditions referred to in Article 18(3) of Regulation (EU) 2017/1485; or
(c)
the continuation of market activities would decrease significantly the effectiveness of the restoration process to the normal or alert state; or
(d)
tools and communication means necessary for the TSOs to facilitate market activities are not available.
2.   The following market activities may be suspended pursuant to paragraph 1:
(a)
the provision of cross zonal capacity for capacity allocation on the corresponding bidding zone borders for each market time unit where it is expected that the transmission system shall not be restored to the normal or alert state;
(b)
the submission by a balancing service provider of balancing capacity and balancing energy bids;
(c)
the provision by a balance responsible party of a balanced position at the end of the day-ahead timeframe if required by the terms and conditions related to balancing;
(d)
the provision of modifications of the position of balance responsible parties;
(e)
the provision of schedules referred to in Article 111(1) and (2) of Regulation (EU) 2017/1485, and
(f)
other relevant market activities the suspension of which is deemed necessary to preserve and/or restore the system.
3.   In case of suspension of market activities pursuant to paragraph 1, upon request of the TSO, each SGU shall operate, where technically possible, at an active power set-point established by the TSO.
4.   When suspending market activities pursuant to paragraph 1, the TSO may fully or partially suspend the operation of its processes impacted by such suspension.
5.   When suspending market activities pursuant to paragraph 1, the TSO shall coordinate at least with the following parties:
(a)
the TSOs of the capacity calculation regions of which the TSO is a member of;
(b)
the TSOs with which the TSO has arrangements for the coordination of balancing;
(c)
the ‘NEMO’ and other entities assigned or delegated to execute market functions in accordance with Regulation (EU) 2015/1222 within its control area;
(d)
the TSOs of a load-frequency control block of which the TSO is a member of; and
(e)
the coordinated capacity calculator of the capacity calculation regions of which the TSO is a member of.
6.   In case of suspension of market activities, each TSO shall launch the communication procedure set out in Article 38.
Article 36
Rules for suspension and restoration of market activities
1.   By 18 December 2018, each TSO shall develop a proposal for rules concerning the suspension and restoration of market activities.
2.   The TSO shall publish these rules on its website following their approval by the relevant regulatory authority in accordance with Article 37 of Directive 2009/72/EC.
3.   The rules for suspension and restoration of market activities shall be compatible to the extent possible with:
(a)
the rules on provision of cross zonal capacity within the concerned capacity calculation regions;
(b)
the rules for submission by balancing service providers of balancing capacity and balancing energy bids resulting from arrangements with other TSOs for the coordination of balancing;
(c)
the rules for provision by balance responsible party of a balanced position at the end of day-ahead timeframe if required by the terms and conditions related to balancing;
(d)
rules for provision of modifications of the position of balance responsible parties; and
(e)
the rules for provision of schedules referred to in Article 111(1) and (2) of Regulation (EU) 2017/1485.
4.   When developing the rules for suspension and restoration of market activities, each TSO shall convert the situations referred to in Article 35(1) into objectively defined parameters taking into account the following factors:
(a)
the percentage of load disconnection in the LFC area of the TSO corresponding to:
(i)
the inability of a significant share of balancing responsible parties to maintain their balance; or
(ii)
the necessity for the TSO not to follow the usual balancing processes to perform an efficient re-energisation;
(b)
the percentage of generation disconnection in the LFC area of the TSO corresponding to the inability of a significant share of balancing responsible parties to maintain their balance;
(c)
the share and geographic distribution of unavailable transmission system elements corresponding to:
(i)
the desynchronisation of a significant part of the LFC area rendering the usual balancing processes counterproductive; or
(ii)
the reduction to zero of cross zonal capacity on a bidding zone border(s);
(d)
the inability of the following affected entities to execute their market activities for reason(s) outside their control:
(i)
balance responsible parties;
(ii)
balancing service providers;
(iii)
NEMOs and other entities assigned or delegated to execute market functions pursuant to Regulation (EU) 2015/1222;
(iv)
transmission connected DSOs;
(e)
the absence of properly functioning tools and communication means necessary to perform:
(i)
the single day-ahead or intraday coupling or any explicit capacity allocation mechanism; or
(ii)
the frequency restoration process; or
(iii)
the reserve replacement process; or
(iv)
the provision by balance responsible party of a balanced position in day ahead and the provision of change of its position; or
(v)
the provision of schedules referred to in Article 111(1) and (2) of Regulation (EU) 2017/1485.
5.   The rules for suspension and restoration of market activities shall define a time delay to be respected for each parameter defined pursuant to paragraph 4, prior to starting the procedure for suspension of market activities.
6.   The concerned TSO shall assess in real-time the parameters defined pursuant to paragraph 4, on the basis of the information at its disposal.
7.   By 18 December 2020, ENTSO for Electricity shall submit to the Agency a report assessing the level of harmonisation of the rules for suspension and restoration of market activities established by the TSOs and identifying, as appropriate, areas that require harmonisation.
8.   By 18 June 2019, each TSO shall submit to ENTSO for Electricity the data required to prepare and submit the report in accordance with paragraph 7.
Article 37
Procedure for restoration of market activities
1.   The concerned TSO, in coordination with the NEMO(s) active in its control area and with the neighbouring TSOs, shall launch the procedure for the restoration of market activities suspended pursuant to Article 35(1) when:
(a)
the situation triggering the suspension has ended and no other situation referred to in Article 35(1) applies; and
(b)
the entities referred to in Article 38(2) have been duly informed in advance in accordance with Article 38.
2.   The concerned TSO, in coordination with neighbouring TSOs, shall launch the restoration of TSO processes impacted by the suspension of market activities when the conditions of paragraph 1 are fulfilled or before, if necessary to restore market activities.
3.   The concerned NEMO(s), in coordination with TSOs and entities referred to in Article 35(5), shall launch the restoration of the relevant single day ahead and/or single intraday coupling processes as soon as the TSO(s) notifies that the TSOs' processes have been restored.
4.   When the provision of cross zonal capacity has been suspended and subsequently restored, each concerned TSO shall update the cross zonal capacities for capacity allocation by using, from the following, the most feasible and efficient option for each market time unit:
(a)
by using the latest available cross zonal capacities calculated by the coordinated capacity calculator;
(b)
by launching the regional capacity calculation processes applicable in accordance with Articles 29 and 30 of Regulation (EU) 2015/1222; or,
(c)
by determining, in coordination with TSOs of the capacity calculation region, cross zonal capacities based on the actual physical network conditions.
5.   When part of the total coupled area where market activities have been suspended is back to the normal state or alert state, the NEMO(s) of this area shall be entitled to execute a market coupling in a part of the total coupled area, in consultation with the TSOs and entities referred to in Article 35(5), provided that the TSO has restored the capacity calculation process.
6.   No later than 30 days after the market activities have been restored, the TSO(s) that suspended and restored market activities shall prepare a report at least in English containing a detailed explanation of the rationale, implementation and impact of the market suspension and a reference to the compliance with the rules for suspension and restoration of market activities and shall submit it to the relevant regulatory authority in accordance with Article 37 of Directive 2009/72/EC, and make it available to the entities referred to in Article 38(2).
7.   The regulatory authorities of the Member States or the Agency may issue a recommendation to the concerned TSO(s) to promote good practices and prevent similar incidents in the future.
Article 38
Communication procedure
1.   The rules for suspension and restoration of market activities developed pursuant to Article 36 shall also contain a communication procedure detailing the tasks and actions expected from each party in its different roles during the suspension and restoration of market activities.
2.   The communication procedure shall provide that information is sent, simultaneously, to the following entities:
(a)
the parties referred to in Article 35(5);
(b)
the balance responsible parties;
(c)
the balancing service providers;
(d)
the transmission connected DSOs; and
(e)
the relevant regulatory authority of the concerned Member States in accordance with Article 37 of Directive 2009/72/EC.
3.   The communication procedure shall include at least the following steps:
(a)
the notification by the TSO that market activities have been suspended in accordance with Article 35;
(b)
the notification by the TSO of best estimate for the time and date for transmission system restoration;
(c)
the notification by the NEMO and other entities designated to execute market functions according to Regulation (EU) 2015/1222 and to Regulation (EU) 2016/1719 of the suspension of their activities, if any;
(d)
the updates by the TSOs on the process for restoration of the transmission system;
(e)
the notification by the entities referred to in points (a) to (d) of paragraph 2, that their market tools and communication systems are operational;
(f)
the notification by the TSO(s) that the transmission system has been restored back to normal state or alert state;
(g)
the notification by the NEMO and other entities assigned or delegated to execute market functions according to Regulation (EU) 2015/1222 of the best estimate for time and date when market activities will be restored; and
(h)
the confirmation by the NEMO and other entities assigned or delegated to execute market functions according to Regulation (EU) 2015/1222 that market activities have been restored.
4.   All notifications and updates by the TSO(s), the NEMO(s) and other entities assigned or delegated to execute market functions referred to in paragraph 3, shall be published on the websites of those entities. When notification or update on the website is not possible, the entity subject to the obligation to notify, shall inform via email, or via any other available means, at least those parties directly participating in the suspended market activities.
5.   Notification pursuant to point (e) of paragraph 3 shall be done via email or via any other available means to the concerned TSO.
Article 39
Rules for settlement in case of suspension of market activities
1.   By 18 December 2018, each TSO shall develop a proposal for rules for imbalance settlement and settlement of balancing capacity and balancing energy which shall be applicable for imbalance settlement periods during which the market activities were suspended. The TSO may propose the same rules it applies for normal operations.
The TSO shall publish these rules on its website following their approval by the relevant regulatory authority in accordance with Article 37 of Directive 2009/72/EC.
A TSO may delegate the TSO's tasks referred to in this Article to one or more third parties, provided that the third party can carry out the respective function at least as effectively as the TSO(s). A Member State or, where applicable, a regulatory authority, may assign the tasks referred to in this Article to one or more third parties, provided that the third party can carry out the respective function at least as effectively as the TSO(s).
2.   The rules referred to in paragraph 1 shall address the settlements of TSO's and third parties, where relevant, with balance responsible parties, and balancing services providers.
3.   The rules developed in accordance with paragraph 1 shall:
(a)
ensure the financial neutrality of each TSO and relevant third party referred to in paragraph 1;
(b)
avoid distortions of incentives or counterproductive incentives to balance responsible parties, balance service providers and TSOs;
(c)
incentivise balance responsible parties to strive to be balanced or help the system to restore its balance;
(d)
avoid any financial penalties imposed on balance responsible parties and balancing service providers due to the execution of the actions requested by the TSO;
(e)
discourage TSOs from suspending market activities, unless strictly necessary, and incentivise TSOs to restore the market activities as soon as possible; and
(f)
incentivise balance service providers to offer services to the connecting TSO that helps restore the system to normal state.
CHAPTER V
INFORMATION EXCHANGE AND COMMUNICATION, TOOLS AND FACILITIES
Article 40
Information exchange
1.   In addition to the provisions of Articles 40 to 53 of Regulation (EU) 2017/1485, each TSO, when in the emergency, blackout or restoration states, shall be entitled to gather the following information:
(a)
from DSOs identified in accordance with Article 23(4), the necessary information about at least:
(i)
the part of their network that is in island operation;
(ii)
the ability to synchronise parts of their network that is in island operation; and
(iii)
the capability to start island operation.
(b)
from SGUs identified in accordance with Article 23(4) and restoration service providers, information about at least the following conditions:
(i)
the current status of the installation;
(ii)
the operational limits;
(iii)
the full activation time and the time to increase generation; and
(iv)
the time critical processes.
2.   During the emergency, blackout or restoration states, each TSO shall provide in due time and for the purposes of system defence plan procedures and restoration plan procedures, the following information, where available to the TSO:
(a)
to neighbouring TSOs, information about at least:
(i)
the extent and borders of the synchronised region or synchronised regions to which its control area belongs;
(ii)
the restrictions to operate the synchronised region;
(iii)
the maximum duration and amount of active and reactive power that can be supplied via interconnectors; and
(iv)
any other technical or organisational restrictions;
(b)
to the frequency leader of its synchronised region, information about at least:
(i)
the restrictions to maintain island operation;
(ii)
the available additional load and generation; and
(iii)
the availability of operational reserves;
(c)
to transmission connected DSOs identified in accordance with Article 11(4) and 23(4), information about at least:
(i)
the system state of its transmission system;
(ii)
the limits of active and reactive power, block loading, tap and circuit breaker position at the connection points;
(iii)
the information on the current and planned status of power generating modules connected to the DSO, if not available to the DSO directly; and
(iv)
all necessary information leading to further coordination with distribution connected parties;
(d)
to defence service providers, information about at least:
(i)
the system state of its transmission system; and
(ii)
the scheduled measures that require participation of the defence service providers;
(e)
to DSOs and SGUs identified pursuant to Article 23(4) and to restoration service providers, information about at least:
(i)
the system state of its transmission system;
(ii)
the ability and plans to re-energise couplings; and
(iii)
the scheduled measures that require their participation.
3.   TSOs in emergency, blackout or restoration state shall exchange among themselves information concerning, at least:
(a)
the circumstances that led to the current system state of its transmission system, to the extent that they are known; and
(b)
the potential problems making assistance for active power necessary.
4.   A TSO in emergency, blackout or restoration state shall provide, in due time, information about the system state of its transmission system and, where available, additional information explaining the situation on the transmission system:
(a)
to the NEMO(s), who shall make this information available to their market participants, as provided for in Article 38;
(b)
to its relevant regulatory authority in accordance with Article 37 of Directive 2009/72/EC, or when explicitly provided for in national law, to the entities referred to in Article 4(3); and
(c)
to any other relevant party, as appropriate.
5.   TSOs shall inform each affected party about the test plan developed pursuant to Article 43(2) and (3).
Article 41
Communication systems
1.   Each DSO and SGU identified in accordance with points (b) and (c) of Article 23(4), each restoration service provider and each TSO shall have a voice communication system in place with sufficient equipment redundancy and backup power supply sources to allow the exchange of the information needed for the restoration plan for at least 24 hours, in case of total absence of external electrical energy supply or in case of failure of any individual voice communication system equipment. Member States may require a minimum backup power capacity higher than 24 hours.
2.   Each TSO shall establish, in consultation with the DSOs and SGUs identified in accordance with Article 23(4) and with restoration service providers, the technical requirements to be fulfilled by their voice communication systems as well as by the TSO's own voice communication system in order to allow their interoperability and to guarantee that the TSO's incoming call can be identified by the other party and answered immediately.
3.   Each TSO shall establish, in consultation with its neighbouring TSOs and the other TSOs of its synchronous area, the technical requirements to be fulfilled by their voice communication systems as well as by the TSO's own voice communication system in order to allow their interoperability and to guarantee that the TSO's incoming call can be identified by the other party and answered immediately.
4.   Notwithstanding paragraph 1, those SGUs identified in accordance with Article 23(4) that are type B power generating modules and those restoration service providers that are type A or B power generating modules, shall have the possibility to have only a data communication system, instead of a voice communication system, if agreed upon with the TSO. This data communication system shall fulfil the requirements laid down in paragraphs 1 and 2.
5.   Member States may require that, in addition to the voice communication system, a complementary communication system be used to support the restoration plan; in that case, the complementary communication system shall fulfil the requirements laid down in paragraph 1.
Article 42
Tools and facilities
1.   Each TSO shall make available critical tools and facilities referred to in Article 24 of Regulation (EU) 2017/1485 for at least 24 hours in case of loss of primary power supply.
2.   Each DSO and SGU identified pursuant to Article 23(4) as well as restoration service provider shall make available critical tools and facilities referred to in Article 24 of Regulation (EU) 2017/1485 and used in the restoration plan for at least 24 hours in case of loss of primary power supply, as defined by the TSO.
3.   Each TSO shall have at least one geographically separate backup control room. The backup control room shall include at least the critical tools and facilities referred to in Article 24 of Regulation (EU) 2017/1485. Each TSO shall arrange a backup power supply for its backup control room for at least 24 hours in case of loss of primary power supply.
4.   Each TSO shall prepare a transfer procedure for moving functions from the main control room to the backup control room as quickly as possible, and in any case in a maximum time of three hours. The procedure shall include the operation of the system during the transfer.
5.   Substations identified as essential for the restoration plan procedures pursuant to Article 23(4) shall be operational in case of loss of primary power supply for at least 24 hours. For substations in the synchronous area Ireland and Latvia, the duration of operation in case of loss of primary power supply may be lower than 24 hours and shall be approved by the regulatory authority or other competent authority of the Member State, on proposal of the TSO.
CHAPTER VI
COMPLIANCE AND REVIEW
SECTION 1
Compliance testing of TSO, DSO and SGU capabilities
Article 43
General principles
1.   Each TSO shall periodically assess the proper functioning of all equipment and capabilities considered in the system defence plan and the restoration plan. To this end, each TSO shall periodically verify the compliance of such equipment and capabilities, in accordance with paragraph 2 and with Article 41(2) of Regulation (EU) 2016/631, Article 35(2) of Regulation (EU) 2016/1388 and Article 69(1) and (2) of Regulation (EU) 2016/1447.
2.   By 18 December 2019 each TSO shall define a test plan in consultation with the DSOs, the SGUs identified pursuant to Articles 11(4) and 23(4), the defence service providers and the restoration service providers. The test plan shall identify the equipment and capabilities relevant for the system defence plan and the restoration plan that have to be tested.
3.   The test plan shall include the periodicity and conditions of the tests, following the minimum requirements outlined in Articles 44 to 47. The test plan shall follow the methodology laid down in Regulation (EU) 2016/631 Regulation (EU) 2016/1388 and Regulation (EU) 2016/1447 for the corresponding tested capability. For SGUs that are not subject to Regulation (EU) 2016/631, Regulation (EU) 2016/1388 and Regulation (EU) 2016/1447, the test plan shall follow the provisions of national law.
4.   Each TSO, DSO, SGU, defence service provider and restoration service provider shall not endanger the operational security of the transmission system and of the interconnected transmission system during the test. The test shall be conducted in a way that minimises the impact on system users.
5.   The test is deemed to be successful when it fulfils the conditions established by the relevant system operator pursuant to paragraph 3. As long as a test fails to fulfil these criteria, the TSO, DSO, SGU, defence service provider and restoration service provider shall repeat the test.
Article 44
Compliance testing of power generating module capabilities
1.   Each restoration service provider which is a power generating module delivering black start service shall execute a black start capability test, at least every three years, following the methodology laid down in Article 45(5) of Regulation (EU) 2016/631.
2.   Each restoration service provider which is a power generating module delivering a quick re-synchronisation service shall execute tripping to houseload test after any changes of equipment having an impact on its houseload operation capability, or after two unsuccessful consecutive tripping in real operation, following the methodology laid down in Article 45(6) of Regulation (EU) 2016/631.
Article 45
Compliance testing of demand facilities providing demand side response
1.   Each defence service provider delivering demand response shall execute a demand modification test, after two consecutive unsuccessful responses in real operation or at least every year, following the methodology laid down in Article 41(1) of Regulation (EU) 2016/1388.
2.   Each defence service provider delivering demand response low frequency demand disconnection shall execute a low frequency demand disconnection test within a period to be defined at national level and following the methodology laid down in Article 37(4) of Regulation (EU) 2016/1388 for transmission connected demand facilities or according to a similar methodology defined by the relevant system operator for other demand facilities.
Article 46
Compliance testing of HVDC capabilities
Each restoration service provider which is an HVDC system delivering a black start service shall execute a black start capability test, at least every three years, following the methodology laid down in Article 70(11) of Regulation (EU) 2016/1447.
Article 47
Compliance testing of low frequency demand disconnection relays
Each DSO and TSO shall execute testing on the low frequency demand disconnection relays implemented on its installations, within a period to be defined at national level and following the methodology laid down in Article 37(6) and Article 39(5) of Regulation (EU) 2016/1388.
Article 48
Testing of communication systems
1.   Each DSO and SGU identified pursuant to Article 23(4), each TSO and each restoration service provider shall test the communication systems defined in Article 41, at least every year.
2.   Each DSO and SGU identified pursuant to Article 23(4), each TSO and each restoration service provider shall test the backup power supply of their communication systems at least every five years.
3.   By 18 December 2024 each TSO, in consultation with other TSOs, shall define a test plan for testing the inter-TSO communication.
Article 49
Testing of tools and facilities
1.   Each TSO shall test the capability of main and backup power sources to supply its main and backup control rooms, provided for in Article 42, at least every year.
2.   Each TSO shall test the functionality of critical tools and facilities referred to in Article 24 of Regulation (EU) 2017/1485, at least every three years, covering both main and backup tools and facilities. Where these tools and facilities involve DSOs or SGUs, these parties shall participate in this test.
3.   Each TSO shall test the capability of backup power sources to supply essential services of the substations identified as essential for the restoration plan procedures pursuant to Article 23(4), at least every five years. When these substations are in distribution systems, DSOs shall execute this test.
4.   Each TSO shall test the transfer procedure for moving from the main control room to the backup control room, provided for in Article 42(4), at least every year.
SECTION 2
Compliance testing and review of system defence plans and restoration plans
Article 50
Compliance testing and periodic review of the system defence plan
1.   Each DSO concerned by the implementation of the low frequency demand disconnection on its installations shall update once a year the communication to the notifying system operator provided for in point (b) of Article 12(6). This communication shall include the frequency settings at which netted demand disconnection is initiated and the percentage of netted demand disconnected at every such setting.
2.   Each TSO shall monitor the proper implementation of the low frequency demand disconnection on the basis of the yearly written communication referred to in paragraph 1 and on the basis of implementation details of TSOs' installations where applicable.
3.   Each TSO shall review, at least every five years, its complete system defence plan to assess its effectiveness. The TSO shall in this review take into account at least:
(a)
the development and evolution of its network since the last review or first design;
(b)
the capabilities of new equipment installed on the transmission and distribution systems since the last review or first design;
(c)
the SGUs commissioned since the last review or first design, their capabilities and relevant services offered;
(d)
the tests carried out and the analysis of system incidents pursuant to Article 56(5) of Regulation (EU) 2017/1485; and
(e)
the operational data collected during normal operation and after disturbance.
4.   Each TSO shall review the relevant measures of its system defence plan in accordance with paragraph 3 before any substantial change in the configuration of the grid.
5.   When the TSO identifies the need to adapt the system defence plan, it shall amend its system defence plan and implement these amendments in accordance with points (c) and (d) of Article 4(2) and Articles 11 and 12.
Article 51
Compliance testing and periodic review of the restoration plan
1.   Each TSO shall review the measures of its restoration plan using computer simulation tests, using data from the DSOs identified pursuant to Article 23(4) and the restoration service providers, at least every five years. The TSO shall define these simulation tests in a dedicated testing procedure covering at least:
(a)
the energising restoration path from restoration service providers with black start or island operation capabilities;
(b)
the supply of power generating modules main auxiliaries;
(c)
the demand reconnection process; and
(d)
the process for resynchronisation of networks in island operation.
2.   In addition, where deemed necessary by the TSO for the effectiveness of the restoration plan, each TSO shall execute operational testing of parts of the restoration plan, in coordination with the DSOs identified pursuant to Article 23(4) and the restoration service providers. The TSO shall set out, in consultation with the DSOs and restoration service providers, those operational tests in a dedicated testing procedure.
3.   Each TSO shall review its restoration plan to assess its effectiveness, at least every five years.
4.   Each TSO shall review the relevant measures of its restoration plan in accordance with paragraph 1 and review their effectiveness before any substantial change in the configuration of the grid.
5.   When the TSO identifies the need to adapt the restoration plan, it shall amend its restoration plan and implement these amendments in accordance with points (c) and (d) of Article 4(2) and Articles 23 and 24.
CHAPTER VII
IMPLEMENTATION
Article 52
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 in particular the following matters:
(a)
identification of any divergences in the national implementation of this Regulation for the items listed in Article 4(2);
(b)
consistency assessment of system defence plans and restoration plans carried out by TSOs in accordance with Article 6;
(c)
thresholds above which the impact of actions of one or more TSOs in the emergency, blackout or restoration states is considered significant for other TSOs within the capacity calculation region in accordance with Article 6;
(d)
the level of harmonisation of the rules for suspension and restoration of market activities established by the TSOs in accordance with Article 36(1) and for the purposes of the report provided for in Article 36(7);
(e)
the level of harmonisation of the rules for imbalance settlement and settlement of balancing energy in case of market suspension, referred to in Article 39.
2.   The Agency, in cooperation with ENTSO for Electricity, shall produce by 18 December 2018 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.   Following a request of the relevant regulatory authority in accordance with Article 37 of Directive 2009/72/EC, DSOs and the entities pursuant to Article 39(1) 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 53
Stakeholder involvement
The Agency, in close cooperation with ENTSO for Electricity, shall organise stakeholder involvement regarding the implementation of this Regulation. Such involvement shall include regular meetings with stakeholders to identify problems and propose improvements related to the requirements of this Regulation.
CHAPTER VIII
FINAL PROVISIONS
Article 54
Amendments to contracts and general terms and conditions
All relevant clauses in contracts and general terms and conditions of TSOs, DSOs and SGUs 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 55
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
.
Article 15(5) to (8), Article 41 and Article 42(1), (2) and (5) shall apply from 18 December 2022.
This Regulation shall be binding in its entirety and directly applicable in all Member States.
Done at Brussels, 24 November 2017.
For the Commission
The President
Jean-Claude JUNCKER
(
1
)
  
            
OJ L 211, 14.8.2009, p. 15
.
(
2
)
  Commission Regulation (EU) 2017/1485 of 2 August 2017 establishing a guideline on electricity transmission system operation (
OJ L 220, 25.8.2017, p. 1
).
(
3
)
  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
).
(
4
)
  Commission Regulation (EU) 2016/1719 of 26 September 2016 establishing a guideline on forward capacity allocation (
OJ L 259, 27.9.2016, p. 42
).
(
5
)
  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
).
(
6
)
  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
).
(
7
)
  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
).
(
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
)
  Commission Regulation (EU) 2016/1388 of 17 August 2016 establishing a network code on demand connection (
OJ L 223, 18.8.2016, p. 10
).
ANNEX
Automatic low frequency demand disconnection scheme characteristics:
Parameter
Values SA Continental Europe
Values SA Nordic
Values SA Great Britain
Values SA Ireland
Measuring Unit
Demand disconnection starting mandatory level:
Frequency
49
48,7 – 48,8
48,8
48,85
Hz
Demand disconnection starting mandatory level:
Demand to be disconnected
5
5
5
6
% of the Total Load at national level
Demand disconnection final mandatory level:
Frequency
48
48
48
48,5
Hz
Demand disconnection final mandatory level:
Cumulative Demand to be disconnected
45
30
50
60
% of the Total Load at national level
Implementation range
± 7
± 10
± 10
± 7
% of the Total Load at national level, for a given Frequency
Minimum number of steps to reach the final mandatory level
6
2
4
6
Number of steps
Maximum Demand disconnection for each step
10
15
10
12
% of the Total Load at national level, for a given step

Summary:
Network code on electricity emergency and restoration
SUMMARY OF:
Regulation (EU) 2017/2196 establishing a network code on electricity emergency and restoration
WHAT IS THE AIM OF THE REGULATION?
It sets up an electricity network code
1
 with the aim of safeguarding the security of the electricity system, and preventing incidents from spreading or worsening.
It aims to avoid widespread disturbance and the blackout
2
 state, as well to allow for the efficient and rapid restoration
3
 of the electricity system from the emergency
4
 or blackout states.
KEY POINTS
The regulation establishes an 
electricity network code
 setting out requirements on:
the management by transmission system operators (TSOs) of the emergency, blackout and restoration states;
the coordination of system operation across the EU in the emergency, blackout and restoration states;
the tests, tools and facilities to guarantee a reliable, efficient and fast restoration.
The regulation particularly concerns:
TSOs;
regional security coordinators (RSCs);
distribution system operators (DSOs);
significant grid users (SGUs);
defence service providers;
restoration service providers;
balance responsible parties;
balancing service providers
5
;
nominated electricity market operators (NEMO); and
other entities designated to carry out electricity market functions.
The regulation covers 
procedures
 for:
consultation and coordination of TSOs with other parties;
regional coordination of system defence and restoration plans;
public consultation;
recovery of costs;
confidentiality obligations.
System defence and restoration plans
Each TSO must design a 
system defence plan
 and a 
restoration plan
, in consultation with relevant DSOs, SGUs, national regulatory authorities, and others. The plans include, for example:
operational security limits;
the needs of high priority significant grid users and the terms and conditions for their disconnection and re-energisation;
the conditions under which the plans are activated;
instructions to be issued by the TSO under the plans;
measures subject to real-time consultation or coordination;
measures to be implemented by the TSO and DSOs and SGUs;
a list of substations which are essential for its restoration plan procedures;
the number of power sources in the TSO’s control area necessary to re-energise its system;
technical and organisational measures such as: 
system protection schemes;
frequency deviation management;
voltage deviation management;
power flow management;
re-energisation procedure;
resynchronisation procedure;
manual demand disconnection and re-energisation;
implementation deadlines for each measure listed.
Specific rules apply in the implementation of the system defence and restoration plans.
Each TSO needs to have in place the apropriate communication tools and to periodically assess and test the proper functioning of all equipment and capabilities involved in the system defence plan and the restoration plan.
Market activities
Subject to some conditions, a TSO may temporarily suspend market activities where:
the transmission system is in blackout state, or the continuation would decrease significantly the effectiveness of the restoration process to the normal or alert state; or
where the means to facilitate market activities are not available.
Monitoring
Implementation of the regulation is monitored by 
ENTSO for Electricity
.
Companion legislation
This regulation supplements and is an integral part of Regulation (EC) 
No 714/2009
 on 
cross-border exchanges in electricity
. References to Regulation (EC) 
No 714/2009
 in other legal acts should be understood as also referring to this regulation.
The regulation is also a companion to Regulation (EU) 2017/1485: 
guideline on electricity transmission system operation
.
FROM WHEN DOES THE REGULATION APPLY?
It has applied since 
18 December 2017
.
BACKGROUND
See also:
Electricity network codes and guidelines
(
European Commission
)
What are network codes?
(
ENTSO-E
).
KEY TERMS
Electricity network code:
 binding rules and procedures relating, for example, to:
Blackout state:
 the electricity system state where the operation of part or all of the transmission system is terminated.
Restoration state:
 the system state where 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.
Emergency state:
 the electricity system state where one or more operational security limits are violated.
Balancing service provider:
 an electricity market participant who is able to provide balancing reserves of electricity to transmission service operators.
MAIN DOCUMENT
Commission Regulation (EU) 
2017/2196
 of 
24 November 2017
 establishing a network code on electricity emergency and restoration (OJ L 312, 
28.11.2017
, 
pp. 54-85
)
Successive amendments to Regulation (EU) 2017/2196 have been incorporated into the original document. This 
consolidated version
 is of documentary value only.
RELATED DOCUMENTS
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
)
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
, 
pp. 1-68
)
Commission Regulation (EU) 
2016/1388
 of 
17 August 2016
 establishing a Network Code on Demand Connection (OJ L 223, 
18.8.2016
, 
pp. 10-54
)
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
, 
pp. 1-65
)
Commission Regulation (EU) 
2016/1719
 of 
26 September 2016
 establishing a guideline on forward capacity allocation (OJ L 259, 
27.9.2016
, 
pp. 42-68
)
Commission Regulation (EU) 
2015/1222
 of 
24 July 2015
 establishing a guideline on capacity allocation and congestion management (OJ L 197, 
25.7.2015
, 
pp. 24-72
)
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
, 
pp. 1-12
)
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
, 
pp. 55-93
)
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
)
last update 
24.5.2019

--- DANISH ---

Document:
28.11.2017
DA
Den Europæiske Unions Tidende
L 312/54
KOMMISSIONENS FORORDNING (EU) 2017/2196
af 24. november 2017
om fastsættelse af en netregel for nødsituationer og systemgenoprettelse
(EØS-relevant tekst)
DEN EUROPÆISKE KOMMISSION HAR —
under henvisning til traktaten om Den Europæiske Unions Funktionsområde,
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 6, stk. 11, 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)
Forordning (EF) nr. 714/2009 fastsætter 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)
Kommissionens forordning (EU) 2017/1485 
(
2
)
 fastsætter harmoniserede regler om systemdrift for transmissionssystemoperatører (»TSO'er«), regionale sikkerhedskoordinatorer (»RSK'er«), distributionssystemoperatører (»DSO'er«) og betydningsfulde netbrugere (»BNB'er«). Den identificerer forskellige kritiske systemtilstande (normal tilstand, varslingstilstand, nødtilstand, blackout-tilstand og genoprettelsestilstand). Den omfatter også krav og principper til sikring af betingelserne for opretholdelse af driftssikkerhed i hele Unionen og til fremme af koordineringen af systemdrift, krav og principper for driftsplanlægning og planlægningsprocesser, der kræves for at imødegå driftsmæssige sikkerhedsproblemer og krav i realtid, og principper for last-frekvensregulering og reserver i Unionen.
(4)
Der må udvikles et fælles sæt minimumskrav og principper for de procedurer og handlinger, der specifikt skal udføres, når der er tale om nød-, blackout- og genoprettelsestilstand.
(5)
Selv om hver TSO er ansvarlig for opretholdelse af driftssikkerheden i sit systemområde, er den sikre og effektive drift af Unionens elsystem en opgave, der deles mellem alle Unionens TSO'er, da alle nationale systemer til en vis grad er forbundet, og en fejl i ét systemområde kan påvirke andre områder. Effektiv drift af Unionens elsystem kræver også tæt samarbejde og koordinering mellem interesseparterne.
(6)
Det er derfor nødvendigt at fastlægge harmoniserede krav til tekniske og organisatoriske foranstaltninger, der skal hindre udbredelsen eller forværrelsen af en hændelse i det nationale system og for at undgå spredning af forstyrrelsen og blackout-tilstanden til andre systemer. Det er også nødvendigt at fastlægge harmoniserede procedurer, som TSO'er skal implementere for at genoprette varslingstilstanden eller den normale tilstand efter spredningen af forstyrrelsen eller blackout-tilstanden.
(7)
Hver TSO bør etablere en systemforsvarsplan og en genoprettelsesplan via en tilgang i tre trin: En udformningsfase, der består af fastlæggelse af planens detaljerede indhold, en implementeringsfase, der består i udvikling og installation af alle nødvendige midler og tjenester til aktivering af planen, samt en aktiveringsfase, der består i driftsmæssig brug af en eller flere af planens foranstaltninger.
(8)
Harmoniseringen af alle kravene til TSO'ernes etablering af deres respektive systemforsvarsplaner og genoprettelsesplaner burde sikre den overordnede effektivitet af planerne på unionsplan.
(9)
TSO'er bør sikre kontinuiteten af energitransaktioner under nød-, blackout- og genoprettelsestilstand og kun suspendere markedsaktiviteter og markedsledsagende processer som en sidste udvej. Der bør fastlægges klare, objektive og harmoniserede betingelser, hvorunder energitransaktioner kan suspenderes og efterfølgende genoptages.
(10)
Hver TSO bør efter anmodning understøtte enhver anden TSO i nød-, blackout- og genoprettelsestilstand, såfremt en sådan understøttelse ikke fører til nød- eller blackout-tilstand for den anmodede TSO's system.
(11)
I medlemsstater, hvor der anvendes offentlige kommunikationssystemer, bør TSO'er, DSO'er, BNB'er og genoprettelsesydelsesleverandører bestræbe sig på, at opnå prioriteret telekommunikationsstatus hos deres respektive telekommunikationsudbydere.
(12)
Den 20. juli 2015 anbefalede Agenturet for Samarbejde mellem Energimyndigheder (Agenturet) Kommissionen at godkende netreglen om balancering, med forbehold af de krav, der er indeholdt i Agenturets anbefaling nr. 3/2015.
(13)
I tillæg til de generelle forskrifter i forordning (EU) 2017/1485 er specifikke forudsætninger påkrævet for at garantere informationsudvekslingen og kommunikationen under nød-, blackout- og genoprettelsestilstand samt tilgængeligheden af kritiske værktøjer og anlæg, der er nødvendige for at drive og genoprette systemet.
(14)
Denne forordning er blevet vedtaget på baggrund af forordning (EF) nr. 714/2009, som den supplerer, og hvoraf den udgør en integreret del. Henvisninger til forordning (EF) nr.714/2009 i andre retsakter skal forstås, som at der også henvises til denne forordning.
(15)
Foranstaltningerne i denne forordning er i overensstemmelse med udtalelsen fra det udvalg, der er omhandlet i artikel 23, stk. 1, i forordning (EF) nr. 714/2009 —
VEDTAGET DENNE FORORDNING:
KAPITEL I
GENERELLE BESTEMMELSER
Artikel 1
Anvendelsesområde
Ved denne forordning fastlægges en netregel, der har til formål at beskytte driftssikkerhed, hindre udbredelsen eller forværrelsen af en hændelse, så en udbredt forstyrrelse og blackout-tilstanden undgås, og som for at tillade effektiv og hurtig genoprettelse af elsystemet fra nød- eller blackout-tilstande fastsætter krav til:
a)
TSO'ers håndtering af nød-, blackout- og genoprettelsestilstand
b)
koordinering af systemdriften i Unionen i nød-, blackout- og genoprettelsestilstand
c)
simulationer og test, der skal garantere en pålidelig, effektiv og hurtig genoprettelse af de tilsluttede transmissionssystemer til den normale tilstand fra nød-, blackout- og genoprettelsestilstand
d)
værktøjer og anlæg påkrævet til at garantere en pålidelig, effektiv og hurtig genoprettelse af de tilsluttede transmissionssystemer til den normale tilstand fra nød-, blackout- og genoprettelsestilstand.
Artikel 2
Anvendelsesområde
1.   Denne forordning gælder for TSO'er, DSO'er, BNB'er, forsvarsydelsesleverandører, genoprettelsesydelsesleverandører, balanceansvarlige parter, udpegede elektricitetsmarkedsoperatører (»NEMO'er«) og andre enheder, der er udpeget til at udføre markedsfunktioner i henhold til Kommissionens forordning (EU) 2015/1222 
(
3
)
 og Kommissionens forordning (EU) 2016/1719 
(
4
)
.
2.   Denne forordning gælder navnlig for følgende BNB'er:
a)
eksisterende og nye produktionsanlæg klassificeret som type C og D i overensstemmelse med de kriterier, der er fastsat i artikel 5 i Kommissionens forordning (EU) 2016/631 
(
5
)
b)
eksisterende og nye produktionsanlæg klassificeret som type B i overensstemmelse med de kriterier, der er fastsat i artikel 5 i Kommissionens forordning (EU) 2016/631, forudsat at de er identificeret som BNB'er i overensstemmelse med artikel 11, stk. 4, og artikel 23, stk. 4
c)
eksisterende og nye transmissionstilsluttede forbrugsanlæg
d)
eksisterende og nye transmissionstilsluttede lukkede distributionssystemer
e)
leverandører af belastningsomfordeling for produktionsanlæg eller forbrugsanlæg ved hjælp af aggregering og leverandører af reserver af aktiv effekt i henhold til afsnit 8 i forordning (EU) 2017/1485
f)
eksisterende og nye systemer med højspændingsjævnstrøm (»HVDC-systemer«) og jævnstrømstilsluttede elproducerende anlæg i overensstemmelse med de kriterier, der er fastsat i artikel 4, stk. 1, i Kommissionens forordning (EU) 2016/1447 
(
6
)
.
3.   Denne forordning gælder for eksisterende og nye produktionsanlæg af type A i henhold til kriterierne i artikel 5 i forordning (EU) 2016/631, for eksisterende og nye produktionsanlæg af type B, dog ikke produktionsanlæg omhandlet i stk. 2, litra b), og for eksisterende og nye forbrugsanlæg, lukkede distributionssystemer og tredjeparter, der leverer efterspørgselsreaktion, hvis de er kvalificeret som forsvarsydelsesleverandører eller genoprettelsesydelsesleverandører i henhold til artikel 4, stk. 4.
4.   Produktionsanlæg af type A og B, der er omhandlet i stk. 3, forbrugsanlæg og lukkede distributionssystemer, der leverer efterspørgselsreaktion, kan opfylde betingelserne i denne forordning enten direkte eller indirekte via en tredjepart i henhold til de vilkår og betingelser, der er fastsat i overensstemmelse med artikel 4, stk. 4.
5.   Denne forordning gælder for BNB'ers, forsvarsydelsesleverandørers eller genoprettelsesydelsesleverandørers energilagerenheder, som kan anvendes til at balancere systemet, forudsat at de er identificeret som sådanne i systemforsvarsplanerne, genoprettelsesplanerne eller de relevante tjenesteydelseskontrakter.
6.   Denne forordning gælder for alle transmissionssystemer, distributionssystemer og sammenkoblinger i Unionen undtagen transmissionssystemer og distributionssystemer eller dele af transmissionssystemer og distributionssystemer for øer i medlemsstater, hvis systemer ikke drives synkront med synkronområderne Kontinentaleuropa, Storbritannien, Nordeuropa, Irland og Nordirland eller De baltiske stater, forudsat at denne ikke-synkrone drift ikke er resultatet af en forstyrrelse.
7.   I medlemsstater, hvor der er mere end én TSO gælder denne forordning for alle TSO'er i den pågældende medlemsstat. Hvis en TSO ikke udøver en funktion, der er relevant i forhold til en eller flere forpligtelser i henhold til denne forordning, kan medlemsstaten bestemme, at ansvaret for at opfylde disse forpligtelser tildeles en eller flere forskellige, specifikke transmissionssystemoperatører.
8.   TSO'er i Litauen, Letland og Estland er, så længe og i den udstrækning de drives i synkrontilstand i et synkronområde, hvor ikke alle lande er bundet af EU-lovgivning, fritaget fra anvendelsen af artikel 15, 29 og 33, medmindre andet er foreskrevet i en samarbejdsaftale med TSO'er fra tredjelande, der udgør grundlaget for deres samarbejde angående sikker systemdrift i overensstemmelse med artikel 10.
Artikel 3
Definitioner
I denne forordning gælder de definitioner, der er foreskrevet i artikel 2 i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/72/EF 
(
7
)
, artikel 2 i forordning (EF) nr. 714/2009, artikel 2 i Kommissionens forordning (EU) nr. 543/2013 
(
8
)
, artikel 2 i forordning (EU) 2015/1222, artikel 2 i forordning (EU) 2016/631, artikel 2 i Kommissionen forordning (EU) 2016/1388 
(
9
)
, artikel 2 i forordning (EU) 2016/1447, artikel 2 i forordning (EU) 2016/1719 og artikel 2 i forordning (EU) 2017/1485.
Derudover gælder følgende definitioner:
1)
»forsvarsydelsesleverandør«: en juridisk enhed med en lovmæssig eller kontraktuel forpligtelse til at levere en ydelse, der bidrager til en eller flere foranstaltninger i systemforsvarsplanen
2)
»genoprettelsesydelsesleverandør«: en juridisk enhed med en lovmæssig eller kontraktuel forpligtelse til at levere en ydelse, der bidrager til en eller flere foranstaltninger i genoprettelsesplanen
3)
»højtprioriteret betydelig netbruger«: de BNB'er, for hvilke der gælder særlige betingelser for afkobling og gentilkobling
4)
»nettoforbrug«: nettoværdien af aktiv effekt set fra et givet punkt i systemet, beregnet som (last — produktion), normalt udtrykt i kilowatt (kW) eller megawatt (MW) på et givet tidspunkt eller i gennemsnit over et fastlagt tidsinterval
5)
»genoprettelsesplan« betyder alle tekniske og organisatoriske foranstaltninger, der er nødvendige for at genoprette systemet til normal tilstand
6)
»gentilkobling«: fornyet tilslutning af produktion og last med sigte på at tilkoble de dele af systemet, der er blevet afkoblet
7)
»top-down-gentilkoblingsstrategi«: en strategi, der forudsætter hjælp fra andre TSO'er til at gentilkoble dele af en TSO's system
8)
»bottom-up-gentilkoblingsstrategi«: en strategi, hvor en del af en TSO's system kan gentilkobles uden hjælp fra andre TSO'er
9)
»gensynkronisering«: synkronisering og gentilslutning af to synkroniserede regioner i gensynkroniseringspunktet
10)
»frekvensansvarlig«: den TSO, der er udpeget til at være ansvarlig for systemfrekvensreguleringen i en synkroniseret region eller et synkronområde, således at systemfrekvensen kan genoprettes til den normale frekvens
11)
»synkroniseret region«: den del af et synkronområde, der er dækket af tilsluttede TSO'er med en fælles systemfrekvens, og som ikke er synkroniseret med resten af synkronområdet
12)
»gensynkroniseringsansvarlig«: den TSO, der er udpeget til at være ansvarlig for gensynkronisering af to synkroniserede regioner
13)
»gensynkroniseringspunkt«: den anordning, der forbinder to synkroniserede regioner, normalt en afbryder.
Artikel 4
Lovgivningsmæssige aspekter
1.   Ved anvendelse af denne forordning skal medlemsstater, regulerende myndigheder, kompetente enheder og systemoperatører:
a)
anvende proportionalitetsprincippet og princippet om ikke-diskrimination
b)
sikre gennemsigtighed
c)
anvende princippet om optimering mellem den største 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 tekniske, lovgivningsmæssige, personsikkerheds- og sikkerhedsmæssige begrænsninger
f)
respektere det ansvar, der er pålagt den relevante TSO med henblik på at sikre systemsikkerheden, herunder i henhold til kravene i national lovgivning
g)
konsultere de relevante TSO'er og tage hensyn til potentielle påvirkninger af deres system
h)
tage højde for vedtagne europæiske standarder og tekniske specifikationer.
2.   Hver TSO skal indsende følgende forslag til den relevante regulerende myndighed til godkendelse i overensstemmelse med artikel 37 i direktiv 2009/72/EF:
a)
vilkårene og betingelserne for at fungere som forsvarsydelsesleverandør på kontraktbasis, jf. stk. 4
b)
vilkårene og betingelserne for at fungere som genoprettelsesydelsesleverandør på kontraktbasis, jf. stk. 4
c)
listen over BNB'er, der er ansvarlige for gennemførelse af de foranstaltninger, der følger af ufravigelige krav i forordning (EU) 2016/631, (EU) 2016/1388 og (EU) 2016/1447 og/eller national lovgivning og den liste af foranstaltninger, der skal gennemføres af de BNB'er, der er udpeget af TSO'erne i henhold til artikel 11, stk. 4, litra c), og artikel 23, stk. 4, litra c)
d)
listen over højtprioriterede betydelige netbrugere, der er omhandlet i artikel 11, stk. 4, litra d), og artikel 23, stk. 4, litra d), eller principperne for deres fastlæggelse og vilkårene og betingelserne for afkobling og gentilkobling af højtprioriterede betydelige netbrugere, medmindre disse er fastlagt i medlemsstaternes nationale lovgivning
e)
reglerne for suspendering og genoptagelse af markedsaktiviteter i overensstemmelse med artikel 36, stk. 1
f)
specifikke regler for afregning af ubalancer og afregning af balanceringsenergi i overensstemmelse med artikel 39, stk. 1
g)
testplanen i overensstemmelse med artikel 43, stk. 2.
3.   Hvis det er fastsat af medlemsstaten, kan forslagene omhandlet i stk. 2, litra a)-d) og litra g), indsendes til godkendelse hos en anden enhed end den regulerende myndighed. Regulerende myndigheder og enheder udpeget af medlemsstaterne i medfør af dette stykke, træffer afgørelse om de i stk. 2 omhandlede forslag inden seks måneder fra den dato, hvor TSO'en har indsendt dem.
4.   Vilkårene og betingelserne for at fungere som forsvarsydelsesleverandør og som genoprettelsesydelsesleverandør fastsættes enten i det nationale lovgrundlag eller i kontraktgrundlaget. Hvis de fastsættes i kontrakten, skal hver TSO senest den 18. december 2018 udarbejde et forslag til de relevante vilkår og betingelser, som mindst definerer:
a)
karakteristikaene for den ydelse, der skal leveres,
b)
muligheden for og betingelserne for aggregering
c)
for genoprettelsesydelsesleverandører, den geografiske måldistribution af strømkilder med mulighed for start fra dødt net og ø-drift.
5.   Senest den 18. december 2018 meddeler hver TSO den regulerende myndighed eller enheden, der er udpeget af medlemsstaten, den systemforsvarsplan, der er udarbejdet i henhold til artikel 11, og genoprettelsesplanen, der er udarbejdet i henhold til artikel 23, eller mindst følgende elementer af planerne:
a)
systemforsvarsplanens og genoprettelsesplanens mål, inklusive de fænomener, der skal håndteres, eller de problemstillinger, der skal løses,
b)
de forhold, der udløser aktivering af systemforsvarsplanen og genoprettelsesplanens foranstaltninger
c)
rationalet for hver foranstaltning, en redegørelse for, hvordan den bidrager til målene for systemforsvarsplanen og genoprettelsesplanen, og den part, der er ansvarlig for gennemførelse af foranstaltningerne
d)
de frister, der er fastsat i artikel 11 og 23 for gennemførelse af foranstaltningerne.
6.   Hvis det er påkrævet eller tilladt i henhold til denne forordning, at en TSO specificerer, fastsætter eller godkender krav, vilkår og betingelser eller metoder, der ikke er underlagt godkendelse i overensstemmelse med stk. 2, kan medlemsstater kræve forudgående godkendelse af disse krav, vilkår og betingelser eller metoder fra den regulerende myndighed, fra enheden udpeget af medlemsstaten eller andre af medlemsstaternes kompetente myndigheder.
7.   Hvis en TSO skønner, at en ændring af de dokumenter, der er godkendt i overensstemmelse med stk. 3, er nødvendig, anvendes kravene i stk. 2-5 på den foreslåede ændring. TSO'er, der foreslår en ændring, skal i givet fald tage hensyn til de legitime forventninger hos ejere af elværker, ejere af forbrugsanlæg og andre interesseparter på baggrund af de oprindelig specificerede eller godkendte krav eller metoder.
8.   Enhver part kan klage over en relevant systemoperatør eller TSO i relation til den relevante systemoperatør eller TSO's forpligtigelser eller beslutninger i henhold til denne forordning og kan indgive klagen til den regulerende myndighed, som i egenskab at mæglingsmyndighed skal træffe en beslutning inden to måneder efter modtagelse af klagen. Denne periode kan forlænges med yderligere to måneder, hvis den regulerende myndighed ønsker yderligere oplysninger. Den forlængede periode kan yderligere forlænges med klagerens billigelse. Den regulerende myndigheds beslutning skal være bindende, medmindre og indtil den tilsidesættes efter en anke.
Artikel 5
Konsultation og koordinering
1.   Hvis denne forordning foreskriver, at en TSO skal konsultere implicerede parter angående de handlinger, den definerer før realtid eller i realtid, gælder følgende procedure:
a)
TSO'en skal være i forbindelse med mindst de parter, der er identificeret som krævende konsultation i denne forordnings artikler
b)
TSO'en skal redegøre for rationalet og målet med konsultationen og den beslutning, den skal træffe
c)
TSO'en skal fra de i litra a) nævnte parter indsamle alle relevante oplysninger og vurderingen heraf
d)
TSO'en tager behørigt hensyn til de konsulterede parters synspunkter, situationer og begrænsninger
e)
før en beslutning træffes, redegør TSO'en over for de konsulterede parter, hvorvidt der er taget hensyn til deres synspunkter eller ej og årsagerne hertil.
2.   Hvis denne forordning foreskriver, at en TSO skal koordinere udførelsen af et sæt handlinger i realtid med flere parter, gælder følgende procedure:
a)
TSO'en skal være i forbindelse med mindst de parter, der er identificeret som krævende koordination i realtid i denne forordnings artikler
b)
TSO'en skal redegøre for rationalet og målet for koordinationen og med de foranstaltninger, der skal træffes
c)
TSO'en skal fremsætte et indledende forslag om foranstaltninger, der skal træffes af hver part
d)
TSO'en skal fra de i litra a) nævnte parter indsamle alle relevante oplysninger og vurderingen heraf
e)
TSO'en skal fremsætte et endeligt forslag om foranstaltninger, der skal træffes af hver part, som tager behørigt hensyn til de berørte parters synspunkter, situationer og begrænsninger, og fastsætter en frist, inden for hvilken parterne kan gøre indsigelse mod de foranstaltninger, der foreslås af TSO'en
f)
hvis de berørte parter ikke gør indsigelse mod de foranstaltninger, der foreslås af TSO'en, skal hver part, inklusive TSO'en, udføre handlingerne i overensstemmelse med forslaget
g)
hvis en eller flere parter nægter at udføre de foranstaltninger, som TSO'en foreslår, inden for den fastsatte frist, skal TSO'en henvise de foreslåede foranstaltninger til den relevante autoritet med henblik på beslutning, sammen med en begrundelse for rationalet og målet for de foranstaltninger, TSO'en foreslår, og parternes vurdering og synspunkter
h)
hvis henvendelse i realtid til den relevante autoritet ikke er mulig, skal TSO'en igangsætte en ækvivalent foranstaltning, der har mindst mulig eller ingen indvirkning på de parter, der nægtede at udføre den foreslåede handling.
3.   En part kan nægte at udføre realtidshandlinger foreslået af TSO'en i medfør af koordineringsproceduren i stk. 2, hvis den godtgør, at den foreslåede handling ville medføre overtrædelse af en eller flere begrænsninger vedrørende teknik, lovgivning, personsikkerhed eller sikkerhed.
Artikel 6
Regional koordinering
1.   Hver TSO skal ved udformningen af sin systemforsvarsplan, jf. artikel 11, og sin genoprettelsesplan, jf. artikel 23, eller ved gennemgang af sin systemforsvarsplan, jf. artikel 50, og sin genoprettelsesplan, jf. artikel 51, sikre overensstemmelsen med de tilsvarende foranstaltninger i TSO'ernes planer i sit eget synkronområde og i planerne for tilstødende TSO'er, der tilhører et andet synkronområde, for mindst følgende foranstaltninger:
a)
assistance mellem TSO'er og koordinering i nødtilstand, jf. artikel 14
b)
frekvensreguleringsprocedurer, jf. artikel 18 og 28, dog ikke fastsættelsen af målfrekvens i tilfælde af en bottom-up-gentilkoblingsstrategi før en eventuel gensynkronisering med det tilsluttede transmissionssystem
c)
proceduren for hjælp til aktiv effekt i henhold til artikel 21
d)
top-down-gentilkoblingsstrategien, jf. artikel 27.
2.   Overensstemmelsesvurderingen af systemforsvarsplanen og genoprettelsesplanen, jf. stk. 1, skal inkludere følgende opgaver:
a)
udveksling af information og data mellem de berørte TSO'er om foranstaltningerne omhandlet i stk. 1
b)
identificering af manglende overensstemmelse af foranstaltningerne omhandlet i stk. 1 i de involverede TSO'ers planer
c)
identificering af potentielle trusler mod driftssikkerhed i kapacitetsberegningsregionen. Disse trusler omfatter blandt andet regionale almindelige fejltilstande med betydelig indvirkning på de involverede TSO'ers transmissionssystemer
d)
vurdering af effektiviteten af foranstaltningerne omhandlet i stk. 1, som er specificeret i de involverede TSO'ers systemforsvarsplaner og genoprettelsesplaner, til at håndtere de potentielle trusler i litra c)
e)
konsultation af RSK'er for at vurdere overensstemmelsen af foranstaltningerne omhandlet i stk. 1 for hele det berørte synkronområde
f)
identifikation af afhjælpende tiltag i tilfælde af manglende overensstemmelse i de involverede TSO'ers systemforsvarsplaner og genoprettelsesplaner eller i tilfælde af, at foranstaltninger mangler i de involverede TSO'ers systemforsvarsplaner og genoprettelsesplaner.
3.   Senest den 18. december 2018 fremsender hver TSO de i stk. 1 omhandlede foranstaltninger til den eller de relevante RSK'er i medfør af artikel 77 i forordning (EU) 2017/1485. Inden 3 måneder efter fremsendelsen af foranstaltningerne udarbejder RSK'en(-erne) en teknisk rapport om overensstemmelsen af foranstaltningerne på grundlag af kriterierne i stk. 2. Hver TSO skal stille sine egne tekniske eksperter til rådighed for RSK'en(-erne) ved udarbejdelsen af denne rapport.
4.   RSK'en(-erne) fremsender straks den i stk. 3 omhandlede rapport til alle involverede TSO'er, som hver især skal fremsende den til den relevante regulerende myndighed, og til ENTSO for elektricitet med henblik på artikel 52.
5.   Alle TSO'er i hver kapacitetsberegningsregion skal enes om en tærskel, over hvilken indvirkningen af en eller flere TSO'ers foranstaltninger i nød-, blackout- og genoprettelsestilstand anses for betydningsfuld for andre TSO'er i kapacitetsberegningsregionen.
Artikel 7
Offentlig høring
1.   De relevante TSO'er skal gennemføre høringer af interesseparter, herunder de kompetente myndigheder i hver medlemsstat om forslag, der skal godkendes i overensstemmelse med artikel 4, stk. 2, litra a), b), e), f) og g). Høringen skal vare mindst en måned.
2.   De relevante TSO'er tager behørigt hensyn til interesseparternes synspunkter, der er resultatet af høringerne, inden indsendelse af udkastet til forslag. I alle tilfælde skal en velfunderet begrundelse for at inkludere eller udelade interesseparternes synspunkter forelægges og offentliggøres rettidigt før eller samtidig med offentliggørelsen af forslaget.
Artikel 8
Omkostningsdækning
1.   Systemoperatørers omkostninger, der er underlagt nettakstregulering, og som følger af de forpligtelser, der er fastsat i denne forordning, skal vurderes af de relevante regulerende myndigheder i overensstemmelse med artikel 37 i direktiv 2009/72/EF. Omkostninger vurderet som rimelige, effektive og forholdsmæssige skal dækkes via nettakster eller andre egnede mekanismer.
2.   Hvis de relevante regulerende myndigheder anmoder om det, skal systemoperatørerne omhandlet i stk. 1 inden for tre måneder efter anmodningen forelægge de nødvendige oplysninger for at lette vurderingen af de afholdte omkostninger.
Artikel 9
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 10
Aftale 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 den 18. juni 2019 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.
KAPITEL II
SYSTEMFORSVARSPLAN
AFSNIT 1
Generelle bestemmelser
Artikel 11
Udformning af systemforsvarsplanen
1.   Senest den 18. december 2018 skal hver TSO udforme en systemforsvarsplan i samråd med de relevante DSO'er, BNB'er, nationale regulerende myndigheder eller enheder omhandlet i artikel 4, stk. 3, tilstødende TSO'er og de andre TSO'er i dens synkronområde.
2.   Ved udformningen af systemforsvarsplanen tager TSO'en mindst følgende elementer i betragtning:
a)
de driftsmæssige sikkerhedsbegrænsninger fastsat i overensstemmelse med artikel 25 i forordning (EU) 2017/1485
b)
last og produktions funktion og kapacitet i synkronområdet
c)
højtprioriterede betydelige netbrugeres behov anført i medfør af stk. 4, litra d)
d)
karakteristikaene for TSO'ens transmissionssystem og de underliggende DSO'ers systemer.
3.   Systemforsvarsplanen skal indeholde bestemmelser om mindst følgende:
a)
betingelserne, hvorunder systemforsvarsplanen aktiveres i overensstemmelse med artikel 13
b)
de kommandoer vedrørende systemforsvarsplanen, der skal udstedes af TSO'en
c)
de foranstaltninger, der er underlagt høring eller samarbejde med de identificerede parter i realtid.
4.   Systemforsvarsplanen skal navnlig omfatte følgende elementer:
a)
en liste over foranstaltninger, som TSO'en skal gennemføre for sine installationer
b)
en liste over foranstaltninger, der skal gennemføres af DSO'er, og en liste over de DSO'er, der er ansvarlige for gennemførelsen af foranstaltningerne for deres installationer
c)
en liste over de BNB'er, der er ansvarlige for at gennemføre de foranstaltninger for deres installationer, der er resultatet af de obligatoriske krav fastsat i forordning (EU) 2016/631, (EU) 2016/1388 og (EU) 2016/1447 eller national lovgivning, og en liste over de foranstaltninger, der skal gennemføres af disse BNB'er
d)
en liste over højtprioriterede betydelige netbrugere og vilkårene og betingelserne for deres afkobling
e)
gennemførelsesfrister for hver foranstaltning anført i systemforsvarsplanen.
5.   Systemforsvarsplanen skal omfatte mindst følgende tekniske og organisatoriske foranstaltninger specificeret i afsnit 2 i kapitel II:
a)
systembeskyttelsesordninger, der omfatter mindst:
i)
en automatisk ordning til underfrekvensregulering, jf. artikel 15
ii)
en automatisk ordning til overfrekvensregulering, jf. artikel 16
iii)
en automatisk ordning til at modvirke spændingssvigt, jf. artikel 17.
b)
procedurer for systemforsvarsplanen, der omfatter mindst:
i)
en procedure for håndtering af frekvensafvigelse, jf. artikel 18
ii)
en procedure for håndtering af spændingsafvigelse, jf. artikel 19
iii)
en procedure for håndtering af flow, jf. artikel 20,
iv)
en procedure for hjælp til aktiv effekt, jf. artikel 21
v)
en procedure for manuel forbrugsaflastning, jf. artikel 22.
6.   Foranstaltningerne indeholdt i systemforsvarsplanen skal overholde følgende principper:
a)
deres indvirkning på systembrugerne skal være minimal
b)
de skal være økonomisk effektive
c)
kun de foranstaltninger, der er nødvendige, aktiveres
d)
de må ikke føre til, at TSO'ens transmissionssystem eller de tilsluttede transmissionssystemer går i nødtilstand eller blackout-tilstand.
Artikel 12
Implementering af systemforsvarsplanen
1.   Senest den 18. december 2019 skal hver TSO gennemføre de foranstaltninger i sin egen systemforsvarsplan, der skal gennemføres for transmissionssystemet. Den skal derefter bibeholde de gennemførte foranstaltninger.
2.   Senest den 18. december 2018 skal hver TSO meddele de transmissionstilsluttede DSO'er de foranstaltninger, herunder fristerne for gennemførelse, som skal gennemføres for:
a)
DSO'ens installationer i henhold til artikel 11, stk. 4, eller
b)
installationer hos BNB'er identificeret i henhold til artikel 11, stk. 4, der er tilsluttet til deres distributionssystemer eller
c)
forsvarsydelsesleverandørernes installationer, der er tilsluttet til deres distributionssystemer eller
d)
DSO'ers installationer, der er tilsluttet til deres distributionssystemer.
3.   Senest den 18. december 2018 skal hver TSO meddele den BNB, der identificeret i henhold til artikel 11, stk. 4, litra c), eller de forsvarsydelsesleverandører, der er direkte tilsluttet til dens transmissionssystem, de foranstaltninger, der skal gennemføres for deres installationer, herunder fristerne for deres gennemførelse.
4.   Hvis det er foreskrevet i national lovgivning, skal TSO'en direkte meddele de BNB'er, der er identificeret i henhold til i artikel 11, stk. 4, litra c), forsvarsydelsesleverandører eller DSO'er, der er direkte tilsluttet til dens transmissionssystem, de foranstaltninger, der skal gennemføres for deres installationer, herunder fristerne for deres gennemførelse. Den skal informere den berørte DSO om denne meddelelse.
5.   Hvis en TSO underretter en DSO i overensstemmelse med stk. 2, skal DSO'en på sin side snarest muligt meddele BNB'erne, forsvarsydelsesleverandørerne og DSO'erne, der er tilsluttet til dens distributionssystem, de foranstaltninger i systemforsvarsplanen, som de skal gennemføre for deres respektive installationer, herunder fristerne for gennemførelsen.
6.   Hver DSO, BNB og forsvarsydelsesleverandør, der har fået meddelelse, skal:
a)
gennemføre de meddelte foranstaltninger i henhold til denne artikel senest 12 måneder fra meddelelsesdatoen
b)
bekræfte gennemførelsen af foranstaltningerne over for den meddelende systemoperatør, som, hvis det ikke er TSO'en, meddeler TSO'en bekræftelsen
c)
bibeholde de gennemførte foranstaltninger for sine installationer.
Artikel 13
Aktivering af systemforsvarsplanen
1.   Hver TSO skal aktivere procedurerne i sin systemforsvarsplan i henhold til artikel 11, stk. 5, litra b), i samarbejde med DSO'er og BNB'er identificeret i henhold til artikel 11, stk. 4, og forsvarsydelsesleverandører.
2.   Ud over systemforsvarsplanens automatisk aktiverede ordninger skal hver TSO i henhold til artikel 11, stk. 5, litra a), aktivere en procedure i systemforsvarsplanen, hvis:
a)
systemet er i nødtilstand, jf. kriterierne fastsat i artikel 18, stk. 3, i forordning (EU) 2017/1485, og der ikke er nogen tilgængelige afhjælpende tiltag til at genoprette systemet til normal tilstand, eller
b)
driftssikkerheden for transmissionssystemet på baggrund af driftssikkerhedsanalysen kræver aktivering af en foranstaltning i systemforsvarsplanen i henhold til artikel 11, stk. 5, ud over de tilgængelige afhjælpende tiltag.
3.   Hver DSO og BNB identificeret i henhold til artikel 11, stk. 4, samt hver forsvarsydelsesleverandør skal hurtigst muligt udføre kommandoerne for systemforsvarsplanen udstedt af TSO'en i henhold til artikel 11, stk. 3, litra c), i overensstemmelse med systemforsvarsplanens procedurer som fastsat i artikel 11, stk. 5, litra b).
4.   Hver TSO skal aktivere procedurerne for sin systemforsvarsplan, jf. artikel 11, stk. 5, litra b), som har betydelig grænseoverskridende indvirkning, i samarbejde med de TSO'er, der påvirkes heraf.
Artikel 14
Assistance mellem TSO'er og koordinering i nødtilstand
1.   Efter anmodning fra en TSO i nødtilstand leverer hver TSO gennem samkøringslinjer enhver mulig assistance til den anmodende TSO'en, forudsat at dette ikke forårsager, at TSO'ens eget transmissionssystem eller de tilsluttede transmissionssystemer går i nød- eller blackout-tilstand.
2.   Når assistancen skal leveres via jævnstrøms-samkøringslinjer, kan den bestå i udførelse af følgende foranstaltninger, under hensyntagen til HVDC-systemets tekniske karakteristika og kapacitet:
a)
manuelle reguleringsforanstaltninger for den overførte aktive effekt for at hjælpe TSO'en i nødtilstand med at bringe flowet inden for driftssikkerhedsgrænserne eller frekvensen for tilstødende synkronområder inden for systemfrekvensgrænserne for varslingstilstand defineret i henhold til artikel 18, stk. 2 i forordning (EU) 2017/1485
b)
automatiske reguleringsfunktioner for den overførte aktive effekt på baggrund af signalerne og kriterierne fastsat i artikel 13 i forordning (EU) 2016/1447
c)
automatisk frekvensregulering i henhold til artikel 15-18 i forordning (EU) 2016/1447 i tilfælde af ø-drift
d)
spændingsregulering og reaktiv effekt i henhold til artikel 24 i forordning (EU) 2016/1447
e)
enhver anden hensigtsmæssig foranstaltning.
3.   Hver TSO kan skride til en manuel afkobling af ethvert transmissionssystemelement, der har en betydelig grænseoverskridende indvirkning, herunder en samkøringslinje, dog underlagt følgende krav:
a)
TSO'en skal koordinere med tilstødende TSO'er
b)
denne foranstaltning må ikke føre til, at det tilbageværende tilsluttede transmissionssystem går i nødtilstand eller blackout-tilstand.
4.   Uanset bestemmelserne i stk. 3 kan en TSO manuelt afkoble ethvert transmissionssystemelement, der har en betydelig grænseoverskridende indvirkning, herunder en samkøringslinje, uden koordinering i undtagelsestilfælde, der medfører en overtrædelse af driftssikkerhedsgrænserne, for at forhindre, at personale bringes i fare eller der sker skade på udstyr. Inden for 30 dage efter hændelsen skal TSO'en udarbejde en rapport som minimum på engelsk, der indeholder en detaljeret redegørelse for rationalet, gennemførelsen og indvirkningen af foranstaltningen og sende den til den relevante regulerende myndighed i overensstemmelse med artikel 37 i direktiv 2009/72/EF og tilstødende TSO'er og gøre den tilgængelig for de systembrugere, som blev påvirket i betydelig grad.
AFSNIT 2
Systemforsvarsplanens foranstaltninger
Artikel 15
Automatisk ordning for underfrekvensregulering
1.   Systemforsvarsplanens automatiske ordning for underfrekvensregulering skal omfatte en automatisk ordning for forbrugsaflastning ved lav frekvens og indstillingerne for begrænset frekvensfølsomhedstilstand — underfrekvens i TSO'ens systemområde for last-frekvensregulering (LFC).
2.   I udformningen af hver TSO's systemforsvarsplan skal den foreskrive aktiveringen af begrænset frekvensfølsomhedstilstand — underfrekvens inden aktiveringen af ordningen for automatisk forbrugsaflastning ved lav frekvens, hvis ændringen i frekvensen tillader det.
3.   Inden aktivering af den automatiske ordning for forbrugsaflastning ved lav frekvens skal hver TSO og DSO identificeret i henhold til artikel 11, stk. 4, sørge for, at de energilagerenheder, der fungerer som last tilsluttet dens system:
a)
automatisk skifter til produktionstilstand inden for tidsgrænsen og på et referencepunkt for aktiv effekt fastsat af TSO'en i systemforsvarsplanen, eller
b)
når energilagerenheden ikke kan skifte inden for den tidsgrænse, der er fastsat af TSO'en i systemforsvarsplanen, automatisk afkobler energilagerenheden, der fungerer som last.
4.   Hver TSO skal i sin systemforsvarsplan fastsætte de frekvenstærskler, hvor det automatiske skift eller afkoblingen af energilagerenhederne skal ske. Disse frekvenstærskler skal være lavere end eller lig systemfrekvensgrænsen defineret for nødtilstanden i artikel 18, stk. 3, i forordning (EU) 2017/1485 og højere end frekvensgrænsen for det obligatoriske startniveau for forbrugsaflastning fastsat i bilaget.
5.   Hver TSO skal udforme den automatiske ordning for forbrugsaflastning ved lav frekvens i overensstemmelse med parametrene for forbrugsaflastning fastsat i bilaget. Ordningen skal omfatte afkobling af last ved forskellige frekvenser fra et »obligatorisk startniveau« til et »obligatorisk slutniveau«, inden for et implementeringsinterval under overholdelse af et minimalt antal trin og en maksimal størrelse for trin. Implementeringsintervallet fastsætter den maksimalt tilladelige afvigelse af nettoforbruget til afkobling fra målnettoforbruget til afkobling ved en given frekvens, beregnet ved en lineær interpolation mellem obligatorisk startniveau og obligatorisk slutniveau. Implementeringsintervallet må ikke tillade afkobling af mindre nettoforbrug end mængden af nettoforbrug til afkobling ved obligatorisk startniveau. Et trin kan ikke betragtes som et sådant, hvis intet nettoforbrug afkobles, når dette trin nås.
6.   Hver TSO eller DSO skal installere de relæer, der er nødvendige for forbrugsaflastning ved lav frekvens, hvorved der tages hensyn til mindst lastfunktion og spredt produktion.
7.   Når den automatiske ordning for forbrugsaflastning ved lav frekvens implementeres i henhold til meddelelsen i artikel 12, stk. 2, skal hver TSO eller DSO:
a)
undgå at indstille en bevidst forsinkelse ud over driftstiden for relæer og afbrydere
b)
minimere afkoblingen af produktionsanlæg, navnlig dem, der leverer inerti
c)
begrænse risikoen for, at ordningen fører til flowafvigelse og spændingsafvigelse uden for driftssikkerhedsgrænserne.
Hvis en DSO ikke kan opfylde kravene i litra b) og c), skal den meddele det til TSO'en og foreslå, hvilket krav, der skal gælde. TSO'en fastlægger i samråd med DSO'en de gældende krav på grundlag af en cost-benefit-analyse.
8.   Den automatiske ordning for forbrugsaflastning ved lav frekvens i systemforsvarsplanen kan fastsætte afkobling af nettoforbrug på grundlag af frekvensgradienten, forudsat at:
a)
den kun aktiveres:
i)
når frekvensafvigelsen er større end den maksimale frekvensafvigelse i stationær tilstand, og frekvensgradienten er større end den, der fremkom ved referencehændelsen
ii)
indtil frekvensen når frekvensen for det obligatoriske startniveau for forbrugsaflastning
b)
den overholder kravene i bilaget
c)
den er nødvendig og berettiget for effektivt at opretholde driftssikkerheden. TSO'en skal indberette og begrunde disse tilfælde til den nationale regulerende myndighed.
9.   Hvis den automatiske ordning for forbrugsaflastning ved lav frekvens i systemforsvarsplanen omfatter afkobling af nettoforbrug på grundlag af frekvensgradienten, jf. stk. 8, skal TSO'en inden for 30 dage forelægge gennemførelsesrapporten med en nærmere redegørelse for rationalet, gennemførelsen og virkningen af foranstaltningen for den nationale regulerende myndighed.
10.   En TSO kan i sin automatiske ordning for forbrugsaflastning ved lav frekvens i sin systemforsvarsplan medtage yderligere trin for afkobling af nettoforbrug under det obligatoriske slutniveau for forbrugsaflastning fastsat i bilaget.
11.   Hver TSO har ret til at implementere yderligere systembeskyttelsesordninger, der udløses af en frekvens mindre eller lig med frekvensen for obligatorisk slutniveau for forbrugsaflastning, og som tager sigte på en hurtigere genoprettelsesproces. TSO'en skal sikre, at sådanne ekstra ordninger ikke forringer frekvensen yderligere.
Artikel 16
Automatisk ordning for overfrekvensregulering
1.   Systemforsvarsplanens automatiske ordning for overfrekvensregulering skal føre til en automatisk mindskning af den totale aktive effekt, der tilføres hvert LFC-område.
2.   Hver TSO skal, i konsultation med de andre TSO'er i dens synkronområde, fastlægge følgende parametre for sin automatiske ordning for overfrekvensregulering:
a)
frekvenstærsklerne for aktivering af ordningen
b)
formindskelsesgraden for tilførsel af aktiv effekt.
3.   Hver TSO skal udforme sin automatiske ordning for overfrekvensregulering under hensyntagen til produktionsanlæggenes kapacitet, hvad angår den begrænsede frekvensfølsomhedstilstand — overfrekvens og energilagerenhederne i dens LFC-område. Hvis den begrænsede frekvensfølsomhedstilstand — overfrekvens ikke eksisterer eller ikke er tilstrækkelig til at opfylde kravene fastsat i stk. 2, litra a) og b), skal hver TSO fastlægge yderligere trinvis lineær afkobling af produktion i sit LFC-område. TSO'en fastlægger den maksimale størrelse af trinene for afkobling af energilagerenheder og/eller HVDC-systemer i konsultation med de andre TSO'er i sit synkronområde.
Artikel 17
Automatisk ordning til at modvirke spændingssvigt
1.   Systemforsvarsplanens automatiske ordning til at modvirke spændingssvigt kan omfatte en eller flere af følgende ordninger afhængigt af resultaterne af en TSO's vurdering af systemsikkerheden:
a)
en ordning for forbrugsaflastning ved lav spænding i henhold til artikel 19, stk. 2, i forordning (EU) 2016/1388
b)
en ordning for blokering af viklingskobler for omkobling under belastning i henhold til artikel 19, stk. 3, i forordning (EU) 2016/1388
c)
systembeskyttelsesordninger for spændingsregulering.
2.   Medmindre vurderingen i medfør af stk. 1 påviser, at en ordning for blokering af viklingskobler for omkobling under belastning ikke er nødvendig for at hindre et spændingssvigt i TSO'ens systemområde, skal TSO'en fastlægge de vilkår, under hvilke en viklingskobler for omkobling under belastning skal blokere i henhold til artikel 19, stk. 3, i forordning (EU) 2016/1388, inklusive mindst:
a)
blokeringsmetoden (lokal eller fjernbetjent fra kontrolrum),
b)
tærsklen for spændingsniveau ved tilslutningspunktet
c)
flowretningen for reaktiv effekt
d)
det maksimale tidsforløb mellem registrering af tærsklen og blokeringen.
Artikel 18
Procedure for håndtering af frekvensafvigelse
1.   Systemforsvarsplanens procedure for håndtering af frekvensafvigelser skal omfatte et sæt foranstaltninger til håndtering af en frekvensafvigelse uden for de frekvensgrænser, der er defineret for varslingstilstand i artikel 18, stk. 2, i forordning (EU) 2017/1485. Proceduren for håndtering af frekvensafvigelse skal være på linje med de procedurer, der er fastsat for afhjælpende tiltag, som skal styres på koordineret vis i overensstemmelse med artikel 78, stk. 4, i forordning (EU) 2017/1485, og skal opfylde mindst følgende krav:
a)
mindskningen af produktionen skal være mindre end mindskningen af lasten under hændelser med underfrekvens
b)
mindskningen af produktionen skal være større end mindskningen af lasten under hændelser med overfrekvens.
2.   Hver TSO skal tilpasse sin last-frekvensregulerings driftstilstand for at hindre interferens med manuel aktivering eller deaktivering af aktiv effekt som fastsat i stk. 3 og 5.
3.   Hver TSO har ret til at fastlægge et referencepunkt for aktiv effekt, som hver BNB identificeret i henhold til artikel 11, stk. 4, litra c), skal bibeholde, forudsat at referencepunktet respekterer BNB'ens tekniske begrænsninger. Hver TSO har ret til at fastlægge et referencepunkt for aktiv effekt, som hver forsvarsydelsesleverandør skal bibeholde, forudsat at denne foranstaltning gælder for dem i henhold til de vilkår og betingelser, der henvises til i artikel 4, stk. 4, og at referencepunktet respekterer forsvarsydelsesleverandørens tekniske begrænsninger. BNB'erne og forsvarsydelsesleverandørerne skal hurtigst muligt udføre kommandoerne givet direkte af TSO'en eller indirekte gennem DSO'erne og skal forblive i den tilstand, til yderligere kommandoer udstedes. Hvis kommandoerne gives direkte, skal TSO'en hurtigst muligt underrette de relevante DSO'er herom.
4.   Hver TSO har ret til at afkoble BNB'er og forsvarsydelsesleverandører direkte eller indirekte via DSO'er. BNB'erne og forsvarsydelsesleverandørerne skal forblive afkoblet, indtil yderligere kommandoer udstedes. Hvis BNB'er afkobles direkte, underretter TSO'en hurtigst muligt de relevante DSO'er. Inden for 30 dage efter hændelsen skal TSO'en udarbejde en rapport, der indeholder en detaljeret redegørelse for rationalet, gennemførelsen og indvirkningen af foranstaltningen og forelægge den for den relevante regulerende myndighed i overensstemmelse med artikel 37 i direktiv 2009/72/EF og stille den til rådighed for de væsentligt berørte systembrugere.
5.   Inden aktivering af ordningen for automatisk forbrugsaflastning ved lav frekvens, der er fastsat i artikel 15, og forudsat at frekvensændringen tillader det, skal hver TSO direkte eller indirekte via DSO'er aktivere efterspørgselsreaktion fra de relevante forsvarsydelsesleverandører og:
a)
skifte energilagerenheder, der fungerer som last til produktionstilstand ved et referencepunkt for aktiv effekt fastsat af TSO'en i systemforsvarsplanen, eller
b)
når energilagerenheden ikke kan skifte hurtigt nok til at stabilisere frekvensen, afkoble energilagerenheden manuelt.
Artikel 19
Procedure for håndtering af spændingsafvigelse
1.   Systemforsvarsplanens procedure for håndtering af spændingsafvigelser skal omfatte et sæt foranstaltninger til håndtering af spændingsafvigelser uden for de driftssikkerhedsgrænser, der er defineret i artikel 25 i forordning (EU) 2017/1485.
2.   Hver TSO har ret til at fastlægge et reaktivt effektinterval eller spændingsinterval og instruere de DSO'er og BNB'er, der er identificeret i forbindelse med denne foranstaltning i henhold til artikel 11, stk. 4, om at fastholde det i overensstemmelse med artikel 28 og 29 i forordning (EU) 2017/1485.
3.   Efter anmodning fra tilstødende TSO'er i nødtilstand skal hver TSO gøre al reaktiv effektkapacitet tilgængelig, som ikke medfører nødtilstand eller blackout-tilstand for dens eget transmissionssystem.
Artikel 20
Procedure for håndtering af flow
1.   Systemforsvarsplanens procedure for håndtering af flow skal indeholde et sæt foranstaltninger til håndtering af flow uden for de driftssikkerhedsgrænser, der er fastsat i artikel 25 i forordning (EU) 2017/1485.
2.   Hver TSO har ret til at fastlægge et referencepunkt for aktiv effekt, som hver BNB identificeret i henhold til artikel 11, stk. 4, litra c), skal bibeholde, forudsat at referencepunktet respekterer BNB'ens tekniske begrænsninger. Hver TSO har ret til at fastlægge et referencepunkt for aktiv effekt, som hver forsvarsydelsesleverandør skal bibeholde, forudsat at denne foranstaltning gælder for dem i henhold til de vilkår og betingelser, der henvises til i artikel 4, stk. 4, og at referencepunktet respekterer forsvarsydelsesleverandørens tekniske begrænsninger. BNB'erne og forsvarsydelsesleverandørerne skal hurtigst muligt udføre kommandoerne givet direkte af TSO'en eller indirekte gennem DSO'erne og skal forblive i den tilstand, til yderligere kommandoer udstedes. Hvis kommandoerne gives direkte, skal TSO'en hurtigst muligt underrette de relevante DSO'er herom.
3.   Hver TSO har ret til at afkoble BNB'er og forsvarsydelsesleverandører direkte eller indirekte via DSO'er. BNB'erne og forsvarsydelsesleverandørerne skal forblive afkoblet, indtil yderligere kommandoer udstedes. Hvis BNB'er afkobles direkte, underretter TSO'en hurtigst muligt de relevante DSO'er. Inden for 30 dage efter hændelsen skal TSO'en udarbejde en rapport, der indeholder en detaljeret redegørelse for rationalet, gennemførelsen og indvirkningen af foranstaltningen og forelægge den for den relevante regulerende myndighed i overensstemmelse med artikel 37 i direktiv 2009/72/EF.
Artikel 21
Procedure for hjælp til aktiv effekt
1.   I tilfælde af manglende tilstrækkelighed for systemområdet for en day-ahead- og intraday-tidsramme, der er identificeret i medfør af artikel 107, stk. 1 og 2, i forordning (EU) 2017/1485, og inden en potentiel suspendering af markedsaktiviteter i henhold til artikel 35 har en TSO ret til at anmode om hjælp til aktiv effekt fra:
a)
enhver balanceringsydelsesleverandør, som efter anmodning fra TSO'en skal ændre sin tilgængelighedsstatus for at gøre al sin aktive effekt tilgængelig, forudsat at den ikke allerede er blevet aktiveret gennem balancemarkedet og respekterer balanceringsydelsesleverandørens tekniske begrænsninger
b)
enhver BNB tilsluttet i TSO'ens LFC-område, som ikke allerede leverer en balanceringsydelse til TSO'en, og som efter anmodning fra TSO'en skal gøre al sin aktive effekt tilgængelig under overholdelse af BNB'ens tekniske begrænsninger
c)
andre TSO'er i normaltilstand eller varslingstilstand.
2.   En TSO kan kun aktivere hjælp til aktiv effekt fra en balanceringsydelsesleverandør eller en BNB i medfør af stk. 1, litra a) og b), hvis den har aktiveret alle balanceringsenergibud, der er tilgængelige, hvorved der tages hensyn til den tilgængelige overførselskapacitet på tidspunktet for manglende tilstrækkelighed i systemområdet.
3.   Hver TSO, som har modtaget en anmodning om hjælp til aktiv effekt i henhold til stk. 1, litra c), skal:
a)
gøre sine udelte bud tilgængelige
b)
være berettiget til at aktivere den tilgængelige balanceenergi fra de(t) koordinerede balanceområde(r), den tilhører, og som ikke omfatter den anmodende TSO, for at levere den tilsvarende effekt til den anmodende TSO
c)
være berettiget til at anmode om hjælp til aktiv effekt fra sine balanceringsydelsesleverandører og fra enhver BNB, der er tilsluttet i dens LFC-område, som ikke allerede leverer en balanceringsydelse til TSO'en, for at levere den tilsvarende hjælp til aktiv effekt til den anmodende TSO.
4.   Når den aktive effekt, der er anmodet om, aktiveres i henhold til stk. 1, litra c), skal den anmodende og den anmodede TSO have ret til at bruge:
a)
tilgængelig overførselskapacitet i tilfælde af, at aktiveringen foretages, før det områdeoverskridende intraday-markeds lukketid, og hvis leveringen af områdeoverskridende kapacitet ikke er blevet suspenderet i henhold til artikel 35
b)
ekstra kapacitet, der kan være tilgængelige grundet systemets realtidsstatus, i hvilket tilfælde den anmodende og den anmodede TSO skal koordinere med andre TSO'er, som påvirkes betydeligt, i overensstemmelse med artikel 6, stk. 5.
5.   Når den anmodede og anmodende TSO'er er blevet enige om betingelserne for levering af hjælp til aktiv effekt, skal den aftalte mængde aktiv effekt og tidspunktet for leveringen ligge fast, medmindre transmissionssystemet hos den TSO, der leverer hjælpen, går i nød- eller blackout-tilstand.
Artikel 22
Procedure for manuel forbrugsaflastning
1.   Ud over de foranstaltninger, der er fastsat i artikel 18-21, kan hver TSO fastlægge et nettoforbrug til manuel afkobling, direkte af TSO'en eller indirekte gennem DSO'en, når det er nødvendigt for at hindre udbredelsen eller forværringen af en nødtilstand. Hvis forbrug skal afkobles direkte, underretter TSO'en hurtigst muligt de relevante DSO'er.
2.   TSO'en skal aktivere den manuelle afkobling af nettoforbruget omhandlet i stk. 1 for at:
a)
løse situationer med overbelastning eller underspænding eller
b)
løse situationer, hvor der er anmodet om hjælp til aktiv effekt, jf. artikel 21, men det ikke er nok til at fastholde tilstrækkelighed i day-ahead- eller intraday-tidsrammen i TSO'ens systemområde i henhold til artikel 107 i forordning (EU) 2017/1485, hvilket fører til en risiko for frekvensforringelse i synkronområdet.
3.   TSO'en skal meddele DSO'erne den nettoforbrugsmængde, som er fastlagt i henhold til stk. 1, og som skal afkobles i deres distributionssystemer. Hver DSO skal afkoble den meddelte nettoforbrugsmængde hurtigst muligt.
4.   Inden for 30 dage efter hændelsen skal TSO'en udarbejde en rapport, der indeholder en detaljeret redegørelse for rationalet, gennemførelsen og indvirkningen af denne foranstaltning og forelægge den for den relevante regulerende myndighed i overensstemmelse med artikel 37 i direktiv 2009/72/EF.
KAPITEL III
GENOPRETTELSESPLAN
AFSNIT 1
Generelle bestemmelser
Artikel 23
Udformning af genoprettelsesplanen
1.   Senest den 18. december 2018 skal hver TSO udforme en genoprettelsesplan i samråd med de relevante DSO'er, BNB'er, nationale regulerende myndigheder, enheder omhandlet i artikel 4, stk. 3, tilstødende TSO'er og de andre TSO'er i sit synkronområde.
2.   Når hver TSO udformer sin genoprettelsesplan, skal den tage mindst følgende elementer i betragtning:
a)
funktion og kapacitet for last og produktion
b)
højtprioriterede betydelige netbrugeres behov anført i henhold til stk. 4
c)
karakteristikaene for dens net og de underliggende DSO-net.
3.   Genoprettelsesplanen skal indeholde mindst følgende forskrifter:
a)
betingelserne, hvorunder genoprettelsesplanen aktiveres, som fastsat i artikel 25
b)
instruktioner om genoprettelsesplan, der skal udstedes af TSO'en
c)
foranstaltninger, der er underlagt konsultation i realtid eller samarbejde med identificerede parter.
4.   Genoprettelsesplanen skal navnlig omfatte følgende elementer:
a)
en liste over foranstaltninger, som TSO'en skal gennemføre for sine installationer
b)
en liste over foranstaltninger, som skal gennemføres af DSO'er, og en liste over de DSO'er, der er ansvarlige for at gennemføre foranstaltningerne for deres installationer
c)
en liste over de BNB'er, der er ansvarlige for gennemførelsen af de foranstaltninger for deres installationer, som følger af de obligatoriske krav fastsat i forordning (EU) 2016/631, (EU) 2016/1388 og (EU) 2016/1447 eller af national lovgivning, og en liste over de foranstaltninger, der skal gennemføres af disse BNB'er
d)
listen over højtprioriterede betydelige netbrugere og vilkårene og betingelserne for deres afkobling og gentilkobling
e)
en liste over understationer, som er væsentlige for procedurerne i TSO'ens genoprettelsesplan
f)
det påkrævede antal strømkilder i TSO'ens systemområde, der er nødvendigt for at gentilkoble systemet med en bottom-up-gentilkoblingsstrategi, som har kapacitet til start fra dødt net, hurtig gensynkroniseringskapacitet (via blok-ø-drift) og kapacitet for ø-drift
g)
gennemførelsesfristerne for hver anført foranstaltning.
5.   Genoprettelsesplanen skal omfatte mindst følgende tekniske og organisatoriske foranstaltninger, der er specificeret i kapitel III:
a)
gentilkoblingsproceduren i henhold til afsnit 2
b)
frekvensreguleringsproceduren i henhold til afsnit 3
c)
gensynkroniseringsproceduren i henhold til afsnit 4.
6.   Foranstaltningerne i genoprettelsesplanen skal overholde følgende principper:
a)
deres indvirkning på systembrugerne skal være minimal
b)
de skal være økonomisk effektive
c)
kun de foranstaltninger, der er nødvendige, skal aktiveres
d)
de må ikke føre til, at de tilsluttede transmissionssystemer går i nødtilstand eller blackout-tilstand.
Artikel 24
Implementering af genoprettelsesplanen
1.   Senest den 18. december 2019 skal hver TSO gennemføre de foranstaltninger i genoprettelsesplanen, der skal gennemføres for transmissionssystemet. Den skal herefter bibeholde de gennemførte foranstaltninger.
2.   Senest den 18. december 2018 skal hver TSO meddele de transmissionstilsluttede DSO'er de foranstaltninger, herunder gennemførelsesfristerne, som skal gennemføres for:
a)
DSO'ens installationer i henhold til artikel 23, stk. 4,
b)
Installationer hos BNB'er identificeret i henhold til artikel 23, stk. 4, tilsluttet til deres distributionssystemer
c)
genoprettelsesydelsesleverandørernes installationer tilsluttet til deres distributionssystemer
d)
DSO-installationer tilsluttet til deres distributionssystemer.
3.   Senest den 18. december 2018 skal hver TSO meddele de BNB'er, der er identificeret i henhold til artikel 23, stk. 4, og genoprettelsesydelsesleverandørerne, der er direkte tilsluttet til dens transmissionssystem, de foranstaltninger, der skal gennemføres for deres installationer, herunder fristerne for deres gennemførelse i henhold til artikel 23, stk. 4, litra g).
4.   Når dette er fastsat i national lovgivning, skal TSO'en sende denne meddelelse direkte til BNB'erne, der er identificeret i henhold til artikel 23, stk. 4, og genoprettelsesydelsesleverandører og DSO'er tilsluttet til distributionssystemer og skal informere den berørte DSO om denne meddelelse.
5.   Hvis en TSO underretter en DSO i overensstemmelse med stk. 2, skal DSO'en på sin side snarest muligt meddele BNB'erne, genoprettelsesydelsesleverandørernes og DSO'erne, der er tilsluttet til dens distributionssystem, de foranstaltninger i genoprettelsesplanen, som de skal gennemføre for deres respektive installationer, herunder gennemførelsesfristerne i henhold til artikel 23, stk. 4, litra g).
6.   Hver DSO, BNB'erne og genoprettelsesydelsesleverandøren, der er blevet underrettet, skal:
a)
gennemføre de meddelte foranstaltninger senest 12 måneder fra meddelelsesdatoen
b)
bekræfte gennemførelsen af foranstaltningerne over for den meddelende systemoperatør, som, hvis denne ikke er TSO'en, underretter TSO'en
c)
bibeholde de gennemførte foranstaltninger for deres installationer.
Artikel 25
Aktivering af genoprettelsesplanen
1.   Hver TSO skal aktivere procedurerne i sin genoprettelsesplan i samarbejde med DSO'erne og BNB'erne identificeret i henhold til artikel 23, stk. 4, og med genoprettelsesydelsesleverandørerne i følgende tilfælde:
a)
når systemet er i nødtilstand, jf. kriterierne i artikel 18, stk. 3, i forordning (EU) 2017/1485, så snart systemet er stabiliseret efter aktivering af foranstaltningerne i systemforsvarsplanen, eller
b)
når systemet er i blackout-tilstand, jf. kriterierne i artikel 18, stk. 4, i forordning (EU) 2017/1485.
2.   Under systemgenoprettelse skal hver TSO identificere og overvåge:
a)
udstrækningen og grænserne for de(n) synkroniserede region(er), som dens systemområde tilhører
b)
de TSO'er, med hvilke den deler en synkroniseret region eller synkroniserede regioner
c)
de tilgængelige reserver af aktiv effekt i dens systemområde.
3.   Hver DSO og BNB identificeret i henhold til artikel 23, stk. 4, samt hver genoprettelsesydelsesleverandør skal hurtigst muligt udføre de kommandoer for genoprettelsesplanen, som er udstedt af TSO'en i henhold til artikel 23, stk. 3, litra b), i overensstemmelse med genoprettelsesplanens procedurer.
4.   Hver TSO skal aktivere de procedurer i dens genoprettelsesplan, som har betydelig grænseoverskridende indvirkning, i samarbejde med de TSO'er, der påvirkes heraf.
AFSNIT 2
Gentilkobling
Artikel 26
Gentilkoblingsprocedure
1.   Genoprettelsesplanens gentilkoblingsprocedure skal indeholde et sæt foranstaltninger, således at TSO'en kan anvende:
a)
en top-down-gentilkoblingsstrategi
b)
en bottom-up-gentilkoblingsstrategi.
2.   For så vidt angår bottom-up-gentilkoblingsstrategien, skal gentilkoblingsproceduren mindst indeholde foranstaltninger til:
a)
håndtering af spændings- og frekvensafvigelser som følge af gentilkobling
b)
overvågning og styring af ø-drift
c)
gensynkronisering af ø-driftsområder.
Artikel 27
Aktivering af gentilkoblingsplanen
1.   Når gentilkoblingsproceduren aktiveres, skal hver TSO fastlægge den strategi, der skal anvendes under hensyntagen til:
a)
tilgængeligheden af strømkilder, der er i stand til gentilkobling i TSO'ens systemområde
b)
den forventede varighed af og risici ved mulige gentilkoblingsstrategier
c)
forholdene for strømsystemerne
d)
forholdene for de direkte tilsluttede systemer, herunder mindst samkøringslinjernes status
e)
højtprioriterede betydelige netbrugeres behov anført i henhold til artikel 23, stk. 4,
f)
muligheden for at kombinere top-down- og bottom-up-gentilkoblingsstrategier.
2.   Ved anvendelse af en top-down-gentilkoblingsstrategi skal hver TSO styre tilslutningen af last og produktion med det formål at regulere frekvensen hen imod den nominelle frekvens med en maksimal tolerance for den maksimale frekvensafvigelse for stationær tilstand. Hver TSO skal anvende de betingelser for tilslutning af last og produktion, der er defineret af den frekvensansvarlige, hvis en sådan er udpeget i overensstemmelse med artikel 29.
3.   Ved anvendelse af en bottom-up-gentilkoblingsstrategi skal hver TSO styre tilslutningen af last og produktion med det formål at regulere frekvensen hen imod målfrekvensen fastsat i overensstemmelse med artikel 28, stk. 3, litra c).
4.   Under gentilkobling skal TSO'en, efter samråd med DSO'erne, fastlægge og meddele den nettoforbrugsmængde, der skal gentilkobles i distributionsnettene. Hver DSO skal gentilkoble den meddelte nettoforbrugsmængde under overholdelse af bloklasten, og under hensyntagen til den automatiske gentilkobling af last og produktion i dens net.
5.   Hver TSO skal informere sine tilstødende TSO'er om sin kapacitet til at understøtte en top-down-gentilkoblingsstrategi.
6.   For at aktivere en top-down-gentilkoblingsstrategi anmoder TSO'en de tilstødende TSO'er om at understøtte gentilkoblingen. Denne støtte kan bestå i hjælp til aktiv effekt, jf. artikel 21, stk. 3-5. De anmodede TSO'er skal yde assistance til gentilkoblingen, medmindre det ville medføre, at deres systemer går i nød- eller blackout-tilstand. I dette tilfælde skal den anmodende TSO bruge bottom-up-gentilkoblingsstrategien.
AFSNIT 3
Frekvensregulering
Artikel 28
Procedure for frekvensregulering
1.   Genoprettelsesplanens procedure for frekvensregulering skal omfatte et sæt forholdsregler, der er rettet mod at genoprette systemfrekvensen til den nominelle frekvens.
2.   Hver TSO skal aktivere sin procedure for frekvensregulering:
a)
som forberedelse til gensynkroniseringsproceduren, hvis et synkronområde er delt i flere synkroniserede regioner
b)
i tilfælde af frekvensafvigelse i synkronområdet eller
c)
i tilfælde af gentilkobling.
3.   Proceduren for frekvensregulering skal mindst omfatte:
a)
en liste over foranstaltninger i forbindelse med indstilling af referencepunktet for last-frekvensregulering før udpegelse af frekvensansvarlige
b)
udpegelsen af frekvensansvarlige
c)
fastlæggelse af en målfrekvens i tilfælde af en bottom-up-gentilkoblingsstrategi
d)
frekvensregulering efter frekvensafvigelse
e)
frekvensregulering efter deling af synkronområde
f)
bestemmelse af mængden af last og produktion, der skal gentilkobles, idet der tages hensyn til de tilgængelige reserver af aktiv effekt i den synkroniserede region for at undgå større frekvensafvigelser.
Artikel 29
Udpegelse af en frekvensansvarlig
1.   Når et synkronområde under systemgenoprettelse deles i flere synkroniserede regioner, skal TSO'en for hver synkroniseret region udpege en frekvensansvarlig i overensstemmelse med stk. 3.
2.   Når et synkronområde under systemgenoprettelse ikke deles, men systemfrekvensen overskrider frekvensgrænserne for varslingstilstand som defineret i artikel 18, stk. 2, i forordning (EU) 2017/1485, skal alle synkronområdets TSO'er udnævne en frekvensansvarlig i overensstemmelse med stk. 3.
3.   TSO'en med den højeste realtidsestimerede K-faktor skal udpeges som den frekvensansvarlige, medmindre TSO'erne i den synkroniserede region eller synkronområdet enes om at udpege en anden TSO som frekvensansvarlig. I så tilfælde skal TSO'erne fra den synkroniserede region eller synkronområdet tage følgende kriterier i betragtning:
a)
mængden af tilgængelige reserver af aktiv effekt og særligt frekvensgenoprettelsesreserver
b)
tilgængelig kapacitet på samkøringslinjer
c)
tilgængeligheden af frekvensmålinger for TSO'er i den synkroniserede region eller synkronområdet
d)
tilgængeligheden af målinger af kritiske elementer i den synkroniserede region eller synkronområdet.
4.   Uanset stk. 3 kan TSO'er i synkronområdet udpege en på forhånd fastlagt frekvensansvarlig, hvis det berørte synkronområdes størrelse og realtidssituation giver mulighed for det.
5.   Den TSO, der er udpeget som frekvensansvarlig, jf. stk. 1 og 2, skal informere synkronområdets andre TSO'er om sin udnævnelse snarest muligt.
6.   Den udpegede frekvensansvarlige skal fungere som sådan, indtil:
a)
en anden frekvensansvarlig er blevet udpeget for dens synkroniserede region
b)
en ny frekvensansvarlig er blevet udpeget som et resultat af gensynkronisering af dens synkroniserede region med en anden synkroniseret region, eller
c)
synkronområdet er blevet fuldstændig gensynkroniseret, systemfrekvensen er inden for standardfrekvensintervallet, og last-frekvensreguleringen, der foretages af hver af synkronområdets TSO'er, er tilbage i normal driftstilstand i overensstemmelse med artikel 18, stk. 1, i forordning (EU) 2017/1485.
Artikel 30
Frekvensregulering efter frekvensafvigelse
1.   Når en frekvensansvarlig under systemgenoprettelse er blevet udpeget i henhold til artikel 29, stk. 3, skal synkronområdets TSO'er, undtagen den frekvensansvarlige, som første foranstaltning suspendere den manuelle aktivering af frekvensgenoprettelsesreserver og udskiftningsreserver.
2.   Den frekvensansvarlige skal efter konsultation af synkronområdets andre TSO'er fastlægge den driftstilstand, der skal anvendes på last-frekvensreguleringen styret af hver af synkronområdets TSO'er.
3.   Den frekvensansvarlige skal styre den manuelle aktivering af frekvensgenoprettelsesreserver og udskiftningsreserver i synkronområdet, idet der tages sigte på at styre synkronområdets frekvens mod den nominelle frekvens, og der tages hensyn til de driftssikkerhedsgrænser, der er fastsat i henhold til artikel 25 i forordning (EU) 2017/1485. På anmodning skal hver af synkronområdets TSO'er understøtte den frekvensansvarlige.
Artikel 31
Frekvensregulering efter deling af synkronområde
1.   Når en frekvensansvarlig under systemgenoprettelse er blevet udpeget i henhold til artikel 29, stk. 3, skal TSO'erne i hver synkroniseret region, undtagen den frekvensansvarlige, som første foranstaltning suspendere den manuelle aktivering af frekvensgenoprettelsesreserver og udskiftningsreserver.
2.   Den frekvensansvarlige skal efter konsultation af den synkroniserede regions andre TSO'er fastlægge den driftstilstand, der skal anvendes på last-frekvensreguleringen styret af hver af den synkroniserede regions TSO'er.
3.   Den frekvensansvarlige skal styre den manuelle aktivering af frekvensgenoprettelsesreserver og udskiftningsreserver i den synkroniserede region, idet der tages sigte på at styre synkronområdets frekvens mod den målfrekvens, der er fastlagt af den eventuelle gensynkroniseringsansvarlige i henhold til artikel 34, stk. 1, litra a), og der tages hensyn til driftssikkerhedsgrænserne, der er fastsat i henhold til artikel 25 i forordning (EU) (EU) 2017/1485. Hvis ingen gensynkroniseringsansvarlig er udpeget for den synkroniserede region, skal den frekvensansvarlige sigte mod at regulere frekvensen mod den nominelle frekvens. På anmodning skal hver af den synkroniserede regions TSO'er understøtte den frekvensansvarlige.
AFSNIT 4
Gensynkronisering
Artikel 32
Gensynkroniseringsprocedure
Genoprettelsesplanens gensynkroniseringsprocedure skal mindst omfatte:
a)
udpegelsen af en gensynkroniseringsansvarlig,
b)
foranstaltninger, der giver TSO'en mulighed for at anvende en gensynkroniseringsstrategi
c)
de maksimale grænser for fasevinkel, frekvens- og spændingsforskelle for tilslutningslinjer.
Artikel 33
Udpegelse af en gensynkroniseringsansvarlig
1.   Når to synkroniserede regioner under systemgenoprettelse kan gensynkroniseres uden at bringe transmissionssystemernes driftssikkerhed i fare, skal disse synkroniserede regioners frekvensansvarlige udpege en gensynkroniseringsansvarlig efter konsultation med mindst de TSO'er, der er blevet identificeret som potentielle gensynkroniseringsansvarlige og i overensstemmelse med stk. 2. Hver frekvensansvarlig skal hurtigst muligt informere TSO'erne fra dens synkroniserede region om den udpegede gensynkroniseringsansvarlige.
2.   For hvert par af synkroniserede regioner, der skal gensynkroniseres, skal den gensynkroniseringsansvarlige være den TSO, der:
a)
mindst har én understation i drift, udstyret med en parallel afbryderanordning på grænsen mellem de to synkroniserede regioner, der skal gensynkroniseres
b)
har adgang til frekvensmålingerne fra begge synkroniserede regioner
c)
har adgang til spændingsmålingerne for de understationer, mellem hvilke potentielle gensynkroniseringspunkter er placeret
d)
er i stand til at styre potentielle gensynkroniseringspunkters spænding.
3.   Hvis mere end én TSO opfylder kriterierne i stk. 2, skal TSO'en med det største antal potentielle gensynkroniseringspunkter mellem de to synkroniserede regioner udpeges som gensynkroniseringsansvarlig, medmindre de to synkroniserede regioners frekvensansvarlige enes om at udpege en anden TSO som gensynkroniseringsansvarlig.
4.   Den udpegede gensynkroniseringsansvarlige skal agere som sådan, indtil:
a)
en anden gensynkroniseringsansvarlig er blevet udpeget for de to synkroniserede regioner, eller
b)
de to synkroniserede regioner er blevet gensynkroniseret, og alle trinene i artikel 34 er afsluttet.
Artikel 34
Gensynkroniseringsstrategi
1.   Inden gensynkronisering skal den gensynkroniseringsansvarlige:
a)
i overensstemmelse med maksimumsgrænserne, der henvises til i artikel 32, fastsætte:
i)
målværdien for gensynkroniseringsfrekvensen
ii)
den maksimale frekvensforskel mellem de to synkroniserede regioner
iii)
den maksimale udveksling af aktiv og reaktiv effekt
iv)
hvilken driftstilstand, der skal anvendes på last-frekvensreguleringen
b)
vælge gensynkroniseringspunktet, idet der tages hensyn til driftssikkerhedsgrænserne i de synkroniserede regioner
c)
fastlægge og forberede alle nødvendige foranstaltninger for gensynkronisering af de to synkroniserede regioner ved gensynkroniseringspunktet
d)
fastlægge og forberede et efterfølgende sæt foranstaltninger til at skabe ekstra forbindelser mellem de synkroniserede regioner
e)
vurdere, hvorvidt de synkroniserede regioner er klar til gensynkronisering, idet der tages hensyn til betingelserne fastsat i litra a).
2.   Når opgaverne anført i stk. 1 udføres, skal den gensynkroniseringsansvarlige konsultere de involverede synkroniserede regioners frekvensansvarlige, og for de opgaver, der er anført i litra b)-e), også konsultere de TSO'er, der driver de understationer, der bruges til gensynkronisering.
3.   Hver frekvensansvarlig skal informere TSO'erne i dens synkroniserede region om den planlagte gensynkronisering hurtigst muligt.
4.   Når alle betingelser fastlagt i overensstemmelse med stk. 1, litra a), er opfyldt, skal den gensynkroniseringsansvarlige udføre gensynkroniseringen ved at aktivere de foranstaltninger, der er fastlagt i stk. 1, litra c) og d).
Kapitel IV
MARKEDSPROCESSER
Artikel 35
Procedure for suspendering af markedsaktiviteter
1.   En TSO kan midlertidigt suspendere en eller flere markedsaktiviteter fastlagt i stk. 2, hvis:
a)
TSO'ens transmissionssystem er i blackout-tilstand, eller
b)
TSO'en har udtømt alle muligheder som markedet giver, og fortsættelse af markedsaktiviteter i nødtilstanden vil forringe én eller flere af de forhold, der er omhandlet i artikel 18, stk. 3, i forordning (EU) 2017/1485, eller
c)
fortsættelsen af markedsaktiviteter i omfattende grad vil sænke genoprettelsesprocessens virksomhed til at nå normal tilstand eller varslingstilstand eller
d)
værktøjer og kommunikationsredskaber, som er nødvendige for, at TSO'er kan facilitere markedsaktiviteter, ikke er tilgængelige.
2.   Følgende markedsaktiviteter kan suspenderes i medfør af stk. 1:
a)
levering af områdeoverskridende kapacitet til kapacitetsallokering ved de tilsvarende budzonegrænser for hver markedstidsenhed, hvis det forventes, at transmissionssystemet ikke vil blive genoprettet til normal tilstand eller varslingstilstand
b)
indgivelse af bud for balanceringskapacitet og balanceringsenergi fra en balanceringsydelsesleverandør
c)
en balanceansvarlig parts tilvejebringelse af en balanceret position ved afslutningen på day-ahead-tidsrammen, hvis det kræves i henhold til vilkårene og betingelserne for balancering
d)
tilvejebringelse af ændringer i de balanceansvarlige parters positioner
e)
indgivelse af de planer, der er omhandlet i artikel 111, stk. 1 og 2, i forordning (EU) 2017/1485
f)
andre relevante markedsaktiviteter, som det anses for nødvendigt at suspendere for at bevare og/eller genoprette systemets tilstand.
3.   I tilfælde af suspendering af markedsaktiviteter i henhold til stk. 1 skal hver BNB efter anmodning fra TSO'en fungere på et referencepunkt for aktiv effekt fastsat af TSO'en, hvor dette er teknisk muligt.
4.   Når markedsaktiviteter suspenderes i henhold til stk. 1, kan TSO'en helt eller delvis suspendere driften af sine egne processer, der påvirkes af sådan suspendering.
5.   Når markedsaktiviteter suspenderes i henhold til stk. 1, skal TSO'en koordinere med mindst følgende parter:
a)
TSO'erne i de kapacitetsberegningsregioner, som TSO'en er medlem af
b)
De TSO'er, med hvilke TSO'en har aftaler om koordinering af balancering
c)
NEMO'en og andre enheder, der er tildelt eller delegeret til at udføre markedsfunktioner i overensstemmelse med forordning (EU) 2015/1222, i dens systemområde,
d)
TSO'erne i en systemblok for last-frekvensregulering, som TSO'en er medlem af
e)
den ansvarlige for den koordinerede kapacitetsberegning for kapacitetsberegningsregionerne, som TSO'en er medlem af.
6.   I tilfælde af suspendering af markedsaktiviteter skal hver TSO iværksætte kommunikationsproceduren fastsat i artikel 38.
Artikel 36
Regler for suspendering og genoptagelse af markedsaktiviteter
1.   Senest den 18. december 2018 skal hver TSO udvikle et forslag til regler for suspendering og genoptagelse af markedsaktiviteter.
2.   TSO'en skal offentliggøre disse regler på sit websted, når de er godkendt af den relevante regulerende myndighed i overensstemmelse med artikel 37 i direktiv 2009/72/EF.
3.   Reglerne for suspendering og genoptagelse af markedsaktiviteter skal så vidt muligt være kompatible med:
a)
reglerne for levering af områdeoverskridende kapacitet til kapacitetsallokering ved de tilsvarende budzonegrænser for hver markedstidsenhed, hvis det forventes, at transmissionssystemet ikke vil blive genoprettet til normal tilstand eller varslingstilstand
b)
reglerne for balanceringsydelsesleverandørs indgivelse af bud for balanceringskapacitet og balanceringsenergi som følge af aftaler med andre TSO'er om koordinering af balancering
c)
reglerne for en balanceansvarlig parts tilvejebringelse af en balanceret position ved afslutningen på day-ahead-tidsrammen, hvis det kræves i henhold til vilkårene og betingelserne for balancering
d)
reglerne for tilvejebringelse af ændringer i de balanceansvarlige parters positioner
e)
reglerne for indgivelse af de planer, der er omhandlet i artikel 111, stk. 1 og 2, i forordning (EU) 2017/1485.
4.   Når reglerne for suspendering og genoptagelse af markedsaktiviteter udvikles, skal hver TSO konvertere de situationer, der henvises til at artikel 35, stk. 1, til objektivt definerede parametre, der tager følgende faktorer i betragtning:
a)
procentdelen af lastafkoblingen i TSO'ens LFC-område grundet:
i)
en betragtelig andel af de balanceansvarlige parters manglende evne til at fastholde deres balance eller
ii)
nødvendigheden af, at TSO'en ikke følger de sædvanlige balanceringsprocesser for at udføre en effektiv gentilkobling
b)
procentdelen af produktionsafkobling i TSO'ens LFC-område grundet en betragtelig del af balanceansvarlige parters manglende evne til at fastholde deres balance
c)
andelen af og den geografiske fordeling af utilgængelige transmissionssystemelementer grundet:
i)
desynkronisering af en betragtelig andel af LFC-området, der får de normale balanceringsprocesser til at virke mod hensigten eller
ii)
reduktion af områdeoverskridende kapacitet på en budzonegrænse/budzonegrænser til nul
d)
følgende påvirkede enheders manglende evne til at udføre deres markedsaktivitet(er) grundet begivenheder uden for deres kontrol:
i)
balanceansvarlige parter
ii)
balanceringsydelsesleverandører
iii)
NEMO'er og andre enheder, der er tildelt eller delegeret til at udføre markedsfunktioner i henhold til forordning (EU) 2015/1222
iv)
transmissionstilsluttede DSO'er
e)
mangel på korrekt fungerende værktøjer og kommunikationsmidler betinger nødvendigheden af at udføre:
i)
den fælles day-ahead- eller intraday-kobling eller enhver anden eksplicit kapacitetsallokeringsmekanisme eller
ii)
frekvensgenoprettelsesprocessen eller
iii)
reserveudskiftningsprocessen eller
iv)
en balanceansvarlig parts tilvejebringelse af en balanceret day-ahead-position og ændring af sin position eller
v)
indgivelsen af de planer, der er omhandlet i artikel 111, stk. 1 og 2, i forordning (EU) 2017/1485.
5.   Reglerne for suspendering og genoptagelse af markedsaktiviteter skal fastsætte en forsinkelse, der skal respekteres for hvert parameter fastsat i henhold til stk. 4, inden påbegyndelse af proceduren for suspendering af markedsaktiviteter.
6.   Den berørte TSO skal i realtid vurdere de parametre, der er fastsat i henhold til stk. 4, ud fra de oplysninger, den har til rådighed.
7.   Senest den 18. december 2020 skal ENTSO for elektricitet til Agenturet indsende en rapport til Agenturet, der vurderer niveauet af harmonisering af reglerne for suspendering og genoptagelse af markedsaktiviteter, som er fastsat af TSO'erne, og udpeger i givet fald områder, hvor harmonisering er påkrævet.
8.   Senest den 18. juni 2019 skal hver TSO indsende de data til ENTSO for elektricitet, der er nødvendige for at udarbejde og indsende rapporten i overensstemmelse med stk. 7.
Artikel 37
Procedure for genoptagelse af markedsaktiviteter
1.   Den berørte TSO skal i samarbejde med de(n) NEMO(er), der er aktiv i dens systemområde og med de tilstødende TSO iværksætte proceduren for genoptagelse af markedsaktiviteter suspenderet i henhold til artikel 35, stk. 1, hvis:
a)
den situation, der udløste suspenderingen, er afsluttet, og ingen anden situation, der henvises til i artikel 35, stk. 1, optræder og
b)
de enheder, der henvises til i artikel 38, stk. 2, på forhånd er blevet behørigt informeret i overensstemmelse med artikel 38.
2.   Den berørte TSO skal i samarbejde med tilstødende TSO'er iværksætte genoptagelsen af TSO-processer påvirket af suspenderingen af markedsaktiviteter, når betingelserne i stk. 1 er opfyldt, eller forinden, hvis det er nødvendigt for at genoptage markedsaktiviteterne.
3.   De(n) berørte NEMO(»er) skal i samarbejde med TSO'er og enheder omhandlet i artikel 35, stk. 5, iværksætte genoptagelsen af de relevante processer for fælles day-ahead- eller intraday-kobling, så snart TSO'en(-erne) meddeler, at TSO'ernes processer er blevet genoptaget.
4.   Når leveringen af områdeoverskridende kapacitet er blevet suspenderet og efterfølgende genoptaget, skal hver berørt TSO ajourføre de områdeoverskridende kapaciteter for kapacitetsallokering ved at vælge den mest gennemførlige og effektive mulighed for hver markedstidsenhed af følgende:
a)
anvendelse af de senest tilgængelige områdeoverskridende kapaciteter, beregnet af den ansvarlige for den koordinerede kapacitetsberegning
b)
iværksættelse af de gældende beregningsprocesser for regional kapacitet i overensstemmelse med artikel 29 og 30 i forordning (EU) 2015/1222 eller
c)
i samarbejde med TSO'er fra kapacitetsberegningsregionen bestemme områdeoverskridende kapacitet ud fra de aktuelle fysiske netforhold.
5.   Når en del af det samlede koblingsområde, hvor markedsaktiviteter er blevet suspenderet, er tilbage i den normale tilstand eller varslingstilstand, har NEMO'en (-erne) for dette område ret til at udføre en markedskobling i en del af det totale koblingsområde i samråd med de TSO'er og enheder, der henvises til i artikel 35, stk. 5, forudsat at TSO'en har genoptaget kapacitetsberegningsprocessen.
6.   Senest 30 dage efter at markedsaktiviteterne er blevet genoptaget, skal TSO'en (-erne), der suspenderede og genoptog markedsaktiviteter udarbejde en rapport som minimum på engelsk, der indeholder en detaljeret redegørelse for rationalet, gennemførelsen og virkningen af markedssuspenderingen og en henvisning til efterlevelse af reglerne for suspendering og genoptagelse af markedsaktiviteter, og forelægge rapporten for den relevante regulerende myndighed i overensstemmelse med artikel 37 i direktiv 2009/72/EF samt gøre den tilgængelig for de enheder, der er omhandlet i artikel 38, stk. 2.
7.   Medlemsstaternes regulerende myndigheder eller Agenturet kan udstede en anbefaling til de(n) berørte TSO(«er) for at fremme god praksis og hindre lignende hændelser i fremtiden.
Artikel 38
Kommunikationsprocedure
1.   Reglerne for suspendering og genoptagelse af markedsaktiviteter udviklet i henhold til artikel 36 skal også omfatte en kommunikationsprocedure, der specificerer de opgaver og foranstaltninger, der forventes af hver part i dennes forskellige roller under suspendering og genoptagelse af markedsaktiviteter.
2.   Kommunikationsproceduren skal nævne, at information samtidig sendes til følgende enheder:
a)
de parter, der er omhandlet i artikel 35, stk. 5
b)
de balanceansvarlige parter
c)
balanceringsydelsesleverandørerne,
d)
de transmissionstilsluttede DSO'er
e)
de berørte medlemsstaters relevante regulerende myndigheder i overensstemmelse med artikel 37 i direktiv 2009/72/EF.
3.   Kommunikationsproceduren skal omfatte mindst følgende trin:
a)
meddelelsen fra TSO'en, om at markedsaktiviteter er blevet suspenderet i overensstemmelse med artikel 35
b)
meddelelsen fra TSO'en om det bedste estimat for tidspunktet og datoen for transmissionssystemets genoprettelse,
c)
meddelelsen fra NEMO'en og andre enheder, som er udpeget til at udføre markedsfunktioner i henhold til forordning (EU) 2015/1222 og forordning (EU) 2016/1719, om suspendering af deres aktiviteter, hvis relevant
d)
ajourføringerne fra TSO'erne om processen for genoprettelse af transmissionssystemet
e)
meddelelsen fra de enheder, der er omhandlet i stk. 2, litra a)-d), om at deres markedsværktøjer og kommunikationssystemer er funktionsdygtige
f)
meddelelsen fra TSO'en(-erne) om at transmissionssystemet er blevet genoprettet til normal tilstand eller varslingstilstand
g)
meddelelsen fra NEMO'en og andre enheder, som er tildelt eller delegeret til at udføre markedsfunktioner i henhold til forordning (EU) 2015/1222, om det bedste estimat for tidspunktet og datoen, hvor markedsaktiviteter vil blive genoptaget
h)
bekræftelsen fra NEMO'en og andre enheder, som er tildelt eller delegeret til at udføre markedsfunktioner i henhold til forordning (EU) 2015/1222, om at markedsaktiviteter er blevet genoptaget.
4.   Alle meddelelser og ajourføringer fra TSO'en(-erne), NEMO'en(-erne) og andre enheder, som er tildelt eller delegeret til at udføre markedsfunktioner, der er omhandlet i stk. 3, skal offentliggøres på disse enheders websteder. Når meddelelse eller ajourføring på webstedet ikke er mulig, skal den enhed, som har en meddelelsesforpligtelse, via e-mail eller andre tilgængelige midler informere mindst de parter, der direkte deltager i de suspenderede markedsaktiviteter.
5.   Meddelelse i henhold til stk. 3, litra e), skal foretages via e-mail eller andre tilgængelige midler til den berørte TSO.
Artikel 39
Regler for afregning i forbindelse med suspendering af markedsaktiviteter
1.   Senest den 18. december 2018 skal hver TSO udarbejde et forslag til regler for afregning af ubalancer og afregning af balanceringskapacitet og balanceringsenergi, som skal være gældende for afregningsperioder for ubalancer, hvor markedsaktiviteterne har været suspenderet. TSO'en kan foreslå de samme regler, den anvender for normal drift.
TSO'en skal offentliggøre disse regler på sit websted efter den relevante regulerende myndigheds godkendelse af dem i overensstemmelse med artikel 37 i direktiv 2009/72/EF.
En TSO kan delegere de TSO-opgaver, der er omhandlet i denne artikel, til en eller flere tredjeparter, forudsat at tredjeparten kan udøve den eller de respektive funktioner mindst lige så effektivt som TSO'en(-erne). En medlemsstat eller, hvis relevant, en regulerende myndighed kan delegere de opgaver, der er omhandlet i denne artikel, til en eller flere tredjeparter, forudsat at tredjeparten kan udøve den eller de respektive funktioner mindst lige så effektivt som TSO'en(-erne).
2.   Reglerne, der er omhandlet i stk. 1, skal gælde for TSO'ers og, i givet fald, tredjeparters afregning med balanceansvarlige parter og balanceringsydelsesleverandører.
3.   Reglerne udviklet i overensstemmelse med stk. 1 skal:
a)
sikre den finansielle neutralitet for hver TSO og relevant tredjepart, som omhandlet i stk. 1
b)
undgå skævvridninger af incitamenter eller incitamenter, der virker mod hensigten, for balanceansvarlige parter, balanceringsydelsesleverandører og TSO'er
c)
give balanceansvarlige parter incitament til at stræbe efter balance eller hjælpe systemet med at genoprette sin balance
d)
undgå enhver finansiel sanktion pålagt balanceansvarlige parter og balanceringsydelsesleverandører grundet udførelsen af foranstaltningerne forlangt af TSO'en
e)
afholde TSO'er fra at suspendere markedsaktiviteter, medmindre det er strengt nødvendigt, og give TSO'er incitament til at genoptage markedsaktiviteterne hurtigst muligt
f)
give balanceringsydelsesleverandørerne incitament til at tilbyde ydelser til de tilsluttende TSO, der hjælper med at genoprette systemet til normal tilstand,
KAPITEL V
INFORMATIONSUDVEKSLING OG KOMMUNIKATION, VÆRKTØJER OG ANLÆG
Artikel 40
Informationsudveksling
1.   Ud over bestemmelserne i artikel 40-53 i forordning (EU) 2017/1485 skal hver TSO i nød-, blackout- eller genoprettelsestilstand være beføjet til at indsamle følgende oplysninger:
a)
fra DSO'er identificeret i overensstemmelse med artikel 23, stk. 4, de nødvendige oplysninger om mindst:
i)
andelen af deres net, der er i ø-drift,
ii)
vnen til at synkronisere dele af deres net, der er i ø-drift
iii)
evnen til at påbegynde ø-drift
b)
Fra BNB'er identificeret i overensstemmelse med artikel 23, stk. 4, og genoprettelsesydelsesleverandører, oplysninger om mindst følgende forhold:
i)
installationens aktuelle status
ii)
driftsgrænserne
iii)
den fulde aktiveringstid og tiden til at øge produktion
iv)
tidskritiske processer.
2.   Under nød-, blackout- eller genoprettelsestilstand skal hver TSO rettidigt med sigte på systemforsvarsplanens procedurer og genoprettelsesplanens levere følgende oplysninger, hvis TSO'en har adgang til dem:
a)
til tilstødende TSO'er, information om mindst:
i)
udstrækningen og grænserne for den synkroniserede region eller de synkroniserede regioner, hvortil dens systemområde hører
ii)
driftsbegrænsninger for den synkroniserede region
iii)
den maksimale varighed og mængde af aktiv og reaktiv effekt, der kan leveres via samkøringslinjer
iv)
alle andre tekniske eller organisatoriske begrænsninger
b)
til den frekvensansvarlige for TSO'ens synkroniserede region, information om mindst:
i)
restriktionerne for at opretholde ø-drift,
ii)
den tilgængelige ekstra last og produktion
iii)
tilgængeligheden af driftsreserver
c)
til transmissionstilsluttede DSO'er, der er identificeret i henhold til artikel 11, stk. 4, og artikel 23, stk. 4, information om mindst:
i)
systemtilstanden for TSO'ens transmissionssystem
ii)
grænserne for aktiv og reaktiv effekt, lastblokke, indstillingerne for udtag og afbrydere ved tilslutningspunkterne
iii)
oplysninger om den aktuelle og planlagte status for produktionsanlæg sluttet til DSO'en, hvis ikke direkte tilgængelige for DSO'en
iv)
alle nødvendige oplysninger, der fremmer koordineringen med distributionstilsluttede parter
d)
til forsvarsydelsesleverandører, information om mindst:
i)
systemstatus for TSO'ens transmissionssystem
ii)
de planlagte foranstaltninger, der kræver deltagelse af forsvarsydelsesleverandørerne
e)
til DSO'er og BNB'er identificeret i henhold til artikel 23, stk. 4, og til genoprettelsesydelsesleverandører, information om mindst:
i)
systemtilstanden for TSO'ens transmissionssystem
ii)
evne til og planer for gentilkobling af koblinger
iii)
de planlagte foranstaltninger, der kræver deres deltagelse.
3.   TSO'er i nød-, blackout- eller genoprettelsestilstand skal med hinanden udveksle informationer om mindst:
a)
omstændighederne, der førte til den aktuelle systemtilstand for TSO'ens transmissionssystem, i den udstrækning disse er kendte
b)
de potentielle problemer, der nødvendiggør hjælp til aktiv effekt.
4.   En TSO i nød-, blackout- eller genoprettelsestilstand skal rettidigt levere oplysninger om sit transmissionssystems systemtilstand og eventuelt tilgængelige yderligere oplysninger, der forklarer situationen i transmissionssystemet:
a)
til NEMO'en(-erne), som skal gøre denne information tilgængelig for deres markedsdeltagere, jf. artikel 38
b)
til de relevante regulerende myndigheder i overensstemmelse med artikel 37 i direktiv 2009/72/EF, eller, hvis det eksplicit er foreskrevet i national lovgivning, til enheder omhandlet i artikel 4, stk. 3
c)
til enhver anden relevant part efter behov.
5.   TSO'er skal informere hver berørt part om den testplan, der er udviklet i henhold til artikel 43, stk. 2 og 3.
Artikel 41
Kommunikationssystemer
1.   Hver DSO og BNB identificeret i henhold til artikel 23, stk. 4, litra b) og c), hver genoprettelsesydelsesleverandør og hver TSO skal have et talekommunikationssystem med tilstrækkeligt ledigt udstyr og reserve-strømforsyningskilder til udveksling af den til genoprettelsesplanen påkrævede information i mindst 24 timer i tilfælde af totalt fravær af ekstern elektrisk energiforsyning eller i tilfælde af fejlfunktion af individuelt udstyr i talekommunikationssystemet. Medlemsstaterne kan kræve en mindste nødstrømsreserve på mere end 24 timer.
2.   Hver TSO skal i samråd med DSO'erne og BNB'erne identificeret i overensstemmelse med artikel 23, stk. 4, og med genoprettelsesydelsesleverandører fastlægge de tekniske krav, der skal opfyldes af deres talekommunikationssystemer og af TSO'ens eget talekommunikationssystem for at tillade interoperabilitet og garantere, at TSO'ens indkommende opkald kan identificeres af den anden part og straks besvares.
3.   Hver TSO skal i samråd med sine tilstødende TSO'er og de andre TSO'er i dens synkronområde fastlægge de tekniske krav, der skal opfyldes af deres talekommunikationssystemer og af TSO'ens eget talekommunikationssystem for at tillade interoperabilitet og garantere, at TSO'ens indkommende opkald kan identificeres af den anden part og straks besvares.
4.   Uanset bestemmelserne i stk. 1 skal de BNB'er, der er identificeret i overensstemmelse med artikel 23, stk. 4, der er type B-produktionsanlæg og de genoprettelsesydelsesleverandører, der er type A- eller type B-produktionsanlæg, have mulighed for kun at have et datakommunikationssystem i stedet for et talekommunikationssystem, hvis dette er aftalt med TSO'en. Dette datakommunikationssystem skal opfylde kravene i stk. 1 og 2.
5.   Medlemsstaterne kan kræve, at der ud over talekommunikationssystemet skal være et supplerende kommunikationssystem til understøttelse af genoprettelsesplanen; i så fald skal det supplerende kommunikationssystem opfylde kravene i stk. 1.
Artikel 42
Værktøjer og anlæg
1.   Hver TSO skal gøre kritiske værktøjer og anlæg, der er omhandlet i artikel 24 i forordning (EU) 2017/1485, tilgængelige i mindst 24 timer i tilfælde af tab af hovedkraftforsyningen.
2.   Hver DSO og BNB identificeret i henhold til artikel 23, stk. 4, og genoprettelsesydelsesleverandører skal gøre kritiske værktøjer og anlæg, der er omhandlet i artikel 24 i forordning (EU) 2017/1485 og brugt i genoprettelsesplanen, tilgængelige i mindst 24 timer i tilfælde af tab af hovedkraftforsyningen, som fastlagt af TSO'en.
3.   Hver TSO skal have mindst ét geografisk separat reservekontrolrum. Reservekontrolrummet skal omfatte mindst de kritiske værktøjer og anlæg, der er omhandlet i artikel 24 i forordning (EU) 2017/1485. Hver TSO skal sørge for nødstrømsforsyning til sit reservekontrolrum til mindst 24 timer i tilfælde af tab af hovedkraftforsyningen.
4.   Hver TSO skal udarbejde en overførselsprocedure for at flytte funktioner fra hovedkontrolrummet til reservekontrolrummet hurtigst muligt og i hvert fald inden for højst tre timer. Proceduren skal omfatte systemets drift under overførslen.
5.   Understationer identificeret som væsentlige for genoprettelsesplanens procedurer i henhold til artikel 23, stk. 4, skal være operationelle i tilfælde af tab af hovedkraftforsyning i mindst 24 timer. For understationer i det synkrone område i Irland og Litauen kan varigheden af drift i tilfælde af tab af hovedkraftforsyning være mindre end 24 timer og skal godkendes af medlemsstatens regulerende myndighed eller en anden kompetent myndighed foreslået af TSO'en.
KAPITEL VI
OVERENSSTEMMELSE OG REVISION
AFSNIT 1
Overensstemmelsestest af TSO-, DSO- og BNB-kapacitet
Artikel 43
Generelle principper
1.   Hver TSO skal periodisk vurdere den korrekte funktion af alt udstyr og al kapacitet, der er medtaget i systemforsvarsplanen og genoprettelsesplanen. Til dette formål skal hver TSO periodisk kontrollere sådant udstyrs og sådan kapacitets overensstemmelse, jf. stk. 2 og artikel 41, stk. 2, i forordning (EU) 2016/631, artikel 35, stk. 2, i forordning (EU) 2016/1388 og artikel 69, stk. 1 og 2, i forordning (EU) 2016/1447.
2.   Senest den 18. december 2019 skal hver TSO definere en testplan i samråd med DSO'erne, BNB'erne identificeret i henhold til artikel 11, stk. 4, og artikel 23, stk. 4, forsvarsydelsesleverandørerne og genoprettelsesydelsesleverandørerne. Testplanen skal identificere det udstyr og den kapacitet, der er relevant for systemforsvarsplanen og genoprettelsesplanen, og som skal testes.
3.   Testplanen skal omfatte testhyppigheden og testforholdene, jf. minimumskravene i artikel 44-47. Testplanen skal anvende metoderne i forordning (EU) 2016/631, forordning (EU) 2016/1388 og forordning (EU) 2016/1447 for den respektive testede kapacitet. For BNB'er, der ikke er underlagt forordning (EU) 2016/631, forordning (EU) 2016/1388 og forordning (EU) 2016/1447, skal testplanen følge de nationale lovforskrifter.
4.   Ingen TSO, DSO, BNB, forsvarsydelsesleverandør og genoprettelsesydelsesleverandør må bringe transmissionssystemets og forbundne transmissionssystemers driftssikkerhed i fare under testen. Testen skal udføres på en måde, der minimerer indvirkningen på systembrugerne.
5.   Testen anses for gennemført, når den opfylder betingelserne fastsat af den relevante systemoperatør i henhold til stk. 3. Så længe en test ikke opfylder disse kriterier, skal TSO'en, DSO'en, BNB'en, forsvarsydelsesleverandøren og genoprettelsesydelsesleverandøren gentage testen.
Artikel 44
Overensstemmelsestest af kapacitet for produktionsanlæg
1.   Hver genoprettelsesydelsesleverandør, som er et produktionsanlæg, der leverer ydelse med start fra dødt net, skal udføre en kapacitetstest for start fra dødt net mindst hvert tredje år i henhold til metoden i artikel 45, stk. 5, i forordning (EU) 2016/631.
2.   Hver genoprettelsesydelsesleverandør, som er et produktionsanlæg, der leverer en hurtig gensynkroniseringsydelse, skal udføre test af overgang til blok-ø-drift, efter enhver ændring af udstyr, der har indvirkning på dens kapacitet for blok-ø-drift eller efter to fejlslagne overgange i rigtig drift i henhold til metoden fastsat i artikel 45, stk. 6, i forordning (EU) 2016/631.
Artikel 45
Overensstemmelsestest af forbrugsanlæg, der leverer efterspørgselsreaktion
1.   Hver forsvarsydelsesleverandør, der leverer efterspørgselsreaktion, skal udføre en forbrugsændringstest efter to på hinanden følgende mislykkede reaktioner i rigtig drift eller mindst hvert år i henhold til metoden i artikel 41, stk. 1, i forordning (EU) 2016/1388.
2.   Hver forsvarsydelsesleverandør, der leverer forbrugsaflastning ved lav frekvens som efterspørgselsreaktion, skal udføre en test for forbrugsaflastning ved lav frekvens inden for en periode, der skal defineres på nationalt niveau, og i henhold til metoden i artikel 37, stk. 4, i forordning (EU) 2016/1388 for transmissionstilsluttede forbrugsanlæg, eller i henhold til en lignende metode fastlagt af den relevante systemoperatør for andre forbrugsanlæg.
Artikel 46
Overensstemmelsestest af HVDC-kapacitet
Hver genoprettelsesydelsesleverandør, som er et HVDC-system, der leverer ydelse med start fra dødt net, skal udføre en kapacitetstest for start fra dødt net mindst hvert tredje år i henhold til metoden, i artikel 70, stk. 11 i forordning (EU) 2016/1447.
Artikel 47
Overensstemmelsestest af relæer til forbrugsaflastning ved lav frekvens
Hver DSO og TSO skal udføre test af relæer til forbrugsaflastning ved lav frekvens i deres installationer inden for en periode, der fastsættes på nationalt niveau og udføres i henhold til metoden i artikel 37, stk. 6, og artikel 39, stk. 5, i forordning (EU) 2016/1388.
Artikel 48
Test af kommunikationssystemer
1.   Hver DSO og BNB identificeret i henhold til artikel 23, stk. 4, hver TSO og hver genoprettelsesydelsesleverandør skal teste de kommunikationssystemer, der er defineret i artikel 41, mindst hvert år.
2.   Hver DSO og BNB identificeret i henhold til artikel 23, stk. 4, hver TSO og hver genoprettelsesydelsesleverandør skal teste deres kommunikationssystemers nødstrømsforsyning mindst hver femte år.
3.   Senest den 18. december 2024 skal hver TSO i samråd med andre TSO'er fastlægge en testplan med henblik på test af kommunikationen indbyrdes mellem TSO'erne.
Artikel 49
Test af værktøjer og anlæg
1.   Hver TSO skal teste kapaciteten for hoved- og reservestrømkilder, der skal forsyne dens hoved- og reservekontrolrum, jf. artikel 42, mindst hvert år.
2.   Hver TSO skal teste funktionen af kritiske værktøjer og anlæg, der er omhandlet i artikel 24 i forordning (EU) 2017/1485, mindst hvert tredje år og omfatte både hoved- og reserveværktøjer og -anlæg. Hvis disse værktøjer og anlæg omfatter DSO'er eller BNB'er, skal disse parter deltage i testen.
3.   Hver TSO skal teste reservestrømkildernes kapacitet med hensyn til at levere væsentlige understationsydelser, der er identificeret som væsentlige for genoprettelsesplanens procedurer i henhold til artikel 23, stk. 4, mindst hver femte år. Når disse understationer er i distributionssystemer, udføres testen af DSO'erne.
4.   Hver TSO skal teste overførselsproceduren for flytning fra hovedkontrolrummet til reservekontrolrummet, jf. artikel 42, stk. 4, mindst hvert år.
AFSNIT 2
Overensstemmelsestest og revision af systemforsvarsplaner og genoprettelsesplaner
Artikel 50
Overensstemmelsestest og periodisk revision af systemforsvarsplanen
1.   Hver DSO, der berøres af gennemførelsen af forbrugsaflastning ved lav frekvens i sine installationer skal én gang årligt ajourføre bekræftelsen til den meddelende systemoperatør, jf. artikel 12, stk. 6, litra b). Denne bekræftelse skal inkludere frekvensindstillingerne, hvor afkobling af nettoforbrug indledes, og procentdelen af nettoforbrug afkoblet ved hver sådan indstilling.
2.   Hver TSO skal overvåge den korrekte gennemførelse af forbrugsaflastning ved lav frekvens på grundlag af den årlige skriftlige bekræftelse omhandlet i stk. 1 og i givet fald på grundlag af implementeringsoplysninger om TSO'ers installationer.
3.   Hver TSO skal mindst hver femte år gennemgå hele sin systemforsvarsplan for at vurdere dens effektivitet. TSO'en skal ved denne gennemgang mindst tage hensyn til:
a)
udviklingen og forandringen i dens net siden den seneste revision eller første design
b)
kapaciteten for nyt udstyr, der er installeret i transmissions- og distributionssystemerne siden den seneste revision eller første design
c)
de BNB'er, der er sat i drift siden seneste revision eller første design, deres kapacitet og relevante udbudte ydelser
d)
de udførte test og analysen af systemhændelser i henhold til artikel 56, stk. 5, i forordning (EU) 2017/1485
e)
driftsdata indsamlet under normal drift og efter en hændelse.
4.   Hver TSO gennemfår de relevante foranstaltninger i sin systemforsvarsplan, jf. stk. 3, før der foretages væsentlige ændringer i nettets konfiguration.
5.   Når TSO'en identificerer et behov for at tilpasse systemforsvarsplanen, skal den ændre sin systemforsvarsplan og implementere disse ændringer i overensstemmelse med artikel 4, stk. 2, litra c) og d), og artikel 11 og 12.
Artikel 51
Overensstemmelsestest og periodisk revision af genoprettelsesplanen
1.   Hver TSO skal gennemgå foranstaltningerne i sin genoprettelsesplan under anvendelse af computertests ved hjælp af data fra de DSO'er, der er identificeret i henhold til artikel 23, stk. 4, og genoprettelsesydelsesleverandørerne mindst hvert femte år. TSO'en skal fastlægge disse simulationstest i en dedikeret testprocedure, der omfatter mindst:
a)
trinene i genoprettelse udført af genoprettelsesydelsesleverandører med mulighed for start fra dødt net og ø-drift
b)
strømforsyning af produktionsanlægs hoved-hjælpeudstyr
c)
processen for gentilkobling af forbrug
d)
processen for gensynkronisering af net i ø-drift.
2.   Derudover skal hver TSO, hvor TSO'en anser det for nødvendigt af hensyn til genoprettelsesplanens effektivitet, udføre driftstest af dele af genoprettelsesplanen i samarbejde med DSO'erne identificeret i henhold til artikel 23, stk. 4, og genoprettelsesydelsesleverandørerne. TSO'en skal i samråd med DSO'erne og genoprettelsesydelsesleverandørerne fastlægge disse driftstest i en dedikeret testprocedure.
3.   Hver TSO skal gennemgå sin genoprettelsesplan for at vurdere dens effektivitet mindst hver femte år.
4.   Hver TSO skal gennemgå de relevante foranstaltninger i sin genoprettelsesplan i overensstemmelse med stk. 1 og gennemgå deres effektivitet, før der foretages væsentlige ændringer i nettets konfiguration.
5.   Når TSO'en identificerer et behov for tilpasning af genoprettelsesplanen, skal den ændre sin genoprettelsesplan og implementere ændringerne i overensstemmelse med artikel 4, stk. 2, litra c) og d), og artikel 23 og 24.
KAPITEL VII
GENNEMFØRELSE
Artikel 52
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 skal navnlig omfatte:
a)
identifikation af nationale forskelle i gennemførelsen af denne forordning for så vidt angår de punkter, der er anført i artikel 4, stk. 2
b)
overensstemmelsesvurdering af systemforsvarsplaner og genoprettelsesplaner udført af TSO'er i overensstemmelse med artikel 6,
c)
tærskler, over hvilke indvirkningen af en eller flere TSO'ers foranstaltninger i nød-, blackout- og genoprettelsestilstand anses for betydningsfuldt for andre TSO'er i kapacitetsberegningsregionen, jf. artikel 6
d)
niveauet af harmonisering af reglerne 
for
 suspendering og genoptagelse af markedsaktiviteter, der er fastlagt af TSO'erne i overensstemmelse med artikel 36, stk. 1, og med hensyn til rapporten i artikel 36, stk. 7
e)
niveauet af harmonisering af reglerne for balanceafregning og afregning af balanceringsenergi i tilfælde af markedssuspendering, jf. artikel 39.
2.   Agenturet skal, i samarbejde med ENTSO for elektricitet senest den 18. december 2018 udarbejde en liste over de relevante oplysninger, der skal kommunikeres af ENTSO for elektricitet til Agenturet i overensstemmelse med artikel 8, stk. 9, og artikel 9, stk. 1, i forordning (EF) nr. 714/2009. Listen med relevante oplysninger kan blive ajourført. ENTSO for elektricitet skal føre et omfattende digitalt dataarkiv i standardiseret format med de oplysninger, som Agenturet kræver.
3.   De relevante TSO'er fremsender de oplysninger til ENTSO for elektricitet, der er nødvendige for at udføre de i stk. 1 og 2 omhandlede opgaver.
4.   Efter anmodning fra den relevante regulerende myndighed i overensstemmelse med artikel 37 i direktiv 2009/72/EF skal DSO'er og enhederne, jf. artikel 39, stk. 1, give TSO'er oplysningerne i stk. 2, medmindre oplysningerne allerede er tilgængelige for de regulerende myndigheder, TSO'erne, Agenturet eller ENTSO for elektricitet i forbindelse med deres respektive gennemførelsesovervågningsopgaver, således at duplikering af information undgås.
Artikel 53
Inddragelse af interesseparter
Agenturet skal i tæt samarbejde med ENTSO for elektricitet inddrage interesseparterne i gennemførelsen af denne forordning. Denne inddragelse skal omfatte jævnlige møder med interesseparterne for at identificere problemer og foreslå forbedringer i forhold til forordningens krav.
KAPITEL VIII
AFSLUTTENDE BESTEMMELSER
Artikel 54
Ændringer af kontrakter og generelle vilkår og betingelser
Alle relevante kontraktvilkår og generelle vilkår og betingelser for TSO'er, DSO'er og BNB'er i relation til systemdrift skal efterleve denne forordnings krav. Med henblik herpå skal de pågældende kontrakter og generelle vilkår og betingelser ændres i overensstemmelse dermed.
Artikel 55
Ikrafttræden
Denne forordning træder i kraft på tyvendedagen efter offentliggørelsen i 
Den Europæiske Unions Tidende
.
Artikel 15, stk. 5-8, artikel 41 og artikel 42, stk. 1, 2 og 5, anvendes fra den 18. december 2022.
Denne forordning er bindende i alle enkeltheder og gælder umiddelbart i hver medlemsstat.
Udfærdiget i Bruxelles, den 24. november 2017.
På Kommissionens vegne
Jean-Claude JUNCKER
Formand
(
1
)
  
            
EUT L 211 af 14.8.2009, s. 15
.
(
2
)
  Kommissionens forordning (EU) 2017/1485 af 2. august 2017 om retningslinjer for drift af elektricitetstransmissionssystemer (
EUT L 220 af 25.8.2017, s. 1
).
(
3
)
  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
).
(
4
)
  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
).
(
5
)
  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
).
(
6
)
  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
).
(
7
)
  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
).
(
8
)
  Kommissionens forordning (EU) nr. 543/2013 af 14. juni 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
)
  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
).
BILAG
Kendetegn for ordningen for automatisk forbrugsaflastning ved lav frekvens
Parameter
Værdier synkronområde Kontinentaleuropa
Værdier synkronområde Nordeuropa
Værdier synkronområde Storbritannien
Værdier synkronområde Irland og Nordirland
Måleenhed
Obligatorisk startniveau for forbrugsaflastning:
Frekvens
49
48,7-48,8
48,8
48,85
Hz
Obligatorisk startniveau for forbrugsaflastning:
Forbrug, der skal aflastes
5
5
5
6
% af den totale last på nationalt niveau
Obligatorisk slutniveau for forbrugsaflastning:
Frekvens
48
48
48
48,5
Hz
Obligatorisk slutniveau for forbrugsaflastning:
Kumulativt forbrug, der skal aflastes
45
30
50
60
% af den totale last på nationalt niveau
Implementeringsinterval
± 7
± 10
± 10
± 7
% af den totale last på nationalt niveau for en given frekvens
Mindste antal trin til at nå obligatorisk slutniveau
6
2
4
6
Antal trin
Største forbrugsaflastning for hvert trin
10
15
10
12
% af den totale last på nationalt niveau for et givet trin

Summary:
Netregel for nødsituationer og systemgenoprettelse
RESUMÉ AF:
Forordning (EU) 2017/2196 om fastsættelse af en netregel for nødsituationer og systemgenoprettelse
HVAD ER FORMÅLET MED FORORDNINGEN?
Den fastsætter en netregel for nødsituationer
1
 med det formål at fastlægge en netregel, der beskytter driftssikkerheden og hindrer udbredelsen eller forværrelsen af en hændelse. 
Den har til formål at undgå udbredt forstyrrelse, og blackout-tilstand
2
 og tillade effektiv og hurtig genoprettelse
3
 af elsystemet fra nød-
4
 eller blackout-tilstande. 
HOVEDPUNKTER
Forordningen fastsætter en 
netregel for nødsituationer
, der opstiller krav til:
transmissionssystemoperatørers (TSO’er) håndtering af nød-, blackout- og genoprettelsestilstand 
koordinering af systemdriften i EU i nød-, blackout- og genoprettelsestilstand 
de test, værktøjer og anlæg, der skal garantere en pålidelig, effektiv og hurtig genoprettelse. 
Forordningen vedrører navnlig:
TSO’er 
regionale sikkerhedskoordinatorer (RSK’er) 
distributionssystemoperatører (DSO’er) 
betydningsfulde netbrugere (BNB’er) 
forsvarsydelsesleverandører 
genoprettelsesydelsesleverandører 
balanceansvarlige parter 
balanceringsydelsesleverandører
5
 
udpegede elektricitetsmarkedsoperatører (NEMO) og 
andre enheder, der er udpeget til at udføre elektricitetsmarkedsfunktioner. 
Forordningen omfatter 
procedurer
 for:
konsultation og koordinering af TSO’er med andre parter 
regional koordinering af systemforsvarsplaner og genoprettelsesplaner 
offentlig høring 
omkostningsdækning 
tavshedspligt. 
Systemforsvars- og genoprettelsesplaner
Hver TSO skal udforme en 
systemforsvarsplan
 og en 
genoprettelsesplan
 i samråd med de relevante DSO’er, BNB’er, nationale regulerende myndigheder m.fl. Planerne omfatter f.eks.:
driftsmæssige sikkerhedsbegrænsninger 
behovene hos højtprioriterede betydelige netbrugere og vilkårene og betingelserne for deres afkobling og gentilkobling 
de gældende betingelser for aktiveringen af planerne 
kommandoer, der skal udstedes af TSO’en i henhold til planerne 
foranstaltninger, der er underlagt høring eller samarbejde med de identificerede parter i realtid 
foranstaltninger, der skal gennemføres af TSO’en og DSO’er og BNB’er 
en liste over understationer, som er væsentlige for procedurerne i genoprettelsesplanerne 
det påkrævede antal strømkilder i TSO’ens systemområde, der er nødvendige for at gentilkoble systemet 
tekniske og organisatoriske foranstaltninger såsom:
systembeskyttelsesordninger
håndtering af frekvensafvigelse
håndtering af spændingsafvigelse
håndtering af flow
procedure for gentilkobling
procedure for gensynkronisering
procedure for manuel forbrugsaflastning og gentilkobling
gennemførelsesfrister for hver anført foranstaltning. 
Der er specifikke regler for gennemførelsen af systemforsvars- og genoprettelsesplaner.
Hver TSO skal have hensigtsmæssige kommunikationsværktøjer og periodisk vurdere den korrekte funktion af alt udstyr og al kapacitet, der er medtaget i systemforsvarsplanen og genoprettelsesplanen.
Markedsaktiviteter
Med forbehold af visse betingelser kan en TSO midlertidigt suspendere markedsaktiviteter, hvor:
transmissionssystemet er i blackout-tilstand, eller fortsættelsen ville reducere effektiviteten af genoprettelsesprocessen markant til normal tilstand eller varslingstilstand eller, 
hvor midlerne til at lette markedsaktiviteterne ikke er til rådighed. 
Overvågning
Gennemførelsen af forordningen overvåges af 
ENTSO for elektricitet
.
Ledsagende lovgivning
Denne forordning supplerer og er indarbejdet i forordning (EF) 
nr. 714/2009
 om 
grænseoverskridende elektricitetsudveksling
. Henvisninger til forordning (EF) 
nr. 714/2009
 i andre retsakter skal også opfattes som henvisninger til denne forordning.
Forordningen ledsager ligeledes forordning (EU) 2017/1485: 
retningslinjer for drift af elektricitetstransmissionssystemer
.
HVORNÅR GÆLDER FORORDNINGEN FRA?
Den trådte i kraft den 
18. december 2017
.
BAGGRUND
Se desuden:
Elektricitetsnetregler og retningslinjer
 (
Europa-Kommissionen
). 
Hvad er netregler?
 (
ENTSO-E
). 
VIGTIGE BEGREBER
Netregel for nødsituationer:
 bindende regler og procedurer for f.eks.:
Blackout-tilstand:
 elektricitetssystemtilstand, hvor driften af dele eller hele transmissionssystemet afsluttes.
Genoprettelsestilstand:
 systemtilstand, hvor målet med alle aktiviteter i transmissionssystemet er at genetablere systemdriften og opretholde driftsikkerhed efter blackout-tilstanden eller nødtilstanden.
Nødtilstand:
 elektricitetssystemtilstand, hvor en eller flere driftsmæssige sikkerhedsbegrænsninger overtrædes.
Balanceringsydelsesleverandør:
 en elektricitetsmarkedsdeltager, der er i stand til at levere elektricitetsbalanceringsydelser til transmissionsydelsesoperatører.
HOVEDDOKUMENT
Kommissionens forordning (EU) 
2017/2196
 af 
24. november 2017
 om fastsættelse af en netregel for nødsituationer og systemgenoprettelse (EUT L 312 af 
28.11.2017
, 
s. 54-85
).
Efterfølgende ændringer af forordning (EU) 2017/2196 er indarbejdet i grundteksten. Denne 
konsoliderede udgave
 har ingen retsvirkning.
TILHØRENDE DOKUMENTER
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
).
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. 1-68
).
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. 10-54
).
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. 1-65
).
Kommissionens forordning (EU) 
2016/1719
 af 
26. september 2016
 om fastsættelse af retningslinjer for langsigtet kapacitetstildeling (EUT L 259 af 
27.9.2016
, 
s. 42-68
).
Kommissions 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. 24-72
).
Kommissionens forordning (EU) 
nr. 
543/2013
 af 
14. juni 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. 1-12
).
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. 55-93
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
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
).
seneste ajourføring 
24.5.2019