olemassa olevat ja uudet sähköntuotantomoduulit, jotka on luokiteltu tai luokiteltaisiin tyyppiin B, C tai D komission asetuksen (EU) 2016/631 ( 1 ) 5 artiklassa vahvistettujen vaatimusten mukaisesti;

olemassa olevat ja uudet siirtoverkkoon liitetyt kulutuslaitokset;

olemassa olevat ja uudet siirtoverkkoon liitetyt suljetut jakeluverkot;

olemassa olevat ja uudet kulutuslaitokset, suljetut jakeluverkot ja kolmannet osapuolet, jotka tarjoavat kulutuksen joustoa suoraan siirtoverkonhaltijalle komission asetuksen (EU) 2016/1388 ( 2 ) 27 artiklassa vahvistettujen vaatimusten mukaisesti;

tämän asetuksen IV osan 8 osaston mukaisesti sähköntuotantomoduulien tai kulutuslaitosten ajojärjestyksen uudelleenmäärittelyä yhteenliittämisen avulla tarjoavat tahot ja pätötehoreservien tarjoajat; ja

komission asetuksen (EU) 2016/1447 ( 3 ) 3 artiklan 1 kohdan vaatimusten mukaiset olemassa olevat ja uudet suurjännitteiset tasasähköjärjestelmät (HVDC-järjestelmät).

’käyttövarmuudella’ siirtoverkon kykyä säilyttää normaalitila tai palata normaalitilaan mahdollisimman nopeasti, ja sitä määrittävät käyttövarmuusrajat;

’rajoituksella’ tilannetta, jossa on tarpeellista valmistella ja toteuttaa korjaava toimenpide käyttövarmuusrajojen noudattamiseksi;

’N-tilanteella’ tilannetta, jossa yksikään siirtoverkkoelementti ei ole poissa käytöstä vikatapahtuman vuoksi;

’vikatapahtumaluettelolla’ luetteloa vikatapahtumista, joita on simuloitava käyttövarmuusrajojen noudattamisen testaamiseksi;

’normaalitilalla’ tilannetta, jossa sähköverkko on käyttövarmuusrajojen sisällä N-tilanteessa ja minkä tahansa vikatapahtumaluetteloon sisältyvän vikatapahtuman tapahtumisen jälkeen, kun otetaan huomioon käytettävissä olevien korjaavien toimenpiteiden vaikutus;

’taajuuden vakautusreserveillä’ (FCR) pätötehoreservejä, jotka ovat käytettävissä järjestelmän taajuuden vakauttamiseksi epätasapainon ilmetessä;

’taajuuden palautusreserveillä’ (FRR) pätötehoreservejä, jotka ovat käytettävissä järjestelmän taajuuden palauttamiseksi nimellistaajuuteen ja, useammasta kuin yhdestä taajuudensäätöalueesta koostuvan synkronialueen tapauksessa, tehotasapainon palauttamiseksi suunniteltuun arvoon;

’korvaavilla reserveillä’ (RR) pätötehoreservejä, jotka ovat käytettävissä aktivoituneiden taajuuden palautusreservien vapauttamiseen tai tukemiseen, jotta vaadittu taso taajuuden palautusreservejä, mukaan lukien tuotantoreservit, on valmiina järjestelmän muita epätasapainotilanteita varten;

’reservien tarjoajalla’ oikeushenkilöä, jolla on lakisääteinen tai sopimuspohjainen velvollisuus tarjota taajuuden vakautusreservejä, taajuuden palautusreservejä tai korvaavia reservejä vähintään yhdestä reservejä tarjoavasta yksiköstä tai reservejä tarjoavasta ryhmästä;

’reservejä tarjoavalla yksiköllä’ yhtä sähköntuotantomoduulia ja/tai kulutusyksikköä tai yhteen liittymispisteeseen liitettyjen sähköntuotantomoduulien ja/tai kulutusyksiköiden yhteenliittymää, joka täyttää taajuuden vakautusreservien, taajuuden palautusreservien tai korvaavia reservien tarjoamista koskevat vaatimukset;

’reservejä tarjoavalla ryhmällä’ useampaan kuin yhteen liittymispisteeseen liitettyjen sähköntuotantomoduulien, kulutusyksiköiden ja/tai reservejä tarjoavien yksiköiden yhteenliittymää, joka täyttää taajuuden vakautusreservien, taajuuden palautusreservien tai korvaavia reservien tarjoamista koskevat vaatimukset;

’taajuudensäätöalueella’ synkronialueen osaa tai koko synkronialuetta, jonka fyysisinä rajoina ovat toisiin taajuudensäätöalueisiin liittyvien yhdysjohtojen mittauspisteet ja jota käyttää yksi tai useampi siirtoverkonhaltija, joka täyttää taajuudensäätöä koskevat velvollisuudet;

’taajuuden palautusajalla’ pisintä odotettua aikaa, jossa järjestelmän taajuus palautuu taajuuden palautusalueelle synkronialueella, joka muodostuu ainoastaan yhdestä taajuudensäätöalueesta, kun on esiintynyt hetkellinen tehoepätasapaino, joka on yhtä suuri tai pienempi kuin vertailutapahtuma, ja sellaisten synkronialueiden tapauksessa, jotka koostuvat useammasta kuin yhdestä taajuudensäätöalueesta, pisintä odotettua aikaa taajuudensäätöalueen hetkellisen tehoepätasapainon esiintymisen jälkeen, jonka kuluessa epätasapaino korvataan;

’N-1-kriteerillä’ sääntöä, jonka mukaan elementit, jotka pysyvät toiminnassa siirtoverkonhaltijan vastuualueella vikatapahtuman jälkeen, pystyvät mukautumaan uuteen käyttötilanteeseen käyttövarmuusrajoja rikkomatta;

’N-1-tilanteella’ siirtoverkon tilannetta, jossa tapahtuu yksi vikatapahtumaluetteloon sisältyvä vikatapahtuma;

’pätötehoreservillä’ taajuuden ylläpitämiseksi käytettävissä olevia reservejä;

’hälytystilalla’ järjestelmän tilaa, jossa järjestelmä on käyttövarmuusrajojen sisällä mutta on havaittu vikatapahtumaluetteloon sisältyvä vikatapahtuma, jonka tapahtuessa käytettävissä olevat korjaavat toimenpiteet eivät riitä normaalitilan ylläpitämiseen;

’taajuudensäätöblokilla’ synkronialueen osaa tai koko synkronialuetta, jonka fyysisinä rajoina ovat toisiin taajuudensäätöblokkeihin, jotka koostuvat yhdestä tai useammasta taajuudensäätöalueesta, liittyvien yhdysjohtojen mittauspisteet ja jota käyttää yksi tai useampi siirtoverkonhaltija, joka täyttää taajuudensäätöä koskevat velvollisuudet;

’aluesäätövirheellä’ ohjetehon virheen (ΔP) ja taajuudensäätövirheen (K*Δf) summaa, kun ohjetehon virhe on reaaliaikainen ero mitatun todellisen reaaliaikaisen vaihtoarvon (P) ja taajuudensäätöalueen tai taajuudensäätöblokin ohjetehon (P0) välillä ja taajuudensäätövirhe on K-kertoimen ja kyseisen taajuudensäätöalueen tai taajuudensäätöblokin taajuuspoikkeaman tulo, eli aluesäätövirhe on yhtä suuri kuin ΔP+K*Δf;

’ohjeteholla’ taajuudensäätöalueen tai taajuudensäätöblokin vaihtosähköyhdysjohtojen kautta tapahtuvan nettomääräisen tehonvaihdon asetusarvojen sarjaa;

’jännitteensäädöllä’ manuaalisia tai automaattisia säätötoimia, jotka toteutetaan tuotantopisteessä, vaihtosähköjohtojen tai HVDC-järjestelmien päätepisteissä tai muuntajissa, tai muita keinoja, joilla pyritään pitämään yllä asetettua jännitetasoa tai loistehon asetusarvoa;

’suurhäiriöllä’ järjestelmän tilaa, jossa siirtoverkon osa tai koko siirtoverkko on lakannut toimimasta;

’sisäisellä vikatapahtumalla’ vikatapahtumaa, joka tapahtuu siirtoverkonhaltijan vastuualueella, mukaan lukien yhdysjohdot;

’ulkoisella vikatapahtumalla’ vikatapahtumaa, joka tapahtuu siirtoverkonhaltijan vastuualueen ulkopuolella, pois lukien yhdysjohdot, ja jonka vaikutuskerroin on vikatapahtuman vaikutuskynnystä suurempi;

’vaikutuskertoimella’ lukuarvoa, jolla kvantifioidaan siirtoverkonhaltijan vastuualueen ulkopuolella, pois lukien yhdysjohdot, sijaitsevan siirtoverkkoelementin käyttökeskeytyksen suurinta vaikutusta mihin tahansa siirtoverkkoelementtiin suhteessa käyttökeskeytyksen aiheuttamaan sähkönsiirtojen tai jännitteen muutoksen. Lukuarvo on sitä suurempi mitä suurempi on vaikutus;

’vikatapahtuman vaikutuskynnyksellä’ raja-arvoa, johon vaikutuskertoimia verrataan, jolloin sellaisen käyttökatkon esiintymisellä siirtoverkonhaltijan vastuualueen ulkopuolella, jonka vaikutuskerroin on vikatapahtuman vaikutuskynnystä suurempi, katsotaan olevan merkittävä vaikutus siirtoverkonhaltijan vastuualueeseen, mukaan lukien yhdysjohdot;

’vikatapahtuma-analyysilla’ vikatapahtumaluetteloon sisältyvien vikatapahtumien tietokonepohjaista simulointia;

’kriittisellä vian selvitysajalla’ suurinta vian kestoa, jossa siirtoverkon toiminta pysyy stabiilina;

’vialla’ kaiken tyyppisiä oikosulkuja (yksi-, kaksi- ja kolmivaiheisia, maakosketuksella tai ilman), vioittunutta johdinta, katkaistua virtapiiriä tai katkonaista liitäntää, joka johtaa sen siirtoverkkoelementin, johon vaikutus kohdistuu, pysyvään toimintakyvyttömyyteen;

’siirtoverkkoelementillä’ mitä tahansa siirtoverkon komponenttia;

’häiriöllä’ suunnittelematonta tapahtumaa, joka voi aiheuttaa siirtoverkon siirtymisen pois normaalitilasta;

’dynaamisella stabiilisuudella’ yleiskäsitettä, joka kattaa kulmastabiilisuuden, taajuusstabiilisuuden ja jännitestabiilisuuden;

’dynaamisen stabiilisuuden arvioinnilla’ käyttövarmuuden arviointia dynaamisen stabiilisuuden osalta;

’taajuusstabiilisuudella’ siirtoverkon kykyä säilyttää taajuus vakaana N-tilanteessa ja häiriön esiintymisen jälkeen;

’jännitestabiilisuudella’ siirtoverkon kykyä säilyttää hyväksyttävät jännitteet kaikissa siirtoverkon solmupisteissä N-tilanteessa ja häiriön esiintymisen jälkeen;

’järjestelmän tilalla’ siirtoverkon toimintatilaa suhteessa käyttövarmuusrajoihin; järjestelmän tila voi olla normaalitila, hälytystila, hätätila, suurhäiriö tai palautustila;

’hätätilalla’ järjestelmän tilaa, jossa yksi tai useampi käyttövarmuusraja on ylitetty;

’palautustilalla’ järjestelmän tilaa, jossa kaikkien siirtoverkon toimintojen tavoitteena on järjestelmän toiminnan palauttaminen ja käyttövarmuuden ylläpitäminen suurhäiriön tai hätätilan jälkeen;

’poikkeuksellisella vikatapahtumalla’ useiden samasta syystä johtuvien vikatapahtumien esiintymistä yhtä aikaa;

’taajuuspoikkeamalla’ synkronialueen todellisen taajuuden ja nimellistaajuuden eroa, joka voi olla negatiivinen tai positiivinen;

’järjestelmän taajuudella’ sähköjärjestelmän taajuutta, joka voidaan mitata synkronialueen kaikissa osissa sillä oletuksella, että taajuuden arvo on järjestelmässä vakaa sekuntien aikajaksolla ja että mittauspaikkojen välillä esiintyy vain vähäisiä poikkeamia taajuudessa;

’taajuuden palautusprosessilla’ (FRP) prosessia, jonka tavoitteena on taajuuden palauttaminen nimellistaajuuteen, ja useammasta kuin yhdestä taajuudensäätöalueesta koostuvien synkronialueiden osalta prosessia, jonka tavoitteena on tehotasapainon palauttaminen suunniteltuun arvoon;

’taajuuden palautuksen säätövirheellä’ (FRCE) taajuuden palautusprosessin säätövirhettä, joka on yhtä suuri kuin taajuudensäätöalueen aluesäätövirhe tai yhtä suuri kuin taajuuspoikkeama, jos taajuudensäätöalue vastaa maantieteellisesti synkronialuetta;

’suunnitelmalla’ sähkön tuotantoa, kulutusta tai siirtoa määrätyllä ajanjaksolla edustavaa vertailuarvojen joukkoa;

’taajuudensäätöalueen tai taajuudensäätöblokin K-kertoimella’ megawatteina hertsiä kohti (MW/Hz) ilmaistua arvoa, joka on niin lähellä kuin käytännössä mahdollista tai suurempi kuin tuotannon automaattisen säädön, kulutuksen itsesäädön ja taajuuden vakautusreservin osuuden summa suhteessa suurimpaan pysyvän tilan taajuuspoikkeamaan;

’paikallisella tilalla’ hälytys-, hätä- tai suurhäiriötilan määrettä, kun ei ole olemassa vaaraa vaikutusten ulottumisesta yksittäisen siirtoverkonhaltijan vastuualueen, mukaan lukien tähän vastuualueeseen liitetyt yhdysjohdot, ulkopuolelle;

’suurimmalla pysyvän tilan taajuuspoikkeamalla’ suurinta oletettua taajuuspoikkeamaa sellaisen epätasapainon esiintymisen jälkeen, joka on yhtä suuri tai pienempi kuin vertailutapahtuma, jossa järjestelmän taajuuden on suunniteltu vakiintuvan;

’tarkkailualueella’ siirtoverkonhaltijan omaa siirtoverkkoa sekä jakeluverkkojen ja viereisten siirtoverkonhaltijoiden siirtoverkkojen merkityksellisiä osia, joissa siirtoverkonhaltija toteuttaa reaaliaikaista seurantaa ja mallintamista käyttövarmuuden ylläpitämiseksi vastuualueellaan, mukaan lukien yhdysjohdot;

’viereisillä siirtoverkonhaltijoilla’ siirtoverkonhaltijoita, jotka on liitetty suoraan toisiinsa vähintään yhdellä vaihtosähkö- tai tasasähköyhdysjohdolla;

’käyttövarmuusanalyysilla’ kaikkia tietokonepohjaisia, manuaalisia ja automaattisia toimia, jotka on toteutettu siirtoverkon käyttövarmuuden ja sen ylläpitämiseksi tarvittavien korjaavien toimenpiteiden arvioimiseksi;

’käyttövarmuusindikaattoreilla’ käyttövarmuuteen vaikuttavia järjestelmän tiloja sekä vikoja ja häiriöitä koskevia indikaattoreita, joita siirtoverkonhaltijat käyttävät käyttövarmuuden seurantaan;

’käyttövarmuusluokituksella’ luokitusta, jota siirtoverkonhaltijat käyttävät käyttövarmuuden seurantaan käyttövarmuusindikaattoreiden pohjalta;

’käyttökokeilla’ kokeita, joita siirtoverkonhaltija tai jakeluverkonhaltija suorittaa huoltoa, järjestelmän toimintakäytäntöjen kehittämistä ja koulutusta varten sekä hankkiakseen tietoja siirtoverkon käyttäytymisestä epänormaaleissa järjestelmäolosuhteissa, sekä kokeita, joita merkittävät verkonkäyttäjät suorittavat omissa laitoksissaan samoja tarkoituksia varten;

’tavanomaisella vikatapahtumalla’ vikatapahtuman esiintymistä yhdessä johtohaarassa tai syöttöpisteessä;

’erittäin epätodennäköisellä vikatapahtumalla’ useiden eri syistä johtuvien vikatapahtumien esiintymistä yhtä aikaa tai sähköntuotantomoduulien menetystä, jossa tuotantokapasiteetin kokonaismenetys on vertailutapahtumaa suurempi;

’muutosnopeudella’ nopeutta, jolla sähköntuotantomoduuli, kulutuslaitos tai HVDC-järjestelmä muuttaa pätötehoa;

’loistehoreservillä’ jännitteen ylläpitämiseksi käytettävissä olevaa loistehoa;

’vertailutapahtumalla’ suurinta positiivista tai negatiivista tehopoikkeamaa, joka esiintyy hetkellisesti synkronialueella tuotannon ja kulutuksen välillä ja joka otetaan huomioon taajuuden vakautusreservien mitoituksessa;

’roottorin kulmastabiilisuudella’ tahtikoneiden kykyä pysyä tahdissa N-tilanteessa ja häiriön jälkeen;

’turvallisuussuunnitelmalla’ suunnitelmaa, johon sisältyy arviointi siirtoverkonhaltijan kriittisen verkko-omaisuuden altistumisesta riskeille, jotka liittyvät merkittäviin fyysisiä ja kyberuhkia koskeviin skenaarioihin, sekä arviointi mahdollisista vaikutuksista;

’stabiilisuusrajoilla’ siirtoverkon toiminnassa sallittuja rajoja jännitestabiilisuuden, roottorin kulmastabiilisuuden ja taajuusstabiilisuuden rajojen noudattamisen kannalta;

’laaja-alaisella tilalla’ hälytys-, hätä- tai suurhäiriötilan määrettä, kun on olemassa vaaraa vaikutusten leviämisestä yhteenliitettyihin siirtoverkkoihin;

’järjestelmän varautumissuunnitelmalla’ teknisiä ja organisatorisia toimenpiteitä, joilla pyritään estämään häiriön leviäminen tai paheneminen siirtoverkossa laaja-alaisen tilan häiriön tai suurhäiriön välttämiseksi;

’topologialla’ tietoja, jotka koskevat eri siirtoverkko- tai jakeluverkkoelementtien yhteenliitettävyyttä sähköasemalla ja joihin sisältyy katkaisijoiden ja erotinten sähköinen konfiguraatio ja asento;

’sallitulla hetkellisellä ylikuormituksella’ siirtoverkkoelementtien tilapäistä ylikuormitusta, joka sallitaan rajoitetun ajan ja joka ei aiheuta fyysistä vahinkoa siirtoverkkoelementeille kunhan määritettyä kestoa ja kynnysarvoja noudatetaan;

’virtuaalisella yhdysjohdolla’ osallistuvien taajuudensäätöalueiden säätölaitteiden lisäsyöttötietoa, jolla on sama vaikutus kuin fyysisen yhdysjohdon mittausarvolla ja joka mahdollistaa sähköenergian siirron asianomaisten alueiden välillä;

’joustavilla vaihtosähkösiirtoverkoilla’ (FACTS) vaihtosähkön siirtolaitteita, joilla pyritään parantamaan säädettävyyttä ja lisäämään pätötehon siirtokapasiteettia;

’riittävyydellä’ alueen syöttöyhteyksien kykyä vastata kyseisen alueen kysyntään;

’koostetulla ulkoisella nettosuunnitelmalla’ suunnitelmaa, joka edustaa kaikkien ulkoisten siirtoverkonhaltijoiden suunnitelmien ja ulkoisten kaupankäyntisuunnitelmien yhteenlaskettua nettomäärää kahden suunnittelualueen välillä tai suunnittelualueen ja muiden suunnittelualueiden ryhmän välillä;

’käytettävyyssuunnitelmalla’ merkityksellisen verkko-omaisuuden kaikkien suunniteltujen käytettävyystilojen yhdistelmää määrättynä ajanjaksona;

’käytettävyystilalla’ sähköntuotantomoduulin, verkkoelementin tai kulutuslaitoksen kykyä tarjota palvelua määrättynä ajanjaksona riippumatta siitä, onko se toiminnassa;

’lähes reaaliajalla’ enintään 15 minuutin viivettä viimeisen päivänsisäisen markkinan sulkeutumisajankohdan ja reaaliajan välillä;

’kulutussuunnitelmalla’ suunnitelmaa, joka edustaa kulutuslaitoksen tai kulutuslaitosten ryhmän kulutusta;

’Sähkö-ENTSOn käyttötoiminnan suunnittelun tietopankilla’ sovellusohjelmien ja laitteiden kokonaisuutta, joka on suunniteltu mahdollistamaan siirtoverkonhaltijoiden välisissä käyttötoiminnan suunnitteluprosesseissa käytettyjen tietojen tallentaminen, vaihto ja hallinta;

’ulkoisella kaupankäyntisuunnitelmalla’ suunnitelmaa, joka edustaa markkinaosapuolten välistä sähkökauppaa eri suunnittelualueilla;

’ulkoisella siirtoverkonhaltijan suunnitelmalla’ suunnitelmaa, joka edustaa siirtoverkonhaltijoiden välistä sähkönsiirtoa eri suunnittelualueilla;

’suunnittelemattomalla käyttökeskeytyksellä’ merkityksellisen verkko-omaisuuden suunnittelematonta poistamista käytöstä kiireellisestä syystä, joka ei ole kyseisen merkityksellisen verkko-omaisuuden operaattorin operatiivisessa hallinnassa;

’tuotantosuunnitelmalla’ suunnitelma, joka edustaa sähköntuotantomoduulin tai sähköntuotantomoduulien ryhmän sähköntuotantoa;

’sisäisellä kaupankäyntisuunnitelmalla’ suunnitelmaa, joka edustaa eri markkinaosapuolten välistä sähkökauppaa suunnittelualueen sisällä;

’sisäisellä merkityksellisellä verkko-omaisuudella’ merkityksellistä verkko-omaisuutta, joka on osa siirtoverkonhaltijan vastuualuetta, tai merkityksellistä verkko-omaisuutta, joka sijaitsee jakeluverkossa, mukaan lukien suljetut jakeluverkot, ja joka on liitetty suoraan tai välillisesti kyseisen siirtoverkonhaltijan vastuualueeseen;

’alueen vaihtosähkönettotilanteella’ alueen kaikkien ulkoisten vaihtosähkösuunnitelmien yhteenlaskettua nettomäärää;

’käyttökeskeytysten koordinointialueella’ vastuualueiden yhdistelmää, jota varten siirtoverkonhaltijat määrittelevät menettelyt merkityksellisen verkko-omaisuuden käytettävyystilan seuraamiseksi ja tarvittaessa koordinoimiseksi kaikilla aikajaksoilla;

’merkityksellisellä kulutuslaitoksella’ kulutuslaitosta, joka osallistuu käyttökeskeytysten koordinointiin ja jonka käytettävyystila vaikuttaa rajat ylittävään käyttövarmuuteen;

’merkityksellisellä verkko-omaisuudella’ mitä tahansa merkityksellistä kulutuslaitosta, merkityksellistä sähköntuotantomoduulia tai merkityksellistä verkkoelementtiä, joka osallistuu käyttökeskeytysten koordinointiin;

’merkityksellisellä verkkoelementillä’ mitä tahansa siirtoverkon, mukaan lukien yhdysjohdot, tai jakeluverkon, mukaan lukien suljettu jakeluverkko, komponenttia, kuten yksittäistä johtoa, yksittäistä virtapiiriä, yksittäistä muuntajaa, yksittäistä vaiheensiirtomuuntajaa tai jännitteen kompensointilaitteistoa, joka osallistuu käyttökeskeytysten koordinointiin ja jonka käytettävyystila vaikuttaa rajat ylittävään käyttövarmuuteen;

’käyttökeskeytysten suunnittelun yhteensopimattomuudella’ tilaa, jossa yhden tai useamman merkityksellisen verkkoelementin, merkityksellisen sähköntuotantomoduulin ja/tai merkityksellisen kulutuslaitoksen käytettävyystilan ja sähköverkon ennustettua tilannetta koskevan parhaan arvion yhdistelmä johtaa käyttövarmuusrajojen ylittymiseen, kun otetaan huomioon siirtoverkonhaltijan käytettävissä olevat kustannuksia aiheuttamattomat korjaavat toimenpiteet;

’käyttökeskeytysten suunnittelijalla’ tahoa, jonka tehtävänä on suunnitella merkityksellisen sähköntuotantomoduulin, merkityksellisen kulutuslaitoksen tai merkityksellisen verkkoelementin käytettävyystilaa;

’merkityksellisellä sähköntuotantomoduulilla’ sähköntuotantomoduulia, joka osallistuu käyttökeskeytysten koordinointiin ja jonka käytettävyystila vaikuttaa rajat ylittävään käyttövarmuuteen;

’alueellisella käyttövarmuuskoordinaattorilla’ yhdellä tai useammalla kapasiteetin laskenta-alueella toimivaa yhtä tai useampaa siirtoverkonhaltijoiden omistuksessa tai määräysvallassa olevaa tahoa, jotka toteuttavat siirtoverkonhaltijan alueelliseen koordinointiin liittyviä tehtäviä;

’suunnittelijalla’ yhtä tai useampaa tahoa, jonka tehtävänä on toimittaa suunnitelmia markkinaosapuolilta siirtoverkonhaltijoille tai tarvittaessa kolmansille osapuolille;

’suunnittelualueella’ aluetta, jolla suunnitteluun liittyviä siirtoverkonhaltijoiden velvollisuuksia sovelletaan operatiivisten tai organisatoristen tarpeiden vuoksi;

’seuraavalla viikolla’ toiminnan kalenteriviikkoa edeltävää viikkoa;

’seuraavalla vuodella’ toiminnan kalenterivuotta edeltävää vuotta;

’vaikutuksen alaisella siirtoverkonhaltijalla’ siirtoverkonhaltijaa, jonka osalta tarvitaan reservien vaihtoa ja/tai reservien jakamista ja/tai epätasapainon netotusprosessia ja/tai rajat ylittävää aktivointiprosessia koskevia tietoja käyttövarmuuden analysointia ja ylläpitämistä varten;

’reservikapasiteetilla’ taajuuden vakautusreservien, taajuuden palautusreservien tai korvaavien reservien määrää, jonka on oltava siirtoverkonhaltijan käytettävissä;

’reservien vaihdolla’ siirtoverkonhaltijan mahdollisuutta käyttää toiseen taajuudensäätöalueeseen, taajuudensäätöblokkiin tai synkronialueeseen liitettyä reservikapasiteettia täyttääkseen reservien tarpeensa, jotka johtuvat sen omasta taajuuden vakautusreservien, taajuuden palautusreservien tai korvaavien reservien mitoitusprosessista, kun kyseinen reservikapasiteetti on osoitettu yksinomaisesti kyseiselle siirtoverkonhaltijalle eivätkä mitkään muut siirtoverkonhaltijat ole ottaneet sitä huomioon täyttääkseen reservien tarpeen, jotka johtuvat niiden omista reservien mitoitusprosesseista;

’reservien jakamisella’ mekanismia, jossa yksi tai useampi siirtoverkonhaltija ottaa huomioon saman reservikapasiteetin, joka voi olla taajuuden vakautusreserviä, taajuuden palautusreserviä tai korvaavaa reserviä, täyttääkseen reservien tarpeet, jotka johtuvat sen omasta reservien mitoitusprosessista;

’hälytystilan aktivointiajalla’ aikaa, johon mennessä hälytystila aktivoituu;

’automaattisella taajuuden palautusreservillä’ taajuuden palautusreserviä, joka voidaan aktivoida automaattisella säätölaitteella;

’automaattisen taajuuden palautusreservin aktivointiviiveellä’ aikaa siitä, kun taajuuden palautuksen säädin asettaa uuden asetusarvon, siihen, kun automaattisen taajuuden palautusreservin fyysinen toimitus alkaa;

’automaattisen taajuuden palautusreservin täydellä aktivointiajalla’ aikaa siitä, kun taajuuden palautuksen säädin asettaa uuden asetusarvon, siihen, kun automaattinen taajuuden palautusreservi aktivoituu tai deaktivoituu vastaavasti;

’keskimääräistä taajuuden palautuksen säätövirhettä koskevilla tiedoilla’ tietokokonaisuutta, joka koostuu taajuudensäätöalueen tai taajuudensäätöblokin rekisteröidyn hetkellisen taajuuden palautuksen säätövirheen keskimääräisestä arvosta määrätyssä mittausjaksossa;

’säätökykyä tarjoavalla siirtoverkonhaltijalla’ siirtoverkonhaltijaa, joka käynnistää reservikapasiteettinsa aktivoinnin säätökykyä vastaanottavalle siirtoverkonhaltijalle reservien jakamista koskevan sopimuksen ehtojen mukaisesti;

’säätökykyä vastaanottavalla siirtoverkonhaltijalla’ siirtoverkonhaltijaa, joka ottaa reservikapasiteettia laskiessaan huomioon reservikapasiteetin, joka on käytettävissä säätökykyä tarjoavan siirtoverkonhaltijan kautta reservien jakamista koskevan sopimuksen ehtojen mukaisesti;

’kriteerien soveltamisprosessilla’ prosessia, jossa lasketaan synkronialueen, taajuudensäätöblokin ja taajuudensäätöalueen tavoiteparametrit tietojen keruu- ja toimitusprosessista saatujen tietojen pohjalta;

’tietojen keruu- ja toimitusprosessilla’ taajuuden laadun arviointikriteerien laatimiseksi tarvittavan tietokokonaisuuden keruuprosessia;

’rajat ylittävällä taajuuden palautusreservien aktivointiprosessilla’ osallistuvien siirtoverkonhaltijoiden kesken sovittua prosessia, joka mahdollistaa toiseen taajuudensäätöalueeseen liitettyjen taajuuden palautusreservien aktivoimisen korjaamalla asiaan liittyvien taajuuden palautusprosessien syöttötietoja vastaavasti;

’rajat ylittävällä korvaavien reservien aktivointiprosessilla’ osallistuvien siirtoverkonhaltijoiden kesken sovittua prosessia, joka mahdollistaa toiseen taajuudensäätöalueeseen liitettyjen korvaavien reservien aktivoimisen korjaamalla asiaan liittyvien reservin korvausprosessien syöttötietoja vastaavasti;

’mitoittavalla tapahtumalla’ suurinta odotettua hetkellisesti esiintyvää pätötehon epätasapainoa taajuudensäätöblokissa sekä positiiviseen että negatiiviseen suuntaan;

’sähköisellä aikapoikkeamalla’ synkroniajan ja koordinoidun maailmanajan (UTC) välistä aikaeroa;

’taajuuden vakautusreservien täyden aktivoinnin taajuuspoikkeamalla’ sen taajuuspoikkeaman mitoitusarvoa, jossa synkronialueen taajuuden vakautusreservit ovat täysin aktivoituneet;

’taajuuden vakautusreservien täydellä aktivointiajalla’ aikaa vertailutapahtuman esiintymisestä vastaavaan taajuuden vakautusreservien täyteen aktivoitumiseen;

’taajuuden vakautusreservejä koskevalla velvoitteella’ siirtoverkonhaltijan vastuulle kuluvaa osaa kaikista taajuuden vakautusreserveistä;

’taajuuden vakautusprosessilla’ prosessia, jossa järjestelmän taajuus pyritään vakauttamaan korvaamalla epätasapainot asianmukaisilla reserveillä;

’taajuuden kytkentäprosessilla’ kahden synkronialueen kaikkien siirtoverkonhaltijoiden kesken sovittua prosessia, joka mahdollistaa taajuuden vakautusreservien aktivoinnin yhdistämisen synkronialueiden välillä muuttamalla HVDC-siirtoja;

’taajuuden laadun määritysparametrilla’ keskeisiä järjestelmän taajuuden muuttujia, jotka määrittävät taajuuden laadun periaatteet;

’taajuuden laadun tavoiteparametrilla’ keskeistä järjestelmän taajuustavoitetta, jonka pohjalta taajuuden vakautusreservien, taajuuden palautusreservien ja korvaavien reservien aktivointiprosessien käyttäytymistä arvioidaan normaalitilassa;

’taajuuden laadun arviointikriteereillä’ laskelmien sarjaa, jossa käytetään järjestelmän taajuuden mittauksia ja jonka avulla voidaan arvioida järjestelmän taajuuden laatua suhteessa taajuuden laadun tavoiteparametreihin;

’taajuuden laadun arviointitiedoilla’ tietokokonaisuutta, jonka pohjalta voidaan laskea taajuuden laadun arviointikriteerit;

’taajuuden palautumisalueella’ järjestelmän taajuusaluetta, jolle järjestelmän taajuuden odotetaan palaavan taajuuden palautumisajan sisällä GB- ja IE/NI-synkronialueilla sellaisen epätasapainon esiintymisen jälkeen, joka on yhtä suuri tai pienempi kuin vertailutapahtuma;

’taajuuden palautumisajalla’ GB- ja IE/NI-synkronialueilla pisintä odotettua aikaa sen jälkeen, kun on esiintynyt epätasapaino, joka on yhtä suuri tai pienempi kuin vertailutapahtuma, jossa järjestelmän taajuus palautuu suurimpaan pysyvän tilan taajuuspoikkeamaan;

’taajuuden palautusalueella’ järjestelmän taajuusaluetta, jolle taajuuden odotetaan palaavan taajuuden palautusajan sisällä GB-, IE/NI- ja Pohjoismaiden synkronialueilla sellaisen epätasapainon esiintymisen jälkeen, joka on yhtä suuri tai pienempi kuin vertailutapahtuma;

’taajuuden palautuksen säätövirheen tavoiteparametreilla’ keskeisiä taajuudensäätöblokin tavoitemuuttujia, joiden pohjalta määritetään ja arvioidaan taajuudensäätöblokin taajuuden palautusreservien ja korvaavien reservien mitoituskriteerit, joita käytetään kuvaamaan taajuudensäätöblokin käyttäytymistä normaalissa käyttötilanteessa;

’taajuuden palautukseen liittyvällä tehonvaihdolla’ tehoa, joka siirretään taajuudensäätöalueiden välillä rajat ylittävässä taajuuden palautusreservien aktivointiprosessissa;

’taajuuden asetusarvolla’ taajuuden palautusprosessissa käytettyä taajuuden tavoitearvoa, joka määritellään järjestelmän nimellistaajuuden ja sähköisen aikapoikkeaman vähentämiseksi tarvittavan korjausarvon summana;

’taajuuden palautusreservien käytettävyysvaatimuksilla’ taajuudensäätöblokin siirtoverkonhaltijoiden määrittelemää vaatimusten kokonaisuutta, joka koskee taajuuden palautusreservien käytettävyyttä;

’taajuuden palautusreservien mitoitussäännöillä’ taajuudensäätöblokin taajuuden palautusreservien mitoitusprosessin spesifikaatioita;

’epätasapainon netotusprosessilla’ siirtoverkonhaltijoiden kesken sovittua prosessia, jonka avulla voidaan välttää taajuuden palautusreservien yhtäaikainen aktivointi vastakkaisiin suuntiin ottamalla huomioon taajuuden palautuksen säätövirheet ja aktivoidut taajuuden palautusreservit ja korjaamalla asiaan liittyvien taajuuden palautusprosessien syöttötietoja vastaavasti;

’epätasapainon netotukseen liittyvällä tehonvaihdolla’ tehoa, joka siirretään taajuudensäätöalueiden välillä epätasapainon netotusprosessissa;

’alustavalla taajuuden vakautusreservejä koskevalla velvoitteella’ siirtoverkonhaltijalle jako-osuuden perusteella osoitettua taajuuden vakautusreservien määrää;

’hetkellisillä taajuustiedoilla’ joukkoa synkronialueen järjestelmätaajuuden mittauksia, joissa mittausaika on yhtä suuri tai lyhyempi kuin yksi sekunti ja joita käytetään järjestelmän taajuuden laadun arviointiin;

’hetkellisellä taajuuspoikkeamalla’ joukkoa synkronialueen järjestelmän taajuuspoikkeamien mittauksia, joissa mittausaika on yhtä suuri tai lyhyempi kuin yksi sekunti ja joita käytetään järjestelmän taajuuden laadun arviointiin;

’hetkellisillä taajuuden palautuksen säätövirhettä koskevilla tiedoilla’ taajuudensäätöblokin taajuuden palautuksen säätövirhettä koskevien tietojen kokonaisuutta, jossa mittausaika on yhtä suuri tai lyhyempi kuin 10 sekuntia ja jota käytetään järjestelmän taajuuden laadun arviointiin;

’tason 1 taajuuden palautuksen säätövirhealueella’ ensimmäistä aluetta, jota käytetään järjestelmän taajuuden laadun arvioinnissa taajuudensäätöblokin tasolla ja jonka sisällä taajuuden palautuksen säätövirhe olisi pidettävä tietty prosenttiosuus ajasta;

’tason 2 taajuuden palautuksen säätövirhealueella’ toista aluetta, jota käytetään järjestelmän taajuuden laadun arvioinnissa taajuudensäätöblokin tasolla ja jonka sisällä taajuuden palautuksen säätövirhe olisi pidettävä tietty prosenttiosuus ajasta;

’taajuudensäätöblokin käyttösopimuksella’ taajuudensäätöblokin kaikkien siirtoverkonhaltijoiden monenvälistä sopimusta, jos taajuudensäätöblokissa toimii useampi kuin yksi siirtoverkonhaltija, ja asianomaisen siirtoverkonhaltijan yksipuolisesti hyväksymiä taajuudensäätöblokin toimintatapoja, jos taajuudensäätöblokissa toimii vain yksi siirtoverkonhaltija;

’korvaavalla tehonvaihdolla’ tehoa, joka siirretään taajuudensäätöalueiden välillä rajat ylittävässä korvaavien reservien aktivointiprosessissa;

’taajuudensäätöblokin epätasapainoilla’ taajuuden palautuksen säätövirheen, taajuuden palautusreservien aktivoinnin ja korvaavien reservien aktivoinnin summaa taajuudensäätöblokissa ja tämän taajuudensäätöblokin epätasapainon netotukseen liittyvää tehonvaihtoa, taajuuden palautukseen liittyvää tehonvaihtoa ja korvaavaa tehonvaihtoa muiden taajuudensäätöblokkien kanssa;

’taajuudensäätöblokin valvojalla’ siirtoverkonhaltijaa, joka vastaa taajuuden laadun arviointitietojen keräämisestä ja taajuuden laadun arviointikriteerien soveltamisesta taajuudensäätöblokissa;

’taajuudensäätörakenteella’ perusrakennetta, jossa otetaan huomioon kaikki taajuudensäätöön liittyvät näkökohdat ja erityisesti eri osapuolten vastuut ja velvollisuudet sekä pätötehoreservien tyypit ja tarkoitukset;

’prosessin vastuurakenteella’ rakennetta, jossa määritellään pätötehoreservejä koskevat vastuut ja velvollisuudet synkronialueen säätörakenteen pohjalta;

’prosessien aktivointirakenteella’ rakennetta, jossa luokitellaan erityyppisiä pätötehoreservejä koskevat prosessit reservien tarkoituksen ja aktivoinnin perusteella;

’manuaalisen taajuuden palautusreservin täydellä aktivointiajalla’ aikaa asetusarvon muuttamisesta siihen, kun manuaalinen taajuuden palautusreservi aktivoituu tai deaktivoituu vastaavasti;

’suurimmalla hetkellisellä taajuuspoikkeamalla’ hetkellisen taajuuspoikkeaman suurinta odotettua absoluuttista arvoa sellaisen epätasapainon esiintymisen jälkeen, joka on yhtä suuri tai pienempi kuin vertailutapahtuma, jonka jälkeen hätätoimenpiteet aktivoidaan;

’seuranta-alueella’ synkronialueen osaa tai koko synkronialuetta, jonka fyysisinä rajoina ovat toisiin seuranta-alueisiin liittyvien yhdysjohtojen mittauspisteet ja jota käyttää yksi tai useampi siirtoverkonhaltija, joka täyttää seuranta-alueeseen liittyvät velvollisuudet;

’esivalinnalla’ prosessia, jossa varmennetaan, että reservejä tarjoava yksikkö tai reservejä tarjoava ryhmä noudattaa siirtoverkonhaltijan asettamia vaatimuksia;

’muutosajalla’ aikaa, jota määrittävät kiinteä aloituspiste ja ajanjakso, jonka aikana pätötehon ottoa ja/tai syöttöä lisätään tai vähennetään;

’reservien käyttöä ohjeistavalla siirtoverkonhaltijalla’ siirtoverkonhaltijaa, joka vastaa taajuuden palautusreservien ja/tai korvaavien reservien aktivointia koskevien ohjeiden antamisesta reservejä tarjoavalle yksikölle tai reservejä tarjoavalle ryhmälle;

’reservejä liittävällä jakeluverkonhaltijalla’ siitä jakeluverkosta vastaavaa jakeluverkonhaltijaa, johon reservejä tarjoava yksikkö tai reservejä tarjoava ryhmä, joka tarjoaa reservejä siirtoverkonhaltijalle, on liitetty;

’reservejä liittävällä siirtoverkonhaltijalla’ siitä seuranta-alueesta vastaavaa siirtoverkonhaltijaa, johon reservejä tarjoava yksikkö tai reservejä tarjoava ryhmä on liitetty;

’reservejä vastaanottavalla siirtoverkonhaltijalla’ siirtoverkonhaltijaa, joka osallistuu vaihtoon sellaisen reservejä liittävän siirtoverkonhaltijan ja/tai reservejä tarjoavan yksikön tai reservejä tarjoavan ryhmän kanssa, joka on liitetty toiseen seuranta-alueeseen tai taajuudensäätöalueeseen;

’reservien korvausprosessilla’ prosessia, jossa palautetaan aktivoidut taajuuden palautusreservit ja GB- ja IE/NI-synkronialueiden osalta palautetaan lisäksi aktivoidut taajuuden vakautusreservit;

’korvaavien reservien käytettävyysvaatimuksilla’ taajuudensäätöblokin siirtoverkonhaltijoiden määrittelemää vaatimusten kokonaisuutta, joka koskee korvaavien reservien käytettävyyttä;

’korvaavien reservien mitoitussäännöillä’ taajuudensäätöblokin korvaavien reservien mitoitusprosessin spesifikaatioita;

’standarditaajuusalueella’ nimellistaajuuden ympärillä olevaa määriteltyä symmetristä aluetta, jonka sisällä synkronialueen järjestelmän taajuutta on tarkoitus käyttää;

’standarditaajuuspoikkeamalla’ standarditaajuusaluetta rajaavan taajuuspoikkeaman absoluuttista arvoa;

’pysyvän tilan taajuuspoikkeamalla’ taajuuspoikkeaman absoluuttista arvoa epätasapainon esiintymisen jälkeen, kun järjestelmän taajuus on vakiintunut;

’synkronialueen valvojalla’ siirtoverkonhaltijaa, joka vastaa taajuuden laadun arviointitietojen keräämisestä ja taajuuden laadun arviointikriteerien soveltamisesta synkronialueella;

’ajansäätöprosessilla’ ajan säätämiseen tarkoitettua prosessia, jossa ajan säätämisellä tarkoitetaan toimintoa, jossa synkroniajan ja UTC-ajan välinen sähköinen aikapoikkeama palautetaan nollaan.

määrittää yhteiset käyttövarmuutta koskevat vaatimukset ja periaatteet;

määrittää yhteiset yhteenliitetyn verkon käyttötoiminnan suunnittelun periaatteet;

määrittää yhteiset taajuudensäätöprosessit ja -rakenteet;

varmistaa olosuhteet, joissa käyttövarmuutta voidaan ylläpitää kaikkialla unionissa;

varmistaa olosuhteet, joissa kaikkien synkronialueiden taajuuden laatutasoa voidaan ylläpitää kaikkialla unionissa;

edistää verkon käyttöä ja käyttötoiminnan suunnittelua koskevaa koordinointia;

varmistaa siirtoverkon toimintaa koskevien tietojen läpinäkyvyys ja luotettavuus ja parantaa sitä;

edistää unionin sähkönsiirtoverkon ja sähköalan tehokasta toimintaa ja kehittämistä.

sovellettava suhteellisuuden ja syrjimättömyyden periaatteita;

varmistettava avoimuus;

sovellettava periaatetta, jonka mukaan suurin kokonaistehokkuus ja alhaisimmat kokonaiskustannukset optimoidaan kaikkien asianomaisten osapuolten kesken;

varmistettava, että siirtoverkonhaltijat hyödyntävät, niin pitkälti kuin mahdollista, markkinapohjaisia mekanismeja verkon käyttövarmuuden ja stabiilisuuden varmistamiseksi;

kunnioitettava paikalliselle siirtoverkonhaltijalle annettua vastuuta varmistaa käyttövarmuus, myös kansallisessa lainsäädännössä vaaditulla tavalla;

kuultava asianomaisia jakeluverkonhaltijoita ja otettava huomioon niiden järjestelmään mahdollisesti kohdistuvat vaikutukset; ja

otettava huomioon sovitut eurooppalaiset standardit ja tekniset spesifikaatiot.

siirtoverkonhaltijoiden enemmistö, joka edustaa vähintään 55 prosenttia jäsenvaltioista; ja

siirtoverkonhaltijoiden enemmistö, joka edustaa jäsenvaltioita, joiden yhteenlaskettu väestö on vähintään 65 prosenttia unionin väestöstä.

siirtoverkonhaltijoiden enemmistö, joka edustaa vähintään 72 prosenttia asianomaisista jäsenvaltioista; ja

siirtoverkonhaltijoiden enemmistö, joka edustaa jäsenvaltioita, joiden yhteenlaskettu väestö on vähintään 65 prosenttia asianomaisen alueen väestöstä.

40 artiklan 6 kohdan mukaiset käyttövarmuuteen liittyvää tiedonvaihtoa koskevat keskeiset organisaatiovaatimukset, tehtävät ja vastuut;

67 artiklan 1 kohdan ja 70 artiklan mukainen menetelmä yhteisten verkkomallien laatimiseksi;

75 artiklan mukainen menetelmä käyttövarmuusanalyysien koordinoimiseksi.

39 artiklan 3 kohdan b alakohdan mukainen menetelmä kunkin synkronialueen vähimmäisinertian määrittelemiseksi;

76 artiklan mukaiset alueellista käyttövarmuuden koordinointia koskevat yhteiset säännökset kullekin kapasiteetin laskenta-alueelle;

84 artiklan mukainen, vähintään synkronialueittain määritelty menetelmä verkko-omaisuuden tärkeyden arvioimiseksi käyttökeskeytysten koordinointia varten;

118 artiklan mukaisiin synkronialueen käyttösopimuksiin sisältyvät menetelmät, ehdot ja arvot, jotka koskevat seuraavia näkökohtia:

119 artiklan mukaisiin taajuudensäätöblokin käyttösopimuksiin sisältyvät menetelmät ja ehdot, jotka koskevat seuraavia näkökohtia:

138 artiklan mukaiset synkronialue- tai taajuudensäätöblokkikohtaiset parantavat toimenpiteet;

141 artiklan 2 kohdan mukainen synkronialuekohtainen yhteinen ehdotus taajuudensäätöblokkien määrittelemiseksi.

GB- ja IE/NI-synkronialueiden osalta kunkin siirtoverkonhaltijan ehdotus, jossa määritellään se kulutuksen menetyksen taso, jonka vallitessa siirtoverkko on suurhäiriötilassa;

40 artiklan 5 kohdan mukainen jakeluverkonhaltijoiden ja merkittävien verkonkäyttäjien kanssa käytävän tiedonvaihdon laajuus;

154 artiklan 3 kohdan mukaiset taajuuden vakautusreservejä tarjoavia ryhmiä koskevat lisävaatimukset;

154 artiklan 4 kohdan mukainen taajuuden vakautusreservejä tarjoavien ryhmien jättäminen taajuuden vakautusreservien tarjonnan ulkopuolelle;

Manner-Euroopan ja Pohjoismaiden synkronialueiden osalta 156 artiklan 9 kohdan mukainen siirtoverkonhaltijan ehdotus, joka koskee tilapäisesti sovellettavaa pienintä aktivointiaikaa, joka taajuuden vakautusreservien tarjoajien on taattava;

158 artiklan 3 kohdan mukaiset siirtoverkonhaltijan määrittelemät taajuuden palautusreservien tekniset vaatimukset;

159 artiklan 7 kohdan mukainen taajuuden palautusreservejä tarjoavien ryhmien jättäminen taajuuden palautusreservien tarjonnan ulkopuolelle;

161 artiklan 3 kohdan mukaiset siirtoverkonhaltijan määrittelemät korvaavia reservejä tarjoavien yksiköiden ja korvaavia reservejä tarjoavien ryhmien liittämistä koskevat tekniset vaatimukset; ja

162 artiklan 6 kohdan mukainen korvaavia reservejä tarjoavien ryhmien jättäminen korvaavien reservien tarjonnan ulkopuolelle.

55 artiklan e alakohdan mukainen verkon käyttövälineiden parantaminen;

128 artiklan mukaiset taajuuden palautuksen säätövirheen tavoiteparametrit;

137 artiklan 1 kohdan mukaiset muutosnopeusrajoitukset synkronialueen tasolla;

137 artiklan 3 kohdan mukaiset muutosnopeusrajoitukset taajuudensäätöblokin tasolla;

152 artiklan 11 kohdan mukaiset riittämättömien pätötehoreservien vuoksi hälytystilassa toteutettavat toimenpiteet; ja

154 artiklan 11 kohdan mukainen reservejä liittävän siirtoverkonhaltijan taajuuden vakautusreservien tarjoajalle esittämä pyyntö asettaa tietoja saataville reaaliaikaisesti.

15 artiklan mukaiset käyttövarmuusindikaattorit;

16 artiklan mukainen taajuuden säätö;

17 artiklan mukainen alueellisen koordinoinnin arviointi;

mahdollisten poikkeamien tunnistaminen tämän asetuksen kansallisessa täytäntöönpanossa 6 artiklan 3 kohdassa lueteltujen ehtojen ja edellytysten tai menetelmien osalta;

mahdollisten lisäparannusten määritteleminen 55 artiklan a ja b alakohdan mukaisiin välineisiin ja palveluihin niiden parannusten lisäksi, joita siirtoverkonhaltijat ovat määritelleet 55 artiklan e alakohdan mukaisesti;

sellaisten mahdollisten parannusten määritteleminen 15 artiklan mukaisessa häiriöiden luokitteluasteikkoon perustuvassa vuosiraportissa, jotka ovat tarpeellisia kestävän ja pitkäaikaisen käyttövarmuuden tukemiseksi; ja

mahdollisten vaikeuksien määritteleminen käyttövarmuuteen liittyvässä yhteistyössä kolmannen maan siirtoverkonhaltijoiden kanssa.

irtikytkeytyneiden siirtoverkkoelementtien lukumäärä vuodessa siirtoverkonhaltijoittain;

irtikytkeytyneiden voimalaitosten lukumäärä vuodessa siirtoverkonhaltijoittain;

kulutuslaitosten suunnittelemattoman irtikytkennän vuoksi vuosittain toimittamatta jäävä energia siirtoverkonhaltijoittain;

siirtoverkonhaltijoittain sellaisten tilanteiden lukumäärä ja kesto, joissa järjestelmä on ollut hälytys- tai hätätilassa;

siirtoverkonhaltijoittain sellaisten tilanteiden lukumäärä ja kesto, joissa reservien todettiin olevan riittämättömät;

liitteessä II olevissa taulukoissa 1 ja 2 esitettyjen alueiden ylittävien jännitepoikkeamien lukumäärä ja kesto siirtoverkonhaltijoittain;

synkronialueittain minuuttimäärä standarditaajuusalueen ulkopuolella ja minuuttimäärä, joka ollaan yli 50 prosenttia suurimmasta pysyvän tilan taajuuspoikkeamasta;

saarekekäyttöön siirtymisten tai paikallisten suurhäiriötilojen lukumäärä; ja

kahta tai useampaa siirtoverkonhaltijaa koskevien suurhäiriöiden lukumäärä.

sellaisten tilanteiden lukumäärä, joissa vikatapahtumaluetteloon sisältyvä häiriö johti verkon toimintatilan heikkenemiseen;

sellaisten a alakohdassa tarkoitettujen tilanteiden lukumäärä, joissa verkon toimintaolosuhteiden heikkeneminen johtui odottamattomista poikkeamista kulutus- tai tuotantoennusteista;

sellaisten tilanteiden lukumäärä, joissa verkon toimintaolosuhteet heikkenivät odottamattoman vikatapahtuman vuoksi;

sellaisten c alakohdassa tarkoitettujen tilanteiden lukumäärä, joissa verkon toimintaolosuhteiden heikkeneminen johtui odottamattomista poikkeamista kulutus- tai tuotantoennusteista; ja

sellaisten tilanteiden lukumäärä, jotka johtivat verkon toimintaolosuhteiden heikkenemiseen pätötehoreservien puutteen vuoksi.

jäsenvaltiossa sijaitsevien taajuudensäätöblokkien, taajuudensäätöalueiden ja seuranta-alueiden yksilöinti;

sellaisten taajuudensäätöblokkien yksilöinti, jotka eivät sijaitse jäsenvaltiossa mutta joihin sisältyy jäsenvaltiossa sijaitsevia taajuudensäätöalueita ja seuranta-alueita;

niiden synkronialueiden yksilöinti, joihin kukin jäsenvaltio kuuluu;

kunkin a, b ja c alakohdassa tarkoitetun synkronialueen ja taajuudensäätöblokin taajuuden laadun arviointikriteereihin liittyvät tiedot vähintään kahden edeltävän kalenterivuoden jokaiselta kuukaudelta;

kunkin jäsenvaltiossa toimivan siirtoverkonhaltijan taajuuden vakautusreservejä koskeva velvoite ja alustava taajuuden vakautusreservejä koskeva velvoite vähintään kahden edeltävän kalenterivuoden jokaiselta kuukaudelta; ja

kuvaus sellaisista edeltävänä kalenterivuonna 137 ja 138 artiklan mukaisesti toteutetuista parantavista toimenpiteistä ja determinististen taajuuspoikkeamien pienentämiseksi asetetuista muutosnopeusrajoituksista, joihin jäsenvaltioiden siirtoverkonhaltijat ovat osallistuneet, ja näiden toimenpiteiden toteutusajankohta.

sellaisten tilanteiden, joissa koordinaattori ei ole toteuttanut tehtäviään, lukumäärä, keskimääräinen kesto ja syyt;

rajoituksia koskevat tilastot, mukaan lukien niiden kesto, sijainti ja lukumäärä, sekä niihin liittyvät aktivoidut korjaavat toimenpiteet ja niiden kustannukset, jos sellaisia on aiheutunut;

sellaisten tilanteiden lukumäärä, joissa siirtoverkonhaltijat ovat kieltäytyneet toteuttamasta alueellisen käyttövarmuuskoordinaattorin suosittelemia korjaavia toimenpiteitä, sekä syyt tähän;

80 artiklan mukaisesti havaittujen käyttökeskeytysten yhteensopimattomuuksien lukumäärä; ja

kuvaus tapauksista, joissa puutteellinen alueellinen riittävyys on arvioitu, ja kuvaus toteutetuista parantavista toimenpiteistä.

jännite ja sähkönsiirrot ovat 25 artiklan mukaisesti määriteltyjen käyttövarmuusrajojen sisällä;

taajuus täyttää seuraavat vaatimukset:

pätö- ja loistehoreservit riittävät kestämään 33 artiklan mukaisesti määriteltyyn vikatapahtumaluetteloon sisältyviä vikatapahtumia käyttövarmuusrajojen ylittymättä;

asianomaisten siirtoverkonhaltijoiden vastuualueen toiminta on ja pysyy käyttövarmuusrajojen sisällä sen jälkeen, kun on aktivoitu korjaavia toimenpiteitä 33 artiklan mukaisesti määriteltyyn vikatapahtumaluetteloon sisältyvän vikatapahtuman tapahtumisen seurauksena.

jännite ja sähkönsiirrot ovat 25 artiklan mukaisesti määriteltyjen käyttövarmuusrajojen sisällä; ja

siirtoverkonhaltijan reservikapasiteetti on vähentynyt enemmän kuin 20 prosenttia yli 30 minuutin ajan eikä vähennystä voida kompensoida verkon reaaliaikaisessa toiminnassa; tai

taajuus täyttää seuraavat vaatimukset:

vähintään yksi 33 artiklan mukaisesti määriteltyyn vikatapahtumaluetteloon sisältyvä vikatapahtuma johtaa siirtoverkonhaltijan käyttövarmuusrajojen ylittymiseen vielä korjaavien toimenpiteiden aktivoinnin jälkeen.

tapahtuu vähintään yksi 25 artiklan mukaisesti määriteltyjen siirtoverkonhaltijan käyttövarmuusrajojen ylitys;

taajuus ei täytä 1 ja 2 kohdassa määriteltyjä normaalitilan ja hälytystilan vaatimuksia;

ainakin yksi siirtoverkonhaltijan järjestelmän varautumissuunnitelmaan sisältyvä toimenpide on aktivoitu;

24 artiklan 1 kohdan mukaisesti määriteltyjen välineiden, keinojen ja laitteiden toiminnassa esiintyy vika, joka johtaa näiden välineiden, keinojen ja laitteiden poistumiseen käytöstä yli 30 minuutin ajaksi.

yli 50 prosenttia kulutuksesta menetetään asianomaisen siirtoverkonhaltijan vastuualueella;

jännite häviää täydellisesti vähintään kolmen minuutin ajaksi asianomaisen siirtoverkonhaltijan vastuualueella, mikä johtaa palautussuunnitelmien käyttöönottoon.

pätö- ja loistehon siirrot;

kiskojännitteet;

taajuus ja taajuuden palautuksen säätövirhe sen taajuudensäätöalueella;

pätö- ja loistehoreservit; ja

tuotanto ja kulutus.

ilmoitettava kaikille siirtoverkonhaltijoille siirtoverkkonsa järjestelmän tilasta tietoteknisellä välineellä, jota käytetään reaaliaikaisten tietojen vaihtoon yleiseurooppalaisella tasolla; ja

annettava lisätietoja siirtoverkkonsa elementeistä, jotka ovat osa toisten siirtoverkonhaltijoiden tarkkailualuetta, kyseisille siirtoverkonhaltijoille.

niiden käyttövarmuusrikkomusten osalta, joita ei ole tarvetta hallita koordinoidusti, siirtoverkonhaltijan on suunniteltava, valmisteltava ja aktivoitava 22 artiklassa määriteltyihin luokkiin kuuluvia korjaavia toimenpiteitä, joilla järjestelmä palautetaan normaalitilaan ja estetään hälytys- tai hätätilan leviäminen siirtoverkonhaltijan vastuualueen ulkopuolelle;

niiden käyttövarmuusrikkomusten osalta, joita on tarpeellista hallita koordinoidusti, siirtoverkonhaltijan on suunniteltava, valmisteltava ja aktivoitava korjaavia toimenpiteitä yhteistoiminnassa muiden asianomaisten siirtoverkonhaltijoiden kanssa noudattaen 76 artiklan 1 kohdan b alakohdan mukaista korjaavien toimenpiteiden koordinoitua valmistelua koskevaa menetelmää ja ottaen huomioon 78 artiklan 4 kohdan mukaisen alueellisen käyttövarmuuskoordinaattorin suosituksen.

aktivoidaan toimivimmat ja taloudellisesti tehokkaimmat korjaavat toimenpiteet;

aktivoidaan korjaavat toimenpiteet niin lähellä reaaliaikaa kuin mahdollista ottaen huomioon odotettu aktivointiaika ja sen järjestelmän käyttötilanteen kiireellisyys, joka toimenpiteillä pyritään korjaamaan;

otetaan huomioon vikaantumisriskit käytettävissä olevien korjaavien toimenpiteiden soveltamisessa ja niiden vaikutus käyttövarmuuteen, kuten

asetetaan etusijalle korjaavat toimenpiteet, jotka asettavat saataville suurimman alueiden välisen kapasiteetin kapasiteetin jakamista varten käyttövarmuusrajoja noudattaen.

siirtoverkkoelementtien suunniteltujen käyttökeskeytysten keston tai niiden käyttöön palauttamiseen kuluvan ajan muuttaminen kyseisten siirtoverkkoelementtien operatiivisen käytettävyyden saavuttamiseksi;

aktiivinen vaikuttaminen sähkönsiirtoihin seuraavin keinoin:

jännitteen säätö ja loistehon hallinta seuraavien keinoin:

tarjousalueiden välisten kapasiteettien laskeminen uudelleen asetuksen (EU) 2015/1222 mukaisesti vuorokausimarkkinoilla ja päivänsisäisillä markkinoilla;

siirtoverkonhaltijan vastuualueella siirtoverkkoon tai jakeluverkkoon liitettyjen verkonkäyttäjien ajojärjestyksen uudelleenmäärittely kahden tai useamman siirtoverkonhaltijan välillä;

vastakauppa kahden tai useamman tarjousalueen välillä;

HVDC-järjestelmien kautta tapahtuvien pätötehon siirtojen muuttaminen;

taajuuspoikkeamien hallintamenettelyjen aktivointi;

jo jaetun alueiden välisen kapasiteetin rajoittaminen asetuksen (EY) N:o 714/2009 16 artiklan 2 kohdan mukaisesti hätätilanteessa, jossa kyseisen kapasiteetin käyttäminen vaarantaa käyttövarmuuden ja kaikki tiettyyn yhdysjohtoon liitetyt siirtoverkonhaltijat hyväksyvät tällaisen muutoksen ja ajojärjestyksen uudelleenmäärittely tai vastakauppa ei ole mahdollista; ja

soveltuvissa tapauksissa, myös normaali- tai hälytystilassa, manuaalisesti säädetty kuorman (kulutuksen) irtikytkentä.

19 artiklan mukainen järjestelmän tilojen seuranta ja määrittäminen;

34 artiklan mukainen vikatapahtuma-analyysi reaaliaikaisessa käyttötoiminnassa; ja

72 artiklan mukainen vikatapahtuma-analyysi käyttötoiminnan suunnittelussa.

siirtoverkon järjestelmän tilan seurantalaitteet, mukaan lukien tilaseurantasovellukset, ja taajuudensäätöön käytettävät laitteet;

katkaisijoiden, kiskokatkaisijoiden, muuntajien käämikytkimien ja muiden siirtoverkkoelementtien säätöön käytettävien laitteiden kytkennän säätökeinot;

keinot tiedonvaihtoon muiden siirtoverkonhaltijoiden ja alueellisten käyttövarmuuskoordinaattoreiden valvomoiden kanssa;

käyttövarmuusanalyysin välineet; ja

välineet ja tiedonvaihtokeinot, joilla siirtoverkonhaltijat voivat mahdollistaa rajat ylittäviä markkinaoperaatioita.

27 artiklan mukaiset jänniterajat;

30 artiklan mukainen oikosulkukestoisuus; ja

termiseen mitoitukseen liittyvät virtarajat, mukaan lukien sallitut tilapäiset ylikuormitukset.

käytettävä tarkimpia ja korkealaatuisimpia saatavilla olevia tietoja;

otettava huomioon kansainväliset standardit; ja

otettava suurinta oikosulkuvirtaa koskevan laskelman pohjaksi sellaiset toimintaolosuhteet, jotka tuottavat suurimman mahdollisen oikosulkuvirtatason, ottaen huomioon muista siirtoverkoista ja jakeluverkoista, mukaan luettuina suljetut jakeluverkot, tuleva oikosulkuvirta.

kunkin siirtoverkonhaltijan on luokiteltava oman vastuualueensa vikatapahtumat;

kun käyttö- tai sääolosuhteet kasvattavat merkittävästi poikkeuksellisen vikatapahtuman todennäköisyyttä, kunkin siirtoverkonhaltijan on sisällytettävä kyseinen poikkeuksellinen vikatapahtuma vikatapahtumaluetteloonsa; ja

sellaisten poikkeuksellisten vikatapahtumien huomioon ottamiseksi, joilla on suuri vaikutus siirtoverkonhaltijan omaan verkkoon tai viereisiin siirtoverkkoihin, kunkin siirtoverkonhaltijan on sisällytettävä tällaiset poikkeukselliset vikatapahtumat vikatapahtumaluetteloonsa.

kytkentäsarjojen aikana;

korjaavien toimenpiteiden valmisteluun ja aktivointiin tarvittavana aikana.

koordinoidun dynaamisen stabiilisuuden arvioinnin laajuus ainakin suhteessa yhteiseen verkkomalliin;

tietokokonaisuus, joka asianomaisten siirtoverkonhaltijoiden kesken vaihdetaan koordinoidun dynaamisen stabiilisuuden arvioinnin tekemiseksi;

luettelo koordinoitua dynaamisen stabiilisuuden arviointia koskevista yhteisesti sovituista skenaarioista; ja

luettelo yhteisesti sovituista vikatapahtumista tai häiriöistä, joiden vaikutusta on arvioitava koordinoidulla dynaamisen stabiilisuuden arvioinnilla.

jos vikatapahtumaluettelon osalta pysyvän tilan rajat saavutetaan ennen stabiilisuusrajoja, siirtoverkonhaltijan on käytettävä dynaamisen stabiilisuuden arvioinnin pohjana ainoastaan pidemmän aikavälin käyttötoiminnan suunnitteluvaiheessa tehtyjä erillisiä stabiilisuusselvityksiä;

jos suunnitellun käyttökeskeytyksen olosuhteissa vikatapahtumaluettelon osalta pysyvän tilan rajat ja stabiilisuusrajat ovat lähellä toisiaan tai stabiilisuusrajat saavutetaan ennen pysyvän tilan rajoja, siirtoverkonhaltijan on tehtävä dynaamisen stabiilisuuden arviointi seuraavan vuorokauden käyttötoiminnan suunnitteluvaiheessa niin kauan kuin nämä olosuhteet pysyvät voimassa. Siirtoverkonhaltijan on suunniteltava reaaliaikaisessa käyttötoiminnassa tarvittaessa käytettävät korjaavat toimenpiteet; ja

jos siirtoverkko on N-tilanteessa vikatapahtumaluettelon osalta ja stabiilisuusrajat saavutetaan ennen pysyvän tilan rajoja, siirtoverkonhaltijan on tehtävä dynaamisen stabiilisuuden arviointi kaikissa käyttötoiminnan suunnittelun vaiheissa ja arvioitava stabiilisuusrajat uudelleen mahdollisimman pian sen jälkeen, kun N-tilanteessa on havaittu merkittävä muutos.

kaikkien kyseisen synkronialueen siirtoverkonhaltijoiden on tehtävä viimeistään kahden vuoden kuluttua tämän asetuksen voimaantulosta yhteinen synkronialuekohtainen selvitys siitä, onko tarpeellista määritellä vaadittu vähimmäisinertia, ottaen huomioon kustannukset ja hyödyt sekä mahdolliset vaihtoehdot. Siirtoverkonhaltijoiden on ilmoitettava selvityksistään sääntelyviranomaisilleen. Kaikkien siirtoverkonhaltijoiden on tarkasteltava selvityksiään uudelleen ja saatettava ne ajan tasalle kahden vuoden välein;

kun a alakohdassa tarkoitetut selvitykset osoittavat, että vaaditun vähimmäisinertian määritteleminen on tarpeellista, kaikkien kyseisen synkronialueen siirtoverkonhaltijoiden on yhdessä kehitettävä menetelmä käyttövarmuuden ylläpitämiseksi ja stabiilisuusrajojen ylittymisen estämiseksi vaadittavan vähimmäisinertian määrittelemistä varten. Menetelmässä on noudatettava tehokkuuden ja suhteellisuuden periaatteita, se on kehitettävä kuuden kuukauden kuluessa a alakohdassa tarkoitettujen selvitysten valmistumisesta ja se on saatettava ajan tasalle kuuden kuukauden kuluessa siitä, kun edellä mainitut selvitykset on saatettu ajan tasalle ja ne ovat tulleet saataville; ja

kunkin siirtoverkonhaltijan otettava vähimmäisinertia käyttöön reaaliaikaisessa käyttötoiminnassa omalla vastuualueellaan määritellyn menetelmän ja b alakohdan mukaisesti saatujen tulosten mukaisesti.

tuotanto

kulutus

suunnitelmat

taseet

suunnitellut käyttökeskeytykset ja sähköasemien topologiat ja

ennusteet.

48 artiklan mukaiset rakenteelliset tiedot;

49 artiklan mukaiset suunnittelu- ja ennustetiedot;

44, 47 ja 50 artiklan mukaiset reaaliaikaiset tiedot; ja

51, 52 ja 53 artiklan mukaiset säännökset.

siirtoverkonhaltijoiden velvollisuudet ilmoittaa viipymättä kaikille viereisille siirtoverkonhaltijoille kaikista suojausasetusten, termisten rajojen ja teknisten kapasiteettien muutoksista niiden vastuualueiden välisissä yhdysjohdoissa;

suoraan siirtoverkkoon liitettyjen jakeluverkonhaltijoiden velvollisuudet ilmoittaa sovitun ajan kuluessa siirtoverkonhaltijoille, joihin ne on liitetty, kaikista muutoksista tämän osaston mukaisissa tiedoissa;

viereisten jakeluverkonhaltijoiden ja/tai alemman jännitetason jakeluverkonhaltijan ja ylemmän jännitetason jakeluverkonhaltijan velvollisuudet ilmoittaa sovitun ajan kuluessa toisilleen kaikista muutoksista tämän osaston mukaisissa tiedoissa;

merkittävien verkonkäyttäjien velvollisuudet ilmoittaa sovitun ajan kuluessa siirtoverkonhaltijalleen tai jakeluverkonhaltijalleen kaikista merkityksellisistä muutoksista tämän osaston mukaisesti määritetyissä tiedoissa;

tämän osaston mukaisesti määritettyjen tietojen yksityiskohtainen sisältö, mukaan lukien pääperiaatteet, tiedon tyyppi, tiedonvaihtokeinot, muoto ja sovellettavat standardit, ajoitus ja vastuut;

niiden jakeluverkonhaltijoiden ja merkittävien verkonkäyttäjien toimittamien tietojen aikaleimaus ja toimitustiheys, joita siirtoverkonhaltijat käyttävät eri aikaväleillä. Reaaliaikaisten tietojen, suunnittelua koskevien tietojen ja rakenteellisten tietojen päivitysten vaihtotiheys on määriteltävä; ja

tämän osaston mukaisesti määritettyjen tietojen ilmoitusmuoto.

sähköasemien normaali topologia ja muut merkitykselliset tiedot jännitetasoittain;

siirtojohtojen tekniset tiedot;

tekniset tiedot muuntajista, jotka liittävät jakeluverkonhaltijoita sekä merkittäviä verkonkäyttäjiä, jotka ovat kulutuslaitoksia, ja sellaisten merkittävien verkonkäyttäjien, jotka ovat voimalaitoksia, generaattorimuuntajia;

merkittävien verkonkäyttäjien, jotka ovat sähköntuotantomoduuleja, suurin ja pienin pätö- ja loisteho;

vaiheenkääntömuuntajien tekniset tiedot;

HVDC-järjestelmien tekniset tiedot;

reaktoreiden, kondensaattoreiden ja staattisten loistehon kompensaattoreiden tekniset tiedot; ja

kunkin siirtoverkonhaltijan 25 artiklan mukaisesti määrittelemät käyttövarmuusrajat.

220 kV:n tai korkeamman jännitteen siirtoverkkojen topologia sen vastuualueella;

malli tai ekvivalenttikuvaus siirtoverkosta, jonka jännite on alle 220 kV ja jolla on merkittävä vaikutus sen omaan siirtoverkkoon;

siirtoverkkoelementtien termiset rajat; ja

realistinen ja tarkka ennustettu syötön ja oton kokonaismäärä primaarienergialähteittäin kussakin siirtoverkon solmupisteessä eri aikaväleillä.

merkittäviä verkonkäyttäjiä, jotka ovat sähköntuotantomoduuleja, koskevat tiedot ainakin seuraavista osatekijöistä:

tiedot käämikytkimien säädön tyypistä ja jännitteen säätöalueesta, mukaan lukien kuvaus olemassa olevista käämikytkimistä, sekä tiedot generaattori- ja verkkomuuntajien säädön tyypistä ja jännitteen säätöalueesta; ja

HVDC-järjestelmiä ja joustavien vaihtosähkösiirtoverkkojen laitteita koskevat tiedot suurien häiriöiden mallintamiseen soveltuvista järjestelmän tai laitteen ja siihen liittyvien säädön dynaamisista malleista.

taajuus;

taajuuden palautuksen säätövirhe;

mitatut pätötehonvaihdot taajuudensäätöalueiden välillä;

verkkoon syötetty tuotannon kokonaismäärä;

18 artiklan mukaiset järjestelmän tilat;

taajuudensäätäjän asetusarvo; ja

tehonvaihto virtuaalisten yhdysjohtojen kautta.

sähköaseman tämänhetkinen topologia;

pätö- ja loisteho johtolähdöllä, mukaan lukien siirto- ja jakelujohdot ja merkittävien verkonkäyttäjien liitäntäjohdot;

pätö- ja loisteho muuntajalähdöllä, mukaan lukien siirto- ja jakeluverkkoja ja merkittäviä verkonkäyttäjiä yhdistävät muuntajat;

pätö- ja loisteho voimalaitoksen johtolähdöllä;

muuntajien, mukaan lukien vaiheenkääntömuuntajat, käämikytkimien asennot;

mitattu tai arvioitu kiskojännite;

loisteho reaktori- ja kondensaattorilähdöillä tai staattisesta kompensaattorista; ja

pätö- ja loistehokapasiteetin toimitusrajoitukset tarkkailualueella.

sähköasemat jännitteittäin;

edellä a alakohdassa tarkoitettuja sähköasemia liittävät sähköjohdot;

edellä a alakohdassa tarkoitettujen sähköasemien muuntajat;

merkittävät verkonkäyttäjät; ja

edellä a alakohdassa tarkoitetuilla sähköasemilla olevat reaktorit ja kondensaattorit.

yleiset tiedot sähköntuotantomoduulista, mukaan lukien asennettu teho ja primaarienergialähde;

turbiinia ja voimalaitosta koskevat tiedot, mukaan lukien kylmäkäynnistykseen ja lämmityskäynnistykseen kuluva aika;

tiedot oikosulkuvirtalaskentaan;

voimalaitoksen muuntajien tiedot;

taajuuden vakautusreservejä koskevat tiedot niistä sähköntuotantomoduuleista, jotka tarjoavat tätä palvelua 154 artiklan mukaisesti;

taajuuden palautusreservejä koskevat tiedot niistä sähköntuotantomoduuleista, jotka tarjoavat tätä palvelua 158 artiklan mukaisesti;

korvaavia reservejä koskevat tiedot niistä sähköntuotantomoduuleista, jotka tarjoavat tätä palvelua 161 artiklan mukaisesti;

siirtoverkon palautuksessa tarvittavat tiedot;

dynaamisten simulaatioiden suorittamiseksi tarvittavat tiedot ja mallit;

suojausta koskevat tiedot;

tiedot, jotka tarvitaan korjaavien toimenpiteiden kustannusten määrittämiseksi 78 artiklan 1 kohdan b alakohdan mukaisesti; kun siirtoverkonhaltija käyttää 4 artiklan 2 kohdan d alakohdassa tarkoitettuja markkinapohjaisia mekanismeja, siirtoverkonhaltijan maksamien hintojen ilmoittamista on pidettävä riittävänä;

jännitteen ja loistehon säätökyky.

yleiset tiedot sähköntuotantomoduulista, mukaan lukien asennettu teho ja primaarienergialähde;

tiedot oikosulkuvirtalaskentaan;

173 artiklan määritelmän ja vaatimusten mukaiset taajuuden vakautusreservejä koskevat tiedot niistä sähköntuotantomoduuleista, jotka tarjoavat tätä palvelua;

taajuuden palautusreservejä koskevat tiedot niistä sähköntuotantomoduuleista, jotka tarjoavat tätä palvelua;

korvaavia reservejä koskevat tiedot niistä sähköntuotantomoduuleista, jotka tarjoavat tätä palvelua;

suojausta koskevat tiedot;

loistehon säätökyky;

tiedot, jotka tarvitaan korjaavien toimenpiteiden kustannusten määrittämiseksi 78 artiklan 1 kohdan b alakohdan mukaisesti; kun siirtoverkonhaltija käyttää 4 artiklan 2 kohdan d alakohdassa tarkoitettuja markkinapohjaisia mekanismeja, siirtoverkonhaltijan maksamien hintojen ilmoittamista on pidettävä riittävänä;

38 artiklan mukaisessa dynaamisen stabiilisuuden arvioinnissa tarvittavat tiedot.

laitteiston arvokilven tiedot;

muuntajien tiedot;

suodattimien ja suodatinryhmien tiedot;

loistehon kompensoinnin tiedot;

pätötehon säätökyky;

loistehon ja jännitteen säätökyky;

pätö- tai loistehotilan priorisointi, jos sellainen on;

taajuudensäätökyky;

dynaamiset mallit dynaamista simulointia varten;

suojausta koskevat tiedot; ja

lähivikakestoisuus.

laitteiston arvokilven tiedot;

sähköiset parametrit;

johtoihin liittyvät suojaukset.

pätötehon tuotannon ja pätötehoreservien määrä ja käytettävyys vuorokautisella ja päivänsisäisellä pohjalla;

viipymättä, suunniteltu käyttökeskeytys tai pätötehon rajoittaminen;

ennustettu rajoitus loistehon säätökyvyssä; ja

edellä olevasta a ja b alakohdasta poiketen alueilla, joilla on keskitetty ajojärjestyksen ohjaus, tiedot, jotka siirtoverkonhaltija pyytää pätötehon tuotantosuunnitelmansa laatimista varten.

pätötehoa koskeva suunnitelma ja pätötehon käytettävyys vuorokautisella ja päivänsisäisellä pohjalla;

viipymättä, sen suunniteltu käyttökeskeytys tai pätötehon rajoittaminen; ja

ennustettu rajoitus loistehon tai jännitteen säätökyvyssä.

katkaisijoiden asento liittymispisteessä tai muussa siirtoverkonhaltijan kanssa sovitussa vuorovaikutuspisteessä;

pätö- ja loisteho liittymispisteessä tai muussa siirtoverkonhaltijan kanssa sovitussa vuorovaikutuspisteessä; ja

voimalaitoksesta, jonka kulutus on muuta kuin omakäyttökulutusta, nettopätö- ja loisteho.

katkaisijoiden asento;

käyttötila; ja

pätö- ja loisteho.

yleiset tiedot sähköntuotantomoduulista, mukaan lukien asennettu teho ja primaarienergialähde tai polttoainetyyppi;

173 artiklan määritelmän ja vaatimusten mukaiset taajuuden vakautusreservejä koskevat tiedot niistä voimalaitoksista, jotka tarjoavat tätä palvelua;

taajuuden palautusreservejä koskevat tiedot niistä voimalaitoksista, jotka tarjoavat tätä palvelua;

korvaavia reservejä koskevat tiedot niistä sähköntuotantomoduuleista, jotka tarjoavat tätä palvelua;

suojausta koskevat tiedot;

loistehon säätökyky;

katkaisijan etäkäyttömahdollisuus;

dynaamisten simulaatioiden suorittamiseksi tarvittavat tiedot asetuksen (EU) 2016/631 säännösten mukaisesti; ja

kunkin sähkötuotantomoduulin jännitetaso ja sijainti.

kytkentälaitteiden ja katkaisijoiden tila liittymispisteessä; ja

pätö- ja loistehon siirrot, virta ja jännite liittymispisteessä.

siirtoverkkoon liitettyjen muuntajien sähköiset tiedot;

kulutuslaitoksen kulutuksen ominaispiirteet; ja

loistehon säädön ominaispiirteet.

suunniteltu pätötehon kulutus ja ennustettu loistehon kulutus vuorokautisella ja päivänsisäisellä pohjalla, mukaan lukien näiden suunnitelmien tai ennusteiden muutokset;

ennustettu rajoitus loistehon säätökyvyssä;

jos kulutuslaitos osallistuu kulutuksen joustoon, sen rajoitettavaa rakenteellista vähimmäis- ja enimmäistehoaluetta koskeva suunnitelma; ja

edellä olevasta a alakohdasta poiketen alueilla, joilla on keskitetty ajojärjestyksen ohjaus, tiedot, jotka siirtoverkonhaltija pyytää pätötehon tuotantosuunnitelmansa laatimista varten.

pätö- ja loisteho liittymispisteessä; ja

rajoitettava vähimmäis- ja enimmäistehoalue.

kulutuksen joustoon käytettävissä oleva rakenteellinen vähimmäis- ja enimmäispätöteho ja pisin ja lyhin kesto, jonka ajan tätä tehoa voidaan mahdollisesti käyttää kulutuksen joustoon;

ennuste kulutuksen joustoon käytettävissä olevasta rajoittamattomasta pätötehosta ja suunniteltu kulutuksen jousto;

reaaliaikainen pätö- ja loisteho liittymispisteessä; ja

vahvistus siitä, että sovelletaan arvioita kulutuksen jouston todellisista arvoista.

kulutuksen joustoon käytettävissä oleva rakenteellinen vähimmäis- ja enimmäispätöteho ja mahdollisen kulutuksen jouston aktivoinnin pisin ja lyhin kesto siirtoverkonhaltijan ja jakeluverkonhaltijan määrittelemällä erityisellä maantieteellisellä alueella;

ennuste kulutuksen joustoon käytettävissä olevasta rajoittamattomasta pätötehosta ja suunniteltu kulutuksen jouston taso siirtoverkonhaltijan ja jakeluverkonhaltijan määrittelemällä erityisellä maantieteellisellä alueella;

reaaliaikainen pätö- ja loisteho; ja

vahvistus siitä, että sovelletaan arvioita kulutuksen jouston todellisista arvoista.

näyttöä siitä, että uusi siirtoverkkoelementti on kaikkien tämän asetuksen asiaa koskevien teknisten ja organisatoristen operatiivisten säännösten mukainen, kun se otetaan ensimmäistä kertaa käyttöön;

näyttöä siitä, että merkittävän verkonkäyttäjän tai jakeluverkonhaltijan uusi laitos on kaikkien tämän asetuksen asiaa koskevien teknisten ja organisatoristen operatiivisten säännösten mukainen, kun se otetaan ensimmäistä kertaa käyttöön;

näyttöä siitä, että siirtoverkkoelementin tai merkittävän verkonkäyttäjän tai jakeluverkonhaltijan laitoksen muutos, jolla on merkitystä verkon toiminnan kannalta, on kaikkien tämän asetuksen asiaa koskevien teknisten ja organisatoristen operatiivisten säännösten mukainen;

arviointi verkon toiminnassa esiintyvän vian, oikosulun tai muun suunnittelemattoman ja odottamattoman vikatapahtuman mahdollisista kielteisistä vaikutuksista siirtoverkkoelementtiin tai merkittävän verkonkäyttäjän tai jakeluverkonhaltijan laitokseen.

siirtoverkonhaltija voi varmistaa siirtoverkkoelementin toimivan moitteettomasti;

jakeluverkonhaltija voi varmistaa jakeluverkon ja merkittävä verkonkäyttäjä omien laitostensa toimivan moitteettomasti;

siirtoverkonhaltija, jakeluverkonhaltija tai merkittävä verkonkäyttäjä voivat ylläpitää nykyisiä ja kehittää uusia toimintatapoja;

siirtoverkonhaltija voi varmistaa lisäpalvelut;

siirtoverkonhaltija, jakeluverkonhaltija tai merkittävä verkonkäyttäjä voivat hankkia tietoja siirtoverkkoelementtien ja jakeluverkonhaltijan ja merkittävän verkonkäyttäjän laitosten suorituskyvystä kaikissa olosuhteissa ja kaikkien tämän asetuksen asiaa koskevien operatiivisten säännösten mukaisesti seuraavien kokeiden osalta:

otetaan huomioon reaaliaikaisesta käyttötoiminnasta vastaavien työntekijöiden koulutus- ja sertifiointiprosessissa;

otetaan huomioon Sähkö-ENTSOn tutkimus- ja kehitysprosessissa; ja

otetaan huomioon toimintatapojen parantamisessa, mukaan lukien myös hätä- ja palautustilojen toimintatavat.

kaikki asiakirjat ja laitetodistukset, jotka merkittävän verkonkäyttäjän on toimitettava;

ne merkittävän verkonkäyttäjän laitoksen teknisten tietojen osat, joilla on merkitystä verkon käyttötoiminnan kannalta;

dynaamisen stabiilisuuden arvioinnissa käytettäviä malleja koskevat vaatimukset; ja

tarvittaessa merkittävän verkonkäyttäjän selvitykset, joista käy ilmi dynaamisen stabiilisuuden arvioinnin odotettu tulos.

peruskoulutusohjelma siirtoverkon reaaliaikaisesta käyttötoiminnasta vastaavien työntekijöidensä sertifiointia varten ja jatkuva ohjelma heidän jatkokoulutustaan varten;

koulutusohjelma käyttötoiminnan suunnittelusta vastaaville työntekijöilleen. Kunkin siirtoverkonhaltijan on edesautettava asianomaisten alueellisten käyttövarmuuskoordinaattoreiden työntekijöiden koulutusohjelmien laatimista ja hyväksymistä;

koulutusohjelma tasehallinnasta vastaaville työntekijöilleen.

siirtoverkkoelementtien kuvaus;

siirtoverkon toiminta kaikissa järjestelmän tiloissa, mukaan lukien palautus;

työpaikan järjestelmien ja prosessien käyttö;

siirtoverkonhaltijoiden välisen toiminnan ja markkinajärjestelyjen koordinointi;

poikkeuksellisten käyttötilanteiden tunnistaminen ja niihin vastaaminen;

sähkövoimatekniikan merkitykselliset osa-alueet;

unionin sähkön sisämarkkinoiden merkitykselliset näkökohdat;

asetuksen (EY) N:o 714/2009 6 ja 18 artiklan mukaisesti hyväksyttyjen verkkosääntöjen tai suuntaviivojen merkitykselliset näkökohdat;

henkilöiden sekä ydinlaitosten ja muiden laitteiden turvallisuus ja turvaaminen siirtoverkon käyttötoiminnassa;

siirtoverkonhaltijoiden välinen yhteistyö ja koordinointi reaaliaikaisessa käyttötoiminnassa ja käyttötoiminnan suunnittelussa päävalvomojen tasolla; tämä koulutus on annettava englanniksi, ellei toisin määritellä;

tarvittaessa yhteinen koulutus siirtoverkkoon liitettyjen jakeluverkonhaltijoiden ja merkittävien verkonkäyttäjien kanssa;

käyttäytymistaidot, joissa keskitytään erityisesti stressinhallintaan, ihmisen toimintaan kriittisissä tilanteissa, vastuuseen ja motivointitaitoihin; ja

käyttötoiminnan suunnittelun käytännöt ja välineet, mukaan lukien ne, joita käytetään käyttötoiminnan suunnittelussa asianomaisten alueellisten käyttövarmuuskoordinaattoreiden kanssa.

siirtoverkonhaltijan koulutettavien työntekijöiden pätevyysvaatimukset ja valintamenettely;

koulutus, joka vaaditaan reaaliaikaisesta käyttötoiminnasta vastaavien verkonhaltijan työntekijöiden sertifiointia varten;

peruskoulutusohjelman ja jatkuvan koulutusohjelman menettelyt, mukaan lukien asiaa koskeva dokumentaatio;

menettely reaaliaikaisesta käyttötoiminnasta vastaavien verkonhaltijan työntekijöiden sertifiointia varten; ja

menettely reaaliaikaisesta käyttötoiminnasta vastaavien verkonhaltijan työntekijöiden koulutuksen ja sertifioinnin voimassaolon jatkamiseksi.

seuraava vuosi 66, 67 ja 68 artiklan mukaisesti;

tarvittaessa seuraava viikko 69 artiklan mukaisesti;

vuorokautinen 70 artiklan mukaisesti; ja

päivänsisäinen 70 artiklan mukaisesti.

sähkön kysyntä;

uusiutuvien energialähteiden osuuteen liittyvät olosuhteet;

määritellyt tuonti- ja vientitilanteet, mukaan lukien mallien yhdistämisen mahdollistavat sovitut viitearvot;

tuotantorakenne kaikkien tuotantolaitosten ollessa käytettävissä;

verkon kehitys seuraavana vuonna.

tyypilliset rajat ylittävät siirrot eri kulutustasoilla ja eri uusiutuvien energialähteiden ja perinteisen tuotannon tasoilla;

skenaarioiden toteutumisen todennäköisyys;

mahdolliset poikkeamat käyttövarmuusrajoista kussakin skenaariossa;

jakeluverkkoihin liitettyjen voimalaitosten ja kulutuslaitosten tuottaman ja kuluttaman sähkön määrä.

talven huippukysyntä, kuluvan vuoden tammikuun kolmas keskiviikko, 10:30 CET;

talven alhaisin kysyntä, kuluvan vuoden tammikuun toinen sunnuntai, 03:30 CET;

kevään huippukysyntä, kuluvan vuoden huhtikuun kolmas keskiviikko, 10:30 CET;

kevään alhaisin kysyntä, kuluvan vuoden huhtikuun toinen sunnuntai, 03:30 CET;

kesän huippukysyntä, edellisen vuoden heinäkuun kolmas keskiviikko, 10:30 CET;

kesän alhaisin kysyntä, edellisen vuoden heinäkuun toinen sunnuntai, 03:30 CET;

syksyn huippukysyntä, edellisen vuoden lokakuun kolmas keskiviikko, 10:30 CET;

syksyn alhaisin kysyntä, edellisen vuoden lokakuun toinen sunnuntai, 03:30 CET.

sovittava viereisten siirtoverkonhaltijoiden kanssa arvioidusta sähkönsiirrosta niiden vastuualueita yhdistävissä HVDC-järjestelmissä;

tasapainotettava kutakin skenaariota varten seuraavien summa:

oltava yhdenmukaisia 41, 43, 45 ja 48 artiklan mukaisesti annettujen rakenteellisten tietojen kanssa;

oltava yhdenmukaisia 65 artiklan mukaisesti laadittujen skenaarioiden kanssa; ja

oltava eroteltuja primaarienergialähteen tyypin mukaan.

määräajat seuraavan vuoden yksittäisten verkkomallien kokoamiselle, niiden yhdistämiselle yhteiseksi verkkomalliksi ja yksittäisten ja yhteisten verkkomallien tallentamiselle;

yksittäisten ja yhteisten verkkomallien laadunvalvonta, jonka avulla varmistetaan niiden täydellisyys ja yhdenmukaisuus; ja

yksittäisten ja yhteisten verkkomallien korjaaminen ja parantaminen toteuttamalla ainakin b alakohdassa tarkoitettua laadunvalvontaa.

aikaleimojen määrittely;

määräajat yksittäisten verkkomallien kokoamiselle, niiden yhdistämiselle yhteiseksi verkkomalliksi ja yksittäisten ja yhteisten verkkomallien tallentamiselle. Määräaikojen on sovittava yhteen korjaavien toimenpiteiden valmistelemiseksi ja aktivoimiseksi vahvistettujen alueellisten prosessien kanssa;

yksittäisten ja yhteisten verkkomallien laadunvalvonta, jonka avulla varmistetaan niiden täydellisyys ja yhdenmukaisuus;

yksittäisten ja yhteisten verkkomallien korjaaminen ja parantaminen toteuttamalla ainakin c alakohdassa tarkoitettua laadunvalvontaa; ja

käyttötoimintaan liittyvien lisätietojen käsittely, kuten suojauksen asetusarvot tai verkon suojausjärjestelmät tai sähköasemien pääkaaviot ja konfiguraatiot käyttövarmuuden hallitsemiseksi.

ajan tasalla olevat kulutus- ja tuotantoennusteet;

vuorokausimarkkinoilta ja päivänsisäisiltä markkinoilta saatavat tulokset;

III osan 6 osastossa kuvattujen suunnittelutehtävien kautta saatavilla olevat tulokset;

jakeluverkkoihin liitettyjen voimalaitosten osalta pätötehon tuotantosummat primaarienergialähteen tyypin mukaan eroteltuna yhdenmukaisesti 40, 43, 44, 48, 49 ja 50 artiklan mukaisesti toimitettujen tietojen kanssa;

siirtoverkon ajan tasalla oleva topologia.

seuraava vuosi;

seuraava viikko, jos tarpeellista 69 artiklan mukaisesti;

vuorokautinen; ja

päivänsisäinen.

käyttövarmuusrajat ylittävät sähkönsiirrot ja jännitteet;

38 artiklan 2 ja 6 kohdan mukaisesti määriteltyjen siirtoverkon stabiilisuusrajojen ylitykset; ja

siirtoverkon oikosulkuvirran kynnysarvojen ylitykset.

menetelmät siirtoverkonhaltijan vastuualueen ulkopuolella sijaitsevien siirtoverkkoelementtien ja merkittävien verkonkäyttäjien vaikutuksen arvioimiseksi, jotta voidaan yksilöidä siirtoverkonhaltijan tarkkailualueeseen sisältyvät elementit ja määrittää vikatapahtuman vaikutuskynnykset, joiden yläpuolella näiden elementtien vikatapahtumat ovat ulkoisia vikatapahtumia;

yhteisen riskinarvioinnin periaatteet, jotka kattavat 33 artiklassa tarkoitettujen vikatapahtumien osalta vähintään

periaatteet, joiden mukaisesti arvioidaan ja käsitellään tuotannon ja kulutuksen epävarmuustekijöitä, ottaen huomioon asetuksen (EU) 2015/1222 22 artiklan mukaisen luotettavuusmarginaalin;

vaatimukset, jotka koskevat 77 artiklan 3 kohdassa lueteltuihin tehtäviin liittyvää alueellisten käyttövarmuuskoordinaattoreiden välistä koordinointia ja tiedonvaihtoa;

Sähkö-ENTSOn rooli yhteisten välineiden hallinnassa, tietojen laatua koskevien sääntöjen parantamisessa sekä koordinoitua käyttövarmuusanalyysia koskevan menetelmän ja alueellista käyttövarmuuden koordinointia koskevien yhteisten sääntöjen seurannassa kullakin kapasiteetin laskenta-alueella.

liitäntätila tai sähköiset arvot (kuten jännitteet, sähkönsiirrot ja roottorin kulma), jotka vaikuttavat merkittävästi tila-arvion tulosten tarkkuuteen siirtoverkonhaltijan vastuualueella, yhteisten kynnysarvojen yläpuolella;

liitäntätila tai sähköiset arvot (kuten jännitteet, sähkönsiirrot ja roottorin kulma), jotka vaikuttavat merkittävästi siirtoverkonhaltijan käyttövarmuusanalyysin tulosten tarkkuuteen, yhteisten kynnysarvojen yläpuolella; ja

vaatimus varmistaa verkkoon liitettyjen elementtien riittävä edustavuus siirtoverkonhaltijan tarkkailualueella.

Kunkin elementin vaikutuskerroin sähköisiin arvoihin, kuten jännitteisiin, sähkönsiirtoihin ja roottorin kulmaan, on siirtoverkonhaltijan vastuualueella yhteisiä vikatapahtumien vaikutuskynnyksiä suurempi, eli kyseisen elementin käyttökeskeytys voi vaikuttaa merkittävästi siirtoverkonhaltijan vikatapahtuma-analyysin tuloksiin.

Vikatapahtumien vaikutuskynnysten valinnalla on minimoitava riski, että toisen siirtoverkonhaltijan vaikutusalueella yksilöidyn mutta siirtoverkonhaltijan ulkoisten vikatapahtumien luetteloon sisältymättömän vikatapahtuman tapahtuminen voisi johtaa sellaiseen siirtoverkonhaltijan verkon käyttäytymiseen, jota ei pidetä hyväksyttävänä missään sen sisäisten vikatapahtumien luetteloon sisältyvässä elementissä, kuten hätätilaan;

Tällaisen riskin arvioinnin on perustuttava erilaisia odotettavissa olevia olosuhteita edustaviin tilanteisiin, joita määrittäviä muuttujia ovat muun muassa tuotannon taso ja rakenne, siirtojen tasot ja verkko-omaisuuden käyttökeskeytykset.

poikkeuksellisten vikatapahtumien määrittelyn yhdenmukaisuus;

poikkeuksellisten vikatapahtumien todennäköisyyden ja vaikutuksen arviointi; ja

poikkeuksellisten vikatapahtumien huomioiminen siirtoverkonhaltijan vikatapahtumaluettelossa, jos niiden todennäköisyys ylittää yhteisen kynnysarvon.

yhtenäiset ehdot, joiden mukaisesti yhden siirtoverkonhaltijan on päivitettävä käyttövarmuusanalyysiaan. Ehdoissa on otettava huomioon merkitykselliset näkökohdat, kuten tuotanto- ja kulutusennusteiden aikajänne, ennustettujen arvojen muutostaso siirtoverkonhaltijan vastuualueella tai toisten siirtoverkonhaltijoiden vastuualueilla, tuotannon ja kulutuksen sijainti ja käyttövarmuusanalyysin aiemmat tulokset; ja

tuotanto- ja kulutusennusteiden päivitysten vähimmäistiheys, riippuen niiden vaihtelevuudesta ja sellaisen tuotannon asennetusta tehosta, jota ei ole mahdollista ohjata.

käyttövarmuusanalyysin päivänsisäistä koordinointia ja alueellisen käyttövarmuuskoordinaattorin tekemiä yhteisen verkkomallin päivityksiä koskevat ehdot ja suoritustiheys;

koordinoidusti hallinnoitujen korjaavien toimenpiteiden valmistelua koskeva menetelmä, jossa otetaan huomioon niiden asetuksen (EU) 2015/1222 35 artiklan mukaisesti määritelty rajat ylittävä merkitys sekä 20–23 artiklan vaatimukset ja johon sisältyy vähintään

yhden tai useamman sellaisen alueellisen käyttövarmuuskoordinaattorin nimittäminen, joka toteuttaa 3 kohdassa tarkoitetut tehtävät kyseisellä kapasiteetin laskenta-alueella;

alueellisten käyttövarmuuskoordinaattoreiden hallintoa ja toimintaa koskevat säännöt, joilla varmistetaan kaikkien osallistuvien siirtoverkonhaltijoiden tasapuolinen kohtelu;

kun siirtoverkonhaltijat ehdottavat useamman kuin yhden alueellisen käyttövarmuuskoordinaattorin nimittämistä a alakohdan mukaisesti:

kunkin siirtoverkonhaltijan on kuuluttava vähintään yhden alueellisen käyttövarmuuskoordinaattorin toiminta-alueeseen;

kaikkien siirtoverkonhaltijoiden on varmistettava, että alueellisten käyttövarmuuskoordinaattoreiden kokonaismäärä unionissa on enintään kuusi.

78 artiklan mukainen alueellinen käyttövarmuuden koordinointi, jolla tuetaan siirtoverkonhaltijoita niiden 34 artiklan 3 kohdan ja 72 ja 74 artiklan mukaisten seuraavaa vuotta ja vuorokautista ja päivänsisäistä aikaväliä koskevien velvollisuuksien täyttämisessä;

79 artiklan mukainen yhteisen verkkomallin laatiminen;

80 artiklan mukainen alueellinen käyttökeskeytysten koordinointi, jolla tuetaan siirtoverkonhaltijoita niiden 98 ja 100 artiklan mukaisten velvollisuuksien täyttämisessä;

81 artiklan mukainen alueellinen riittävyysarviointi, jolla tuetaan siirtoverkonhaltijoita niiden 107 artiklan mukaisten velvollisuuksien täyttämisessä.

päivitetty vikatapahtumaluettelo, joka on laadittu 75 artiklan 1 kohdan mukaisesti hyväksytyssä käyttövarmuusanalyysin koordinointia koskevassa menetelmässä määriteltyjä kriteerejä noudattaen;

päivitetty luettelo mahdollisista korjaavista toimenpiteistä, jotka kuuluvat 22 artiklassa lueteltuihin luokkiin, ja niiden asetuksen (EU) 2015/1222 35 artiklan mukaisesti ilmoitetut ennakoidut kustannukset, jos korjaavaan toimenpiteeseen sisältyy ajojärjestyksen uudelleenmäärittely tai vastakauppa, kun korjaavalla toimenpiteellä pyritään lieventämään alueella havaittua rajoitusta; ja

25 artiklan mukaisesti vahvistetut käyttövarmuusrajat.

toteutettava 76 artiklan mukainen koordinoitu alueellinen käyttövarmuuden arviointi 79 artiklan mukaisesti laadittujen yhteisten verkkomallien ja kunkin siirtoverkonhaltijan 1 kohdan mukaisesti toimittamien vikatapahtumaluettelojen ja käyttövarmuusrajojen pohjalta. Sen on toimitettava koordinoidun alueellisen käyttövarmuuden arvioinnin tulokset ainakin kapasiteetin laskenta-alueen kaikille siirtoverkonhaltijoille. Kun se havaitsee rajoituksen, sen on suositeltava paikallisille siirtoverkonhaltijoille toimivimpia ja taloudellisesti tehokkaimpia korjaavia toimenpiteitä, ja se voi suositella myös muita kuin siirtoverkonhaltijoiden määrittelemiä korjaavia toimenpiteitä. Tähän korjaavia toimenpiteitä koskevaan suositukseen on sisällyttävä selitys sen perusteista.

koordinoitava korjaavien toimenpiteiden valmistelua siirtoverkonhaltijoiden kanssa ja niiden kesken 76 artiklan 1 kohdan b alakohdan mukaisesti, jotta siirtoverkonhaltijat voivat koordinoida korjaavien toimenpiteiden aktivointia reaaliaikaisesti.

sen sisäisen merkityksellisen verkko-omaisuuden käytettävyyssuunnitelmat, jotka on tallennettu Sähkö-ENTSOn käyttötoiminnan suunnittelun tietopankkiin;

tuoreimmat käytettävyyssuunnitelmat kaikesta sen vastuualueella olevasta muusta kuin merkityksellisestä verkko-omaisuudesta, joka

skenaariot, joissa käyttökeskeytysten suunnittelun yhteensopimattomuutta on tutkittava ja joita käytetään 67 ja 79 artiklan mukaisesti laadituista yksittäisistä verkkomalleista johdettujen vastaavien yhteisten verkkomallien laatimiseen eri aikaväleille.

odotettu kokonaiskulutus ja kulutuksen joustoon käytettävissä olevat resurssit;

sähköntuotantomoduulien käytettävyys; ja

käyttövarmuusrajat.

koordinoinnin tiheys, kattavuus ja tyyppi ainakin seuraavalle vuodelle ja seuraavalle viikolle;

alueellisen käyttövarmuuskoordinaattorin 80 artiklan mukaisesti tekemien arviointien käyttöä koskevat säännöt;

98 artiklassa edellytettyä merkityksellisten verkkoelementtien seuraavan vuoden käytettävyyssuunnitelmien validointia koskevat käytännön järjestelyt.

kvantitatiiviset näkökohdat, jotka perustuvat sähköisten arvojen, kuten jännitteen, sähkönsiirtojen ja roottorin kulman, muutosten arviointiin ainakin yhdessä siirtoverkonhaltijan vastuualueen verkkoelementissä, kun muutokset johtuvat toisella vastuualueella sijaitsevan mahdollisesti merkityksellisen verkko-omaisuuden käytettävyystilan muutoksesta. Arviointi on tehtävä seuraavan vuoden yhteisten verkkomallien perusteella;

edellä a alakohdassa tarkoitettujen sähköisten arvojen herkkyyden kynnysarvot, joiden pohjalta verkko-omaisuuden merkityksellisyyttä arvioidaan. Kynnysarvot on yhdenmukaistettava vähintään synkronialueittain;

mahdollisesti merkityksellisten sähköntuotantomoduulien tai kulutuslaitosten mahdollisuus tulla määritellyiksi merkittäviksi verkonkäyttäjiksi;

kvalitatiiviset näkökohdat kuten mahdollisesti merkityksellisten sähköntuotantomoduulien, kulutuslaitosten tai verkkoelementtien koko ja sijainti lähellä vastuualueen rajoja;

kaikkien sellaisten siirtoverkossa tai jakeluverkossa sijaitsevien verkkoelementtien, jotka liittävät yhteen eri vastuualueita, merkityksellisyys koko järjestelmän kannalta; ja

kaikkien kriittisten verkkoelementtien merkityksellisyys koko järjestelmän kannalta.

ilmoitettava merkityksellisen sähköntuotantomoduulin tai merkityksellisen kulutuslaitoksen omistajalle sen sisällyttämisestä luetteloon;

ilmoitettava jakeluverkonhaltijoille niiden jakeluverkkoihin liitetyistä merkityksellisistä sähköntuotantomoduuleista ja merkityksellisistä kulutuslaitoksista; ja

ilmoitettava suljettujen jakeluverkkojen haltijoille niiden suljettuihin jakeluverkkoihin liitetyistä merkityksellisistä sähköntuotantomoduuleista ja merkityksellisistä kulutuslaitoksista.

ilmoitettava merkityksellisen verkkoelementin omistajalle sen sisällyttämisestä luetteloon;

ilmoitettava jakeluverkonhaltijoille niiden jakeluverkkoihin liitetyistä merkityksellisistä verkkoelementeistä; ja

ilmoitettava suljettujen jakeluverkkojen haltijoille niiden suljettuihin jakeluverkkoihin liitetyistä merkityksellisistä verkkoelementeistä.

”käytettävissä”, kun merkityksellinen verkko-omaisuus pystyy ja on valmis tarjoamaan palvelua riippumatta siitä, onko se käytössä vai ei;

”ei käytettävissä”, kun merkityksellinen verkko-omaisuus ei pysty tai ei ole valmis tarjoamaan palvelua;

”testattavana”, kun merkityksellisen verkko-omaisuuden kykyä tarjota palvelua testataan.

merkittävän verkko-omaisuuden ensimmäisen liitännän ja lopullisen käyttöönoton välillä; ja

välittömästi merkittävän verkko-omaisuuden huollon jälkeen.

merkittävän verkko-omaisuuden ”ei käytettävissä” -tilan syy;

ehdot, jos sellaisia on määritelty, jotka on täytettävä, ennen kuin merkityksellisen verkko-omaisuuden ”ei käytettävissä” -tilaa sovelletaan reaaliajassa;

vaadittu aika, jonka kuluessa merkittävä verkko-omaisuus on tarvittaessa palautettava käyttöön käyttövarmuuden ylläpitämiseksi.

siinä järjestyksessä, jossa pyynnöt on vastaanotettu; ja

soveltaen 100 artiklan mukaisesti vahvistettua menettelyä.

siirtoverkonhaltijan on ilmoitettava kullekin asianosaiselle käyttökeskeytysten suunnittelijalle ehdoista, jotka sen on täytettävä havaittujen käyttökeskeytysten suunnittelun yhteensopimattomuuksien selvittämiseksi;

siirtoverkonhaltija voi pyytää, että yksi tai useampi käyttökeskeytysten suunnittelija esittää vaihtoehtoisen käytettävyyssuunnitelman, joka täyttää a alakohdassa tarkoitetut ehdot; ja

siirtoverkonhaltijan on toistettava 1 kohdan mukainen arviointi sen määrittämiseksi, esiintyykö edelleen käyttökeskeytysten suunnittelun yhteensopimattomuuksia.

otetaan huomioon asianosaisten käyttökeskeytysten suunnittelijoiden sekä tarvittaessa jakeluverkonhaltijan tai suljetun jakeluverkon haltijan ilmoittamat vaikutukset;

rajoitetaan vaihtoehtoisessa käytettävyyssuunnitelmassa tehtävät muutokset siihen, mikä on tarpeen käyttökeskeytysten suunnittelun yhteensopimattomuuksien selvittämiseksi; ja

siirtoverkonhaltijan on ilmoitettava sääntelyviranomaiselleen, asianosaisille jakeluverkonhaltijoille ja suljetun jakeluverkon haltijoille, jos sellaisia on, sekä asianosaisille käyttökeskeytysten suunnittelijoille vaihtoehtoisesta käytettävyyssuunnitelmasta, myös syistä sen laatimiseen, sekä asianosaisten käyttökeskeytysten suunnittelijoiden ja tarvittaessa jakeluverkonhaltijoiden tai suljetun jakeluverkon haltijoiden ilmoittamista vaikutuksista.

minimoitava markkinoihin kohdistuvat vaikutukset pitäen samalla yllä käyttövarmuutta; ja

käytettävä pohjana 94 artiklan mukaisesti laadittuja ja toimitettuja käytettävyyssuunnitelmia.

toteutettava tarpeelliset toimet ”ei käytettävissä” -tilan suunnittelemiseksi siten, että samalla varmistetaan käyttövarmuus, ottaen huomioon asianosaisten käyttökeskeytysten suunnittelijoiden siirtoverkonhaltijalle ilmoittamat vaikutukset;

ilmoitettava a alakohdassa tarkoitetuista toimista kaikille asianosaisille osapuolille; ja

ilmoitettava asianomaisille sääntelyviranomaisille, asianosaisille jakeluverkonhaltijoille tai suljetun jakeluverkon haltijoille, jos sellaisia on, sekä asianosaisille käyttökeskeytysten suunnittelijoille toteutetuista toimista, myös niiden syistä, sekä asianosaisten käyttökeskeytysten suunnittelijoiden ja tarvittaessa jakeluverkonhaltijoiden tai suljetun jakeluverkon haltijoiden ilmoittamista vaikutuksista.

pakotettava kaikki ”ei käytettävissä”- tai ”testattavana”-tilat ”käytettävissä”-tiloiksi käyttökeskeytysten suunnittelun yhteensopimattomuuteen osallisessa merkityksellisessä verkko-omaisuudessa kyseessä olevana ajanjaksona; ja

ilmoitettava asianomaisille sääntelyviranomaisille, asianosaisille jakeluverkonhaltijoille tai suljetun jakeluverkon haltijoille, jos sellaisia on, sekä asianosaisille käyttökeskeytysten suunnittelijoille toteutetuista toimista, myös niiden syistä, sekä asianosaisten käyttökeskeytysten suunnittelijoiden ja tarvittaessa jakeluverkonhaltijoiden tai suljetun jakeluverkon haltijoiden ilmoittamista vaikutuksista.

saatettava päätökseen sisäisen merkityksellisen verkko-omaisuuden seuraavan vuoden käyttökeskeytysten koordinointi; ja

saatettava valmiiksi sisäisen merkityksellisen verkko-omaisuuden seuraavan vuoden käytettävyyssuunnitelmat ja tallennettava ne Sähkö-ENTSOn käyttötoiminnan suunnittelun tietopankkiin.

pyynnön vastaanottaneen siirtoverkonhaltijan on ilmoitettava vastaanottaneensa pyyntö ja arvioitava niin pian kuin se on kohtuudella mahdollista, johtaako muutos käyttökeskeytysten suunnittelun yhteensopimattomuuksiin;

jos käyttökeskeytysten suunnittelun yhteensopimattomuuksia havaitaan, käyttökeskeytysten koordinointialueeseen osallistuvien siirtoverkonhaltijoiden on käytettävissään olevia välineitä käyttäen määriteltävä yhdessä ratkaisu yhteistoiminnassa asianomaisten käyttökeskeytysten suunnittelijoiden ja tarvittaessa jakeluverkonhaltijoiden ja suljetun jakeluverkon haltijoiden kanssa;

jos käyttökeskeytysten suunnittelun yhteensopimattomuuksia ei ole havaittu tai jos mitään käyttökeskeytysten suunnittelun yhteensopimattomuuksia ei enää ole jäljellä, pyynnön vastaanottaneen siirtoverkonhaltijan on validoitava pyydetty muutos ja asianomaisten siirtoverkonhaltijoiden on ilmoitettava asiasta kaikille asianosaisille osapuolille ja päivitettävä lopullista seuraavan vuoden käytettävyyssuunnitelmaa Sähkö-ENTSOn käyttötoiminnan suunnittelun tietopankissa; ja

jos käyttökeskeytysten suunnittelun yhteensopimattomuuksiin ei löydetä ratkaisua, pyynnön vastaanottaneen siirtoverkonhaltijan on hylättävä muutospyyntö.

pyynnön esittävän siirtoverkonhaltijan on laadittava ehdotus seuraavan vuoden käytettävyyssuunnitelman muuttamisesta, mukaan lukien arviointi siitä, voiko muutos johtaa käyttökeskeytysten suunnittelun yhteensopimattomuuksiin, ja toimitettava ehdotuksensa kaikille muille sen käyttökeskeytysten koordinointialueen tai -alueiden siirtoverkonhaltijoille;

jos käyttökeskeytysten suunnittelun yhteensopimattomuuksia havaitaan, käyttökeskeytysten koordinointialueeseen osallistuvien siirtoverkonhaltijoiden on käytettävissään olevia välineitä käyttäen määriteltävä yhdessä ratkaisu yhteistoiminnassa asianomaisten käyttökeskeytysten suunnittelijoiden ja tarvittaessa jakeluverkonhaltijoiden ja suljetun jakeluverkon haltijoiden kanssa;

jos käyttökeskeytysten suunnittelun yhteensopimattomuuksia ei ole havaittu tai jos käyttökeskeytysten suunnittelun yhteensopimattomuuteen löydetään ratkaisu, asianomaisten siirtoverkonhaltijoiden on validoitava pyydetty muutos ja ilmoitettava asiasta kaikille asianosaisille osapuolille ja päivitettävä lopullista seuraavan vuoden käytettävyyssuunnitelmaa Sähkö-ENTSOn käyttötoiminnan suunnittelun tietopankissa;

jos käyttökeskeytysten suunnittelun yhteensopimattomuuksiin ei löydetä ratkaisua, pyynnön esittäneen siirtoverkonhaltijan on peruttava muutosmenettely.

yksityiskohtainen testisuunnitelma;

alustava tuotanto- tai kulutussuunnitelma, jos kyseessä oleva merkittävä verkko-omaisuus on merkityksellinen sähköntuotantomoduuli tai merkityksellinen kulutuslaitos; ja

siirtoverkon tai jakeluverkon topologian muutokset, jos kyseessä oleva merkityksellinen verkko-omaisuus on merkityksellinen verkkoelementti.

suunnittelemattoman käyttökeskeytyksen syy;

suunnittelemattoman käyttökeskeytyksen odotettu kesto; ja

tarvittaessa suunnittelemattoman käyttökeskeytyksen vaikutus muun sellaisen merkityksellisen verkko-omaisuuden käytettävyystilaan, jonka käyttökeskeytysten suunnittelijana se toimii.

käytettävä viimeisimpiä käytettävyyssuunnitelmia ja viimeisimpiä saatavilla olevia tietoja seuraavista:

otettava huomioon uusiutuvista energialähteistä tuotetun sähkön ja kulutuksen osuudet;

arvioitava puutteellisen riittävyyden todennäköisyyttä ja odotettua kestoa ja tällaisen puutteen vuoksi odotettua toimittamatta jäävää energiamäärää.

111 artiklassa tarkoitetut suunnitelmat;

ennustettu kulutus;

ennustettu uusiutuviin energialähteisiin perustuva tuotanto;

46 artiklan 1 kohdan a alakohdan mukaisesti toimitettujen tietojen mukaiset pätötehoreservit;

tarvittaessa asetuksen (EU) 2015/1222 14 artiklan mukaisesti laskettuja alueiden välisiä kapasiteetteja vastaavat vastuualueen tuonti- ja vientikapasiteetit;

43 artiklan 4 kohdan ja 45 ja 51 artiklan mukaisesti toimitettujen tietojen mukaiset sähköntuotantomoduulien suorituskyvyt ja niiden käytettävyystilat; ja

52 ja 53 artiklan mukaisesti toimitettujen tietojen mukaiset tuotantolaitosten kyvyt tarjota kulutuksen joustoa ja niiden käytettävyystilat.

vastuualueensa riittävyyden kanssa yhteensopiva pienin tuonnin taso ja suurin viennin taso;

mahdollisen puutteellisen riittävyyden odotettu kesto; ja

puutteellisen riittävyyden vuoksi toimittamatta jäävä energiamäärää.

suunniteltava, perustettava ja hallittava lisäpalvelujen hankinta;

seurattava II osan 2 osaston mukaisesti toimitettujen tietojen pohjalta, mahdollistaako käytettävissä olevien lisäpalvelujen taso ja sijainti käyttövarmuuden varmistamisen; ja

käytettävä kaikkia käytettävissä olevia taloudellisesti tehokkaita ja toteuttamiskelpoisia välineitä tarvittavan lisäpalvelujen tason hankkimiseksi.

voimalaitosten käytettävissä olevia loistehokapasiteetteja;

siirtoverkkoon liitettyjen kulutuslaitosten käytettävissä olevia loistehokapasiteetteja;

jakeluverkonhaltijoiden käytettävissä olevia loistehokapasiteetteja;

käytettävissä olevia siirtoverkkoon liitettyjä laitteita, jotka tarjoavat ainoastaan loistehoa; ja

pätötehon ja loistehon suhdetta siirtoverkon ja siirtoverkkoon liitettyjen jakeluverkkojen rajapinnassa.

ilmoitettava asiasta viereisille siirtoverkonhaltijoille; ja

valmisteltava ja aktivoitava korjaavat toimenpiteet 23 artiklan mukaisesti.

tuotantosuunnitelmat;

kulutussuunnitelmat;

sisäiset kaupankäyntisuunnitelmat; ja

ulkoiset kaupankäyntisuunnitelmat.

ulkoiset kaupankäyntisuunnitelmat, jotka on ilmaistu

välittäjän ja sähkökauppojen vastapuolten väliset sisäiset kaupankäyntisuunnitelmat;

välittäjän ja toisten välittäjien väliset sisäiset kaupankäyntisuunnitelmat.

yhteenlasketut ulkoiset nettosuunnitelmat; ja

alueen vaihtosähkönettotilanne, kun suunnittelualue on liitetty toisiin suunnittelualueisin vaihtosähköjohdoilla.

tuotantosuunnitelmat; ja

kulutussuunnitelmat.

seuraavan vuoden yksittäinen verkkomalli jokaiselta siirtoverkonhaltijalta ja jokaisesta 66 artiklan mukaisesti määritellystä skenaariosta; ja

seuraavan vuoden yhteinen verkkomalli jokaisesta 67 artiklan mukaisesti määritellystä skenaariosta.

vuorokautiset ja päivänsisäiset yksittäiset verkkomallit jokaiselta siirtoverkonhaltijalta 70 artiklan 1 kohdan mukaisesti määritellyllä aikaresoluutiolla;

suunnitellut siirrot merkityksellisinä ajankohtina jokaisella suunnittelualueella tai suunnittelualueen rajalla riippuen siitä, kumpaa siirtoverkonhaltijat pitävät merkityksellisenä, ja jokaisessa vastuualueita yhdistävässä HVDC-järjestelmässä;

vuorokautiset ja päivänsisäiset yhteiset verkkomallit 70 artiklan 1 kohdan mukaisesti määritellyllä aikaresoluutiolla; ja

luettelo valmistelluista ja sovituista korjaavista toimenpiteistä, jotka on määritelty sellaisten rajoitusten selvittämiseksi, joilla on rajat ylittävää merkitystä.

kunkin siirtoverkonhaltijan toimittamat seuraavan kauden verkon riittävyystiedot;

seuraavan kauden yleiseurooppalaisen verkon riittävyysanalyysin raportti;

riittävyyden arvioinnissa käytetyt ennusteet 104 artiklan mukaisesti; ja

puutteellista riittävyyttä koskevat tiedot 105 artiklan 4 kohdan mukaisesti.

153 artiklan mukaiset taajuuden vakautusreservien mitoitussäännöt;

154 artiklan 2 kohdan mukaiset taajuuden vakautusreservien lisäominaisuudet;

127 artiklan mukaiset taajuuden laadun määritysparametrit ja taajuuden laadun tavoiteparametrit;

Manner-Euroopan ja Pohjoismaiden synkronialueiden osalta 128 artiklan mukaiset taajuuden palautuksen säätövirheen tavoiteparametrit kullekin taajuudensäätöblokille;

131 artiklan 2 alakohdan mukainen menetelmä synkronialueen taajuuden vakautusreservien loppumisriskin ja sen kehityksen arvioimiseksi;

133 artiklan mukainen synkronialueen valvoja;

136 artiklan mukainen ohjetehon laskenta alueen vaihtosähkönettotilanteesta ja useammasta kuin yhdestä taajuudensäätöalueesta koostuvan synkronialueen aluesäätövirheen laskennassa käytettävä yhteinen muutosaika;

tarvittaessa 137 artiklan mukaiset synkronialueiden välisten HVDC-yhdysjohtojen pätötehoa koskevat rajoitukset;

139 artiklan mukainen taajuudensäädön rakenne;

tarvittaessa 181 artiklan mukainen menetelmä sähköisen aikapoikkeaman pienentämiseksi;

kun synkronialueella toimii useampi kuin yksi siirtoverkonhaltija, 141 artiklan mukainen vastuiden jakautuminen siirtoverkonhaltijoiden kesken;

152 artiklan 7 kohdan mukaiset toimintamenettelyt, jos taajuuden vakautusreservit loppuvat;

GB- ja IE/NI-synkronialueiden osalta 156 artiklan 6 kohdan b alakohdan mukaiset toimenpiteet, joilla varmistetaan energiavarastojen palautuminen;

152 artiklan 10 kohdan mukaiset toimintamenettelyt, joilla pienennetään järjestelmän taajuuspoikkeamaa järjestelmän tilan palauttamiseksi normaaliksi ja hätätilaan siirtymisen riskin vähentämiseksi;

149 artiklan 2 kohdan mukaiset epätasapainon netotusprosessia, rajat ylittävää taajuuden palautusreservin aktivointiprosessia tai rajat ylittävää korvaavan reservin aktivointiprosessia toteuttavien siirtoverkonhaltijoiden tehtävät ja vastuut;

151 artiklan 2 kohdan mukaiset teknisen infrastruktuurin käytettävyyttä, luotettavuutta ja varmennusta koskevat vaatimukset;

152 artiklan 6 kohdan mukaiset normaalitilassa ja hälytystilassa toimintaa koskevat yhteiset säännöt ja 152 artiklan 15 kohdassa tarkoitetut toimet;

Manner-Euroopan ja Pohjoismaiden synkronialueiden osalta 156 artiklan 10 kohdan mukainen pienin aktivointiaika, joka taajuuden vakautusreservien tarjoajien on taattava;

Manner-Euroopan ja Pohjoismaiden synkronialueiden osalta 156 artiklan 11 kohdan mukaiset kustannus-hyötyanalyysissa käytetyt oletukset ja menetelmä;

tarvittaessa muiden synkronialueiden kuin Manner-Euroopan synkronialueen osalta 163 artiklan 2 kohdan mukaiset rajat taajuuden vakautusreservien vaihdolle siirtoverkonhaltijoiden kesken;

165 artiklan 1 kohdan mukaisesti määritellyt reservejä liittävän siirtoverkonhaltijan, reservejä vastaanottavan siirtoverkonhaltijan ja vaikutuksen alaisen siirtoverkonhaltijan tehtävät ja vastuut taajuuden palautusreservien ja korvaavien reservien vaihdon osalta;

166 artiklan 1 kohdan mukaisesti määritellyt säätökykyä tarjoavan siirtoverkonhaltijan, säätökykyä vastaanottavan siirtoverkonhaltijan ja vaikutuksen alaisen siirtoverkonhaltijan tehtävät ja vastuut taajuuden palautusreservien ja korvaavien reservien jakamisen osalta;

171 artiklan 2 kohdan mukaisesti määritellyt reservejä liittävän siirtoverkonhaltijan, reservejä vastaanottavan siirtoverkonhaltijan ja vaikutuksen alaisen siirtoverkonhaltijan tehtävät ja vastuut reservien vaihdossa synkronialueiden välillä ja säätökykyä tarjoavan siirtoverkonhaltijan, säätökykyä vastaanottavan siirtoverkonhaltijan ja vaikutuksen alaisen siirtoverkonhaltijan tehtävät ja vastuut reservien jakamisessa synkronialueiden välillä;

174 artiklan 2 kohdan mukaisesti määritelty menetelmä rajojen määrittämiseksi taajuuden vakautusreservien jakamisen määrälle synkronialueiden välillä;

GB- ja IE/NI-synkronialueiden osalta 174 artiklan 2 kohdan b alakohdan mukainen menetelmä, jolla määritetään taajuuden vakautusreservien reservikapasiteetin vähimmäistarjonta;

176 artiklan 1 kohdan mukaisesti määritelty menetelmä rajojen määrittämiseksi taajuuden palautusreservien vaihdon määrälle synkronialueiden välillä ja 177 artiklan 1 kohdan mukaisesti määritelty menetelmä rajojen määrittämiseksi taajuuden palautusreservien jakamisen määrälle synkronialueiden välillä; ja

178 artiklan 1 kohdan mukaisesti määritelty menetelmä rajojen määrittämiseksi korvaavien reservien vaihdon määrälle synkronialueiden välillä ja 179 artiklan 1 kohdan mukaisesti määritelty menetelmä rajojen määrittämiseksi korvaavien reservien jakamisen määrälle synkronialueiden välillä.

kun taajuudensäätöblokki koostuu useammasta kuin yhdestä taajuudensäätöalueesta, 128 artiklan 4 kohdan mukaisesti määritellyt taajuuden palautuksen säätövirheen tavoiteparametrit kullekin taajuudensäätöalueelle;

134 artiklan 1 kohdan mukainen taajuudensäätöblokin valvoja;

137 artiklan 3 ja 4 kohdan mukaiset pätötehon muutosnopeusrajoitukset;

kun taajuudensäätöblokissa toimii useampi kuin yksi siirtoverkonhaltija, 141 artiklan 9 kohdan mukainen vastuiden jakautuminen taajuudensäätöblokin siirtoverkonhaltijoiden kesken;

tarvittaessa 145 artiklan 6 kohdassa tarkoitetuista tehtävistä vastaavan siirtoverkonhaltijan nimittäminen;

151 artiklan 3 kohdan mukaisesti määritellyt teknisen infrastruktuurin käytettävyyttä, luotettavuutta ja varmennusta koskevat lisävaatimukset;

152 artiklan 8 kohdan mukaiset toimintamenettelyt, jos taajuuden palautusreservit tai korvaavat reservit loppuvat;

157 artiklan 1 kohdan mukaisesti määritellyt taajuuden palautusreservien mitoitussäännöt;

160 artiklan 2 kohdan mukaisesti määritellyt korvaavien reservien mitoitussäännöt;

kun taajuudensäätöblokissa toimii useampi kuin yksi siirtoverkonhaltija, 157 artiklan 3 kohdan mukaisesti määritelty vastuiden jakautuminen ja tarvittaessa 160 artiklan 6 kohdan mukaisesti määritelty vastuiden jakautuminen;

157 artiklan 4 kohdan mukaisesti määritelty erillismenettely ja tarvittaessa 160 artiklan 7 kohdan mukaisesti määritelty erillismenettely;

158 artiklan 2 kohdan mukaisesti määritellyt taajuuden palautusreservien käytettävyysvaatimukset ja säädön laatua koskevat vaatimukset ja tarvittaessa 161 artiklan 2 kohdan mukaisesti määritellyt korvaavien reservien käytettävyysvaatimukset ja säädön laatua koskevat vaatimukset

tarvittaessa 163 artiklan 2 kohdan, 167 artiklan ja 169 artiklan 2 kohdan mukaisesti määritellyt rajat taajuuden vakautusreservien vaihdolle eri taajuudensäätöblokkeihin kuuluvien taajuudensäätöalueiden välillä Manner-Euroopan synkronialueella ja taajuuden palautusreservien tai korvaavien reservien vaihdolle samaan taajuudensäätöblokkiin kuuluvien taajuudensäätöalueiden välillä useammasta kuin yhdestä taajuudensäätöblokista koostuvalla synkronialueella;

165 artiklan 6 kohdan mukaisesti määritellyt reservejä liittävän siirtoverkonhaltijan, reservejä vastaanottavan siirtoverkonhaltijan ja vaikutuksen alaisen siirtoverkonhaltijan tehtävät ja vastuut, jotka liittyvät taajuuden palautusreservien ja/tai korvaavien reservien vaihtoon muiden taajuudensäätöblokkien siirtoverkonhaltijoiden kanssa;

166 artiklan 7 kohdan mukaisesti määritellyt säätökykyä tarjoavan siirtoverkonhaltijan, säätökykyä vastaanottavan siirtoverkonhaltijan ja vaikutuksen alaisen siirtoverkonhaltijan tehtävät ja vastuut taajuuden palautusreservien ja korvaavien reservien jakamisen osalta;

175 artiklan 2 kohdan mukaisesti määritellyt säätökykyä tarjoavan siirtoverkonhaltijan, säätökykyä vastaanottavan siirtoverkonhaltijan ja vaikutuksen alaisen siirtoverkonhaltijan tehtävät ja vastuut, jotka liittyvät taajuuden palautusreservien ja korvaavien reservien jakamiseen synkronialueiden välillä;

152 artiklan 14 kohdassa määritellyt taajuuden palautuksen säätövirheen pienentämiseen tähtäävät koordinointitoimet; ja

152 artiklan 16 kohdan mukaiset toimenpiteet, joilla pyritään taajuuden palautuksen säätövirheen pienentämiseen pyytämällä muutoksia voimalaitosten pätötehon tuotannossa tai kulutusyksiköiden kulutuksessa.

nimellistaajuus kaikilla synkronialueilla;

standarditaajuusalue kaikilla synkronialueilla;

suurin hetkellinen taajuuspoikkeama kaikilla synkronialueilla;

suurin pysyvän tilan taajuuspoikkeama kaikilla synkronialueilla;

taajuuden palautusaika kaikilla synkronialueilla;

taajuuden palautumisaika GB- ja IE/NI-synkronialueilla;

taajuuden palautusalue GB-, IE/NI- ja Pohjoismaiden synkronialueilla;

taajuuden palautumisalue GB- ja IE/NI-synkronialueilla; ja

hälytystilan aktivointiaika kaikilla synkronialueilla.

hälytystilan aktivointiaika;

enimmäisminuuttimäärä standarditaajuusalueen ulkopuolella.

taajuuden palautusaika;

hälytystilan aktivointiaika; ja

enimmäisminuuttimäärä standarditaajuusalueen ulkopuolella.

liitteen III taulukossa 1 esitettyjen taajuuden laadun määritysparametrien tai liitteen III taulukossa 2 esitettyjen taajuuden laadun tavoiteparametrien ehdotetuissa muutoksissa on otettava huomioon

synkronialueen kaikki siirtoverkonhaltijat järjestävät julkisen kuulemisen liitteen III taulukossa 1 esitettyjen taajuuden laadun määritysparametrien tai liitteen III taulukossa 2 esitettyjen taajuuden laadun tavoiteparametrien ehdotettujen muutosten vaikutuksesta sidosryhmiin.

tason 1 taajuuden palautuksen säätövirhealueen ulkopuolisten, taajuuden palautusaikaa vastaavien aikavälien lukumäärä saa olla enintään 30 prosenttia koko vuoden aikaväleistä, jotka ovat yhtä suuria kuin taajuuden palautusaika; ja

tason 2 taajuuden palautuksen säätövirhealueen ulkopuolisten, taajuuden palautusaikaa vastaavien aikavälien lukumäärä saa olla enintään 5 prosenttia koko vuoden aikaväleistä, jotka ovat yhtä suuria kuin taajuuden palautusaika.

tason 1 taajuuden palautuksen säätövirhealueen ulkopuolisten aikavälien enimmäismäärä on pienempi tai yhtä suuri kuin liitteen IV taulukossa esitetty arvo prosentteina koko vuoden aikaväleistä;

tason 2 taajuuden palautuksen säätövirhealueen ulkopuolisten aikavälien enimmäismäärä on pienempi tai yhtä suuri kuin liitteen IV taulukossa esitetty arvo prosentteina koko vuoden aikaväleistä.

synkronialueella:

synkronialueen kussakin taajuudensäätöblokissa hetkelliset taajuuden palautuksen säätövirhettä koskevat tiedot.

synkronialueella 18 artiklan 1 ja 2 kohdan mukaisen normaalitilan tai hälytystilan toiminnan aikana hetkellisten taajuustietojen osalta kuukausittain määritettyinä:

Manner-Euroopan ja Pohjoismaiden synkronialueiden kustakin taajuudensäätöblokista 18 artiklan 1 ja 2 kohdan mukaisen normaalitilan tai hälytystilan toiminnan aikana kuukausittain määritettyinä:

GB- tai IE/NI-synkronialueen taajuudensäätöblokeista 18 artiklan 1 ja 2 kohdan mukaisen normaalitilan tai hälytystilan toiminnan aikana kuukausittain määritettynä ja tietokokonaisuudesta, joka sisältää taajuudensäätöblokin taajuuden palautuksen säätövirheen keskimääräiset arvot yhden minuutin pituisilta aikaväleiltä: sellaisten tilanteiden lukumäärä, joissa taajuuden palautuksen säätövirheen absoluuttinen arvo oli suurempi kuin suurin pysyvän tilan taajuuspoikkeama eikä taajuuden palautuksen säätövirhe palautunut 10 prosenttiin suurimmasta pysyvän tilan taajuuspoikkeamasta taajuuden palautusajan sisällä, erottelemalla negatiivinen ja positiivinen taajuuden palautuksen säätövirhe.

järjestelmän taajuuden mittaukset;

taajuuden laadun arviointitietojen laskeminen; ja

taajuuden laadun arviointitietojen toimittaminen kriteerien soveltamisprosessiin.

sähköntuotantomoduulien ja/tai kulutusyksiköiden muutosaikoihin ja/tai suurimpiin muutosnopeuksiin liittyvät velvoitteet;

taajuudensäätöblokin sähköntuotantomoduulien ja/tai kulutusyksiköiden laitekohtaisiin muutoksen alkamisajankohtiin liittyvät velvoitteet; ja

sähköntuotantomoduulien, kulutusyksiköiden ja pätötehon kulutuksen välisen muutoksen koordinointi taajuudensäätöblokissa.

140 artiklan mukainen prosessien aktivointirakenne; ja

141 artiklan mukainen prosessien vastuurakenne.

142 artiklan mukainen taajuuden vakautusprosessi;

143 artiklan mukainen taajuuden palautusprosessi; ja

Manner-Euroopan synkronialueella 181 artiklan mukainen ajansäätöprosessi.

144 artiklan mukainen reservien korvausprosessi;

146 artiklan mukainen epätasapainon netotusprosessi;

147 artiklan mukainen rajat ylittävä taajuuden palautusreservin aktivointiprosessi;

148 artiklan mukainen rajat ylittävä korvaavan reservin aktivointiprosessi; ja

muilla synkronialueilla kuin Manner-Euroopan synkronialueella 181 artiklan mukainen ajansäätöprosessi.

synkronialueen koko ja kokonaisinertia, mukaan lukien synteettinen inertia;

verkon rakenne ja/tai verkkotopologia; ja

kulutuksen, tuotannon ja HVDC-yhdysjohtojen käyttäytyminen.

seuranta-alue vastaa tai on osa ainoastaan yhtä taajuudensäätöaluetta;

taajuudensäätöalue vastaa tai on osa ainoastaan yhtä taajuudensäätöblokkia;

taajuudensäätöblokki vastaa tai on osa ainoastaan yhtä synkronialuetta; ja

kukin verkkoelementti on osa ainoastaan yhtä seuranta-aluetta, ainoastaan yhtä taajuudensäätöaluetta ja ainoastaan yhtä taajuudensäätöblokkia.

jatkuvasti seurattava taajuudensäätöalueen taajuuden palautuksen säätövirhettä;

toteutettava taajuuden palautusprosessi ja vastattava sen toiminnasta taajuudensäätöalueella;

pyrittävä noudattamaan 128 artiklassa määriteltyjä taajuudensäätöalueen taajuuden palautuksen säätövirheen tavoiteparametreja; ja

niillä on oikeus toteuttaa yksi tai useampi 140 artiklan 2 kohdassa tarkoitetuista prosesseista.

pyrittävä noudattamaan 128 artiklassa määriteltyjä taajuudensäätöblokin taajuuden palautuksen säätövirheen tavoiteparametreja; ja

noudatettava 157 artiklan mukaisia taajuuden palautusreservien mitoitussääntöjä ja 160 artiklan mukaisia korvaavien reservien mitoitussääntöjä.

toteutettava taajuuden vakautusprosessi ja vastattava sen toiminnasta synkronialueella;

noudatettava 153 artiklan mukaisia taajuuden vakautusreservien mitoitussääntöjä; ja

pyrittävä noudattamaan 127 artiklan mukaisia taajuuden laadun tavoiteparametreja.

taajuuden palautuksen säätövirheen säätäminen kohti nollaa taajuuden palautusajan sisällä;

Manner-Euroopan ja Pohjoismaiden synkronialueilla aktivoitujen taajuuden vakautusreservien asteittainen korvaaminen taajuuden palautusreservien aktivoinnilla 145 artiklan mukaisesti.

taajuudensäätöalueen aluesäätövirhe, kun synkronialueella on useampi kuin yksi taajuudensäätöalue; tai

taajuuspoikkeama, kun yksi taajuudensäätöalue vastaa taajuudensäätöblokkia ja synkronialuetta.

yhdysjohdoissa ja virtuaalisissa yhdysjohdoissa siirretty kokonaispätöteho; ja

136 artiklan mukainen ohjeteho.

aktivoitujen taajuuden palautusreservien asteittainen palauttaminen;

taajuuden palautusreservien aktivoinnin tukeminen;

GB- ja IE/NI-synkronialueilla aktivoitujen taajuuden vakautusreservien ja taajuuden palautusreservien asteittainen palauttaminen.

se on automaattinen säätölaite, joka on suunniteltu pienentämään taajuuden palautuksen säätövirhe nollaan;

se toimii verrannollis-integroivasti;

siinä on säätöalgoritmi, joka estää verrannollis-integroivan säätimen integraalitermiä kasaamasta säätövirhettä ja ylittämästä asetusarvoa; ja

siinä on epätavallisia toimintatiloja koskevat toiminnot hälytys- ja hätätilaa varten.

laskee koko taajuudensäätöblokin taajuuden palautuksen säätövirheen ja seuraa sitä; ja

ottaa oman taajuudensäätöalueensa taajuuden palautuksen säätövirheen lisäksi huomioon koko taajuudensäätöblokin taajuuden palautuksen säätövirheen laskiessaan automaattisen taajuuden palautusreservin aktivoinnin asetusarvon 143 artiklan 3 kohdan mukaisesti.

epätasapainon netotusprosessiin osallistuvan synkronialueen tai osallistuvien synkronialueiden taajuuden vakautusprosessin stabiilisuuteen;

kunkin sellaisen taajuudensäätöalueen taajuuden palautusprosessin ja reservien korvausprosessin stabiilisuuteen, jonka toiminnasta vastaavat siirtoverkonhaltijat, jotka osallistuvat epätasapainon netotusprosessiin tai joihin prosessi vaikuttaa; ja

käyttövarmuuteen.

määrittelemällä virtuaalisen yhdysjohdon kautta siirrettävä pätöteho, joka otetaan huomioon taajuuden palautuksen säätövirheen laskennassa;

säätämällä HVDC-yhdysjohtojen kautta siirrettävää pätötehoa.

rajat ylittävään taajuuden palautusreservin aktivointiprosessiin osallistuvan synkronialueen tai osallistuvien synkronialueiden taajuuden vakautusprosessin stabiilisuuteen;

kunkin sellaisen taajuudensäätöalueen taajuuden palautusprosessin ja reservien korvausprosessin stabiilisuuteen, jonka toiminnasta vastaavat siirtoverkonhaltijat, jotka osallistuvat rajat ylittävään taajuuden palautusreservin aktivointiprosessiin tai joihin prosessi vaikuttaa; ja

käyttövarmuuteen.

määrittelemällä virtuaalisen yhdysjohdon kautta siirrettävä pätöteho, joka otetaan huomioon taajuuden palautuksen säätövirheen laskennassa, kun taajuuden palautusreservin aktivointi tapahtuu automaattisesti;

säätämällä ohjetehoa tai määrittelemällä virtuaalisen yhdysjohdon kautta taajuudensäätöalueiden välillä siirrettävä pätöteho, kun taajuuden palautusreservin aktivointi tapahtuu manuaalisesti; tai

säätämällä HVDC-yhdysjohtojen kautta siirrettävää pätötehoa.

rajat ylittävään korvaavan reservin aktivointiprosessiin osallistuvan synkronialueen tai osallistuvien synkronialueiden taajuuden vakautusprosessin stabiilisuuteen;

kunkin sellaisen taajuudensäätöalueen taajuuden palautusprosessin ja reservien korvausprosessin stabiilisuuteen, jonka toiminnasta vastaavat siirtoverkonhaltijat, jotka osallistuvat rajat ylittävään korvaavan reservin aktivointiprosessiin tai joihin prosessi vaikuttaa; ja

käyttövarmuuteen.

määrittelemällä virtuaalisen yhdysjohdon kautta siirrettävä pätöteho, joka otetaan huomioon taajuuden palautuksen säätövirheen laskennassa;

säätämällä ohjetehoa; tai

säätämällä HVDC-yhdysjohtojen kautta siirrettävää pätötehoa.

kaikkien syöttötietojen antaminen, joita tarvitaan

vastuu tehonvaihdon laskemisesta; ja

toimintamenettelyjen toteuttaminen käyttövarmuuden varmistamiseksi.

osallistuvat siirtoverkonhaltijat;

epätasapainon netotusprosessista, rajat ylittävästä taajuuden palautusreservin aktivointiprosessista tai rajat ylittävästä korvaavan reservin aktivointiprosessista johtuvan tehonvaihdon odotettu määrä;

reservityyppi ja reservien vaihdon tai jakamisen enimmäismäärä; ja

reservien vaihdon tai jakamisen aikataulu.

pyytää reaaliaikaisessa käyttövarmuusanalyysissa tarvittavien epätasapainon netotukseen liittyvän tehonvaihdon, taajuuden palautukseen liittyvän tehonvaihdon ja ohjetehon reaaliaikaisten arvojen toimittamista; ja

pyytää sellaisen toimintamenettelyn toteuttamista, jonka avulla vaikutuksen alainen siirtoverkonhaltija voi asettaa käyttövarmuusanalyysin perusteella reaaliaikaisesti rajat epätasapainon netotukseen liittyvälle tehonvaihdolle, taajuuden palautukseen liittyvälle tehonvaihdolle ja ohjeteholle kyseessä olevien taajuudensäätöalueiden välillä.

pätötehon siirtoa ja virtuaalista yhdysjohtoa koskevien mittausten tarkkuus, resoluutio, saatavuus ja varmennus;

digitaalisten säätöjärjestelmien saatavuus ja varmennus;

tietoliikenneinfrastruktuurin saatavuus ja varmennus; ja

yhteyskäytännöt.

varmistettava taajuuden palautuksen säätövirheen laskennan riittävä laatu ja saatavuus;

toteutettava taajuuden palautuksen säätövirheen laskennan reaaliaikainen laadunvalvonta;

ryhdyttävä toimenpiteisiin, jos taajuuden palautuksen säätövirheen laskenta on virheellinen; ja

jos taajuuden palautuksen säätövirheen määrittää aluesäätövirhe, tehtävä taajuuden palautuksen säätövirheen laskennan laadunvalvonta jälkikäteen vertaamalla taajuuden palautuksen säätövirhettä viitearvoihin vähintään kerran vuodessa.

18 artiklan mukainen siirtoverkon järjestelmän tila; ja

synkronialueen taajuudensäätöblokkien ja taajuudensäätöalueiden taajuuden palautuksen säätövirheen reaaliaikaiset mittaustiedot.

ilmoitettava asiasta taajuudensäätöblokin muille siirtoverkonhaltijoille; ja

yhdessä taajuudensäätöblokin muiden siirtoverkonhaltijoiden kanssa toteutettava taajuuden palautuksen säätövirheen pienentämiseksi koordinoituja toimia, jotka on määriteltävä taajuudensäätöblokin käyttösopimuksessa.

synkronialueella tarvittavan taajuuden vakautusreservien reservikapasiteetin on katettava vähintään vertailutapahtuma ja, Manner-Euroopan ja Pohjoismaiden synkronialueiden osalta, c alakohdan mukaisesti toteutetun taajuuden vakautusreservien tilastomatemaattisen mitoituksen tulokset;

vertailutapahtuman koko on määritettävä seuraavien ehtojen mukaisesti:

Manner-Euroopan ja Pohjoismaiden synkronialueilla synkronialueen kaikilla siirtoverkonhaltijoilla on oltava oikeus määritellä taajuuden vakautusreservien tilastomatemaattinen mitoitustapa, jossa otetaan huomioon kulutuksen, tuotannon ja inertian, mukaan lukien synteettinen inertia, rakenne sekä käytettävissä olevat keinot ottaa vähimmäisinertia käyttöön reaaliaikaisesti 39 artiklassa tarkoitetun menetelmän mukaisesti, kun tavoitteena on alentaa riittämättömän taajuuden vakautusreservien reservikapasiteetin määrän esiintymistodennäköisyys enintään yhteen kertaan 20 vuodessa; ja

taajuuden vakautusreservien reservikapasiteetin osuuksien, jotka vaaditaan kultakin siirtoverkonhaltijalta alustavana taajuuden vakautusreserviä koskevana velvoitteena, on perustuttava sen vastuualueen nettotuotannon ja -kulutuksen summaan jaettuna synkronialueen nettotuotannon ja -kulutuksen summalla yhden vuoden ajalta.

taajuuden vakautusreservien aktivointia ei saa keinotekoisesti viivästyttää ja sen on alettava mahdollisimman pian taajuuspoikkeaman jälkeen;

kun taajuuspoikkeama on yhtä suuri tai suurempi kuin 200 mHz, 50 prosenttia taajuuden vakautusreservien täydestä kapasiteetista on annettava käyttöön 15 sekunnin kuluessa;

kun taajuuspoikkeama on yhtä suuri tai suurempi kuin 200 mHz, 100 prosenttia taajuuden vakautusreservien täydestä kapasiteetista on annettava käyttöön 30 sekunnin kuluessa;

kun taajuuspoikkeama on yhtä suuri tai suurempi kuin 200 mHz, taajuuden vakautusreservien täyden kapasiteetin aktivoinnin on tapahduttava vähintään lineaarisesti kasvamalla 15 ja 30 sekunnin välillä; ja

kun taajuuspoikkeama on pienempi kuin 200 mHz, siihen liittyvän aktivoidun taajuuden vakautusreservien kapasiteetin on oltava vähintään verrannollinen a–d alakohdassa määriteltyyn aikakäyttäytymiseen.