gruppi di generazione esistenti e nuovi classificati come gruppi di tipo B, C e D in base ai criteri definiti all'articolo 5 del regolamento (UE) 2016/631 della Commissione ( 1 );

impianti di consumo esistenti e nuovi connessi al sistema di trasmissione;

sistemi di distribuzione chiusi esistenti e nuovi connessi al sistema di trasmissione;

impianti di consumo esistenti e nuovi, sistemi di distribuzione chiusi e terze parti se forniscono la gestione della domanda (gestione attiva della domanda o demand side response) direttamente al TSO secondo i criteri di cui all'articolo 27 del regolamento (UE) 2016/1388 della Commissione ( 2 );

fornitori di ridispacciamento dei gruppi di generazione o degli impianti di consumo mediante aggregazione e fornitori di riserve di potenza attiva di cui alla parte IV, titolo 8, del presente regolamento; e

sistemi in corrente continua ad alta tensione («HVDC») esistenti e nuovi secondo i criteri di cui all'articolo 3, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2016/1447 della Commissione ( 3 ).

«sicurezza operativa», capacità del sistema di trasmissione di mantenere uno stato normale o di tornare ad uno stato normale nel minor tempo possibile, che è caratterizzata da limiti di sicurezza operativa;

«violazione», situazione in cui è necessario preparare e attivare una contromisura affinché siano rispettati i limiti di sicurezza operativa;

«situazione N», situazione in cui nessun elemento del sistema di trasmissione è indisponibile a causa del verificarsi di una contingenza;

«lista delle contingenze», elenco delle contingenze da simulare per verificare il rispetto dei limiti di sicurezza operativa;

«stato normale», situazione in cui il sistema si trova entro i limiti di sicurezza operativa in situazione N e dopo il verificarsi di una qualsiasi contingenza prevista nella lista delle contingenze, tenuto conto dell'effetto delle contromisure disponibili;

«riserve per il contenimento della frequenza» o «FCR», riserve di potenza attiva disponibili per contenere la frequenza del sistema dopo il verificarsi di uno sbilanciamento;

«riserve per il ripristino della frequenza» o «FRR», riserve di potenza attiva disponibili per riportare la frequenza del sistema alla frequenza nominale e ribilanciare un'area sincrona con più aree LFC al valore programmato;

«riserve di sostituzione» o «RR», riserve di potenza attiva disponibili per ripristinare o sostenere il livello richiesto delle FRR necessario per essere preparati in caso di ulteriori sbilanciamenti del sistema, fra queste le riserve di generazione;

«fornitore delle riserve», persona giuridica con obbligo giuridico o contrattuale di fornire riserve FCR, FRR o RR proveniente da almeno un'unità di erogazione della riserva o un gruppo di erogazione della riserva;

«unità di erogazione delle riserve», gruppo di generazione o aggregazione di gruppi di generazione e/o unità di consumo singola o aggregazione di unità di consumo connessi ad un punto di connessione comune che soddisfano i requisiti in materia di erogazione di FCR, FRR o RR;

«gruppo di erogazione delle riserve», aggregazione di gruppi di generazione, unità di consumo e/o unità di erogazione della riserva connessa a più punti di connessione che soddisfa i requisiti in materia di erogazione di FCR, FRR o RR;

«area di controllo frequenza/potenza» o «area LFC», area sincrona, o parte di area sincrona, demarcata fisicamente dai punti di misurazione sugli interconnettori con le altre aree LFC, gestita da uno o più TSO ottemperanti agli obblighi del controllo frequenza/potenza;

«tempo di ripristino della frequenza», nel caso di aree sincrone con un'unica area LFC, stima del tempo massimo dopo il verificarsi di uno sbilanciamento istantaneo della potenza uguale o inferiore a quello provocato dall'incidente di riferimento entro il quale la frequenza del sistema torna nell'intervallo di ripristino della frequenza; nel caso di aree sincrone con più di un'area LFC, stima del tempo massimo dopo il verificarsi di uno sbilanciamento istantaneo della potenza di un'area LFC entro il quale lo sbilanciamento viene compensato;

«criterio (N-1)», regola secondo cui, dopo il verificarsi di una contingenza nell'area di controllo di un TSO, gli elementi che restano in servizio devono essere in grado di funzionare nella nuova situazione operativa senza violare i limiti di sicurezza operativa;

«situazione (N-1)», situazione del sistema di trasmissione in cui si è verificata una delle contingenze previste nella lista delle contingenze;

«riserva di potenza attiva», riserve di bilanciamento disponibili per il mantenimento della frequenza;

«stato di allerta», stato del sistema in cui il sistema si trova entro i limiti di sicurezza operativa, ma in cui è stata individuata una contingenza della lista delle contingenze al verificarsi della quale le contromisure disponibili non sono sufficienti a mantenere lo stato normale;

«blocco di controllo frequenza/potenza» o «blocco LFC», area sincrona, o parte di area sincrona, demarcata fisicamente dai punti di misurazione sugli interconnettori con gli altri blocchi LFC, costituita da una o più aree LFC gestite da uno o più TSO ottemperanti agli obblighi del controllo frequenza/potenza;

«errore di rete» o «ACE», somma dell'errore di controllo della potenza («ΔP»), vale a dire la differenza in tempo reale tra il valore effettivo misurato in tempo reale dello scambio di potenza («P») e il valore di programma («P0») di una specifica area LFC o blocco LFC, e l'errore di controllo della frequenza («K*Δf»), vale a dire il prodotto del fattore K per la deviazione di frequenza di quella specifica area LFC o blocco LFC, essendo l'errore di rete uguale a ΔP+K*Δf;

«programma di controllo», sequenza di valori di setpoint per lo scambio di potenza netto di un'area LFC o di un blocco LFC tramite interconnettori in corrente alternata (c.a.);

«controllo della tensione», insieme delle azioni di controllo manuali o automatiche fatte sul nodo di generazione, sui nodi terminali delle linee in c.a. o dei sistemi HVDC, sui trasformatori o su altri elementi, finalizzate a mantenere il livello di tensione impostato o il valore di potenza reattiva impostato;

«stato di blackout», stato del sistema in cui è interrotto l'esercizio del sistema di trasmissione o di parte di esso;

«contingenza interna», contingenza all'interno dell'area di controllo del TSO, che interessa anche gli interconnettori;

«contingenza esterna», contingenza al di fuori dell'area di controllo del TSO che non interessa gli interconnettori, avente un fattore di influenza più elevato rispetto alla soglia di influenza delle contingenze;

«fattore di influenza», valore numerico usato per quantificare l'effetto massimo che l'indisponibilità di un elemento del sistema di trasmissione situato al di fuori dell'area di controllo del TSO, e che non interessa gli interconnettori, può produrre in termini di cambiamento dei flussi di potenza o di tensione su qualunque elemento del sistema di trasmissione. Più elevato è il valore, maggiore è l'effetto;

«soglia di influenza delle contingenze», valore numerico limite rispetto al quale vengono confrontati i fattori di influenza, laddove si considera che una contingenza che si verifica al di fuori dell'area di controllo del TSO con fattore di influenza più elevato della soglia di influenza delle contingenze abbia un impatto significativo sull'area di controllo del TSO e sugli interconnettori;

«analisi delle contingenze», simulazione delle contingenze della lista delle contingenze effettuata mediante simulatore;

«tempo critico di eliminazione di un guasto», durata massima di un guasto, entro la quale il sistema di trasmissione mantiene la stabilità;

«guasto», qualunque tipo di corto circuito (monofase, bifase e trifase, a terra o non a terra), rottura di conduttori, interruzione di circuiti o collegamento intermittente che determina l'indisponibilità permanente dell'elemento del sistema di trasmissione interessato;

«elemento del sistema di trasmissione», qualunque componente del sistema di trasmissione;

«disturbo», qualunque evento non pianificato che provochi l'uscita del sistema di trasmissione dallo stato normale;

«stabilità dinamica», termine comune che comprende la stabilità angolare, la stabilità di frequenza e la stabilità di tensione;

«valutazione della stabilità dinamica», valutazione della sicurezza operativa in termini di stabilità dinamica;

«stabilità di frequenza», capacità del sistema di trasmissione di mantenere stabile la frequenza in situazione N e dopo aver subito un disturbo;

«stabilità di tensione», capacità del sistema di trasmissione di mantenere tensioni accettabili in tutti i nodi del sistema di trasmissione in situazione N e dopo aver subito un disturbo;

«stato del sistema», stato operativo del sistema di trasmissione che in relazione ai limiti di sicurezza operativa può essere lo stato normale, lo stato di allerta, lo stato di emergenza, lo stato di blackout e lo stato di ripristino;

«stato di emergenza», stato del sistema in cui sono violati uno o più limiti di sicurezza operativa;

«stato di ripristino», stato del sistema in cui tutte le attività condotte sul sistema di trasmissione sono finalizzate a ristabilire il funzionamento del sistema e a mantenere la sicurezza operativa dopo lo stato di blackout o lo stato di emergenza;

«contingenza eccezionale», il verificarsi simultaneo di più contingenze aventi una causa comune;

«deviazione di frequenza», differenza, negativa o positiva, tra la frequenza effettiva e la frequenza nominale dell'area sincrona;

«frequenza del sistema», frequenza elettrica del sistema che può essere misurata in tutte le parti dell'area sincrona assumendo un valore coerente per il sistema in una finestra temporale di secondi, con differenze trascurabili tra i differenti punti di misurazione;

«processo di ripristino della frequenza» o «FRP», processo che mira a riportare la frequenza al valore nominale e, per le aree sincrone che consistono in più aree LFC, processo che mira a riportare il bilanciamento di potenza al valore programmato;

«errore di controllo del ripristino della frequenza» o «FRCE», errore del controllo per l'FRP, che è uguale all'ACE di un'area LFC o, se l'area LFC corrisponde geograficamente all'area sincrona, è uguale alla deviazione di frequenza;

«programma», insieme di valori di riferimento della generazione, del fabbisogno o dello scambio di energia elettrica per un dato periodo di tempo;

«fattore K di un'area LFC o di un blocco LFC», valore espresso in megawatt per hertz («MW/Hz») che si avvicina per quanto praticamente possibile o è maggiore della somma della capacità regolante della generazione, dell'auto-capacità regolante del carico e del contributo della riserva di contenimento della frequenza, in relazione alla massima deviazione di frequenza in regime stazionario;

«stato locale», stato di allerta, emergenza o blackout caratterizzato dall'assenza di rischio di estensione delle conseguenze al di fuori dell'area di controllo, compresi gli interconnettori connessi a tale area di controllo;

«massima deviazione di frequenza in regime stazionario», stima della massima deviazione della frequenza dopo il verificarsi di uno sbilanciamento uguale o inferiore all'incidente di riferimento entro la quale la frequenza del sistema è destinata a rimanere stabile;

«area osservabile», sistema di trasmissione del TSO e parti rilevanti dei sistemi di distribuzione e dei sistemi di trasmissione dei TSO limitrofi su cui il TSO esercita il monitoraggio in tempo reale e in base a cui modella la rete per mantenere la sicurezza operativa nella sua area di controllo, compresi gli interconnettori;

«TSO limitrofi», TSO connessi direttamente tramite almeno un interconnettore in c.a. o c.c.;

«analisi della sicurezza operativa», finalità globale delle attività informatiche, manuali e automatiche svolte per valutare la sicurezza operativa del sistema di trasmissione e definire le contromisure necessarie a garantire il rispetto dei criteri di sicurezza;

«indicatori della sicurezza operativa», indicatori utilizzati dai TSO per monitorare la sicurezza operativa sulla base degli stati del sistema, dei guasti e dei disturbi che la influenzano;

«classificazione della sicurezza operativa», classificazione utilizzata dai TSO per monitorare la sicurezza operativa sulla base degli indicatori della sicurezza operativa;

«prove funzionali», prove effettuate dal TSO o dal DSO a fini di manutenzione, sviluppo di pratiche di gestione del sistema, formazione e acquisizione di informazioni sul comportamento del sistema di trasmissione in condizioni anomale e prove effettuate dagli utenti rilevanti della rete elettrica sui loro impianti e aventi finalità simili;

«contingenza ordinaria», il verificarsi di una contingenza relativa a un singolo collegamento o iniezione;

«contingenza anomala (out-of-range)», il verificarsi contemporaneo di diverse contingenze non aventi una causa comune oppure la perdita di gruppi di generazione con una perdita di generazione totale superiore all'incidente di riferimento;

«pendenza della rampa», velocità di variazione della potenza attiva di un gruppo di generazione, un impianto di consumo o un sistema HVDC;

«riserva di potenza reattiva», potenza reattiva disponibile per il controllo della tensione;

«incidente di riferimento», massima deviazione positiva o negativa della potenza che si verifica istantaneamente tra la generazione e la domanda in un'area sincrona e che è tenuta in considerazione per il dimensionamento delle FCR;

«stabilità angolare», capacità delle macchine sincrone di mantenere il sincronismo in situazione N e dopo aver subito un disturbo;

«piano di sicurezza», piano che contiene la valutazione del rischio per gli asset critici del TSO relativo alle principali minacce fisiche e cibernetiche con una valutazione degli impatti potenziali;

«limiti di stabilità», punti di funzionamento limite ammessi per la gestione del sistema di trasmissione nel rispetto dei limiti di stabilità di tensione, stabilità angolare e stabilità di frequenza;

«stato su vasta area (wide area)», stato di allerta, di emergenza o di blackout in cui vi è il rischio di propagazione (di un disturbo) ai sistemi di trasmissione interconnessi;

«piano di difesa del sistema», insieme delle misure tecniche e organizzative da adottare per prevenire la propagazione o l'aggravarsi di un disturbo nel sistema di trasmissione al fine di evitare un disturbo su vasta area e lo stato di blackout;

«topologia», informazioni relative al collegamento elettrico dei vari elementi del sistema di trasmissione o del sistema di distribuzione in una sottostazione, che comprendono anche la configurazione elettrica e la posizione degli interruttori e dei sezionatori;

«sovraccarichi transitori ammissibili», sovraccarichi temporanei degli elementi del sistema di trasmissione che sono tollerati per un intervallo di tempo limitato e che non causano danni fisici agli elementi del sistema di trasmissione purché siano rispettate la durata e le soglie stabilite;

«linea di interconnessione virtuale», input supplementare dei regolatori delle aree LFC interessate che ha la stessa valenza di una misura di un interconnettore fisico e permette lo scambio di energia elettrica tra le rispettive aree;

«sistemi di trasmissione flessibili in corrente alternata» o «FACTS», apparecchiature per la trasmissione di energia elettrica in corrente alternata che migliorano il controllo e la capacità di transito di potenza attiva;

«adeguatezza», capacità di alimentare un'area in modo da soddisfarne il carico;

«programma di scambio esterno netto aggregato», programma che rappresenta l'aggregazione netta di tutti i programmi di scambio esterni del TSO e dei programmi di scambio commerciale tra due aree di programmazione o tra un'area di programmazione e un gruppo di altre aree di programmazione;

«piano di disponibilità», combinazione di tutti gli stati di disponibilità pianificati per un asset rilevante per un dato periodo di tempo;

«stato di disponibilità», capacità di un gruppo di generazione, di un elemento della rete o di un impianto di consumo di fornire un servizio per un dato periodo di tempo, indipendentemente dal fatto che sia in funzione o meno;

«vicino al tempo reale», lasso di tempo, non superiore a 15 minuti, tra l'ultima chiusura del mercato infragiornaliero e il tempo reale;

«previsione del fabbisogno», programma che rappresenta il consumo di un impianto di consumo o di un insieme di impianti di consumo;

«piattaforma dati di pianificazione operativa di ENTSO-E», insieme di applicativi e apparati sviluppati per permettere l'archiviazione, lo scambio e la gestione dei dati utilizzati nei processi di pianificazione operativa tra TSO;

«programma di scambio commerciale esterno», programma che rappresenta lo scambio commerciale di energia elettrica tra operatori di mercato in diverse aree di programmazione;

«programma di scambio esterno del TSO», programma che rappresenta lo scambio di energia elettrica tra diverse aree di programmazione;

«indisponibilità forzata», messa fuori servizio non programmata di un asset rilevante per qualunque ragione urgente che esuli dal controllo operativo del gestore dell'asset rilevante in questione;

«programma di generazione», programma che rappresenta la produzione di energia elettrica di un gruppo di generazione o di un insieme di gruppi di generazione;

«programma di scambio commerciale interno», programma che rappresenta lo scambio commerciale di energia elettrica all'interno di un'area di programmazione tra diversi operatori di mercato;

«asset rilevante interno», asset rilevante facente parte dell'area di controllo del TSO oppure asset rilevante situato in un sistema di distribuzione, anche chiuso, connesso direttamente o indirettamente all'area di controllo del TSO;

«bilancio netto dell'area in c.a.», aggregazione netta di tutti i programmi esterni di un'area in c.a.;

«regione di coordinamento delle indisponibilità», insieme di aree di controllo per le quali i TSO definiscono procedure di monitoraggio e, ove necessario, coordinano lo stato di disponibilità degli asset rilevanti in tutti gli orizzonti temporali;

«impianto di consumo rilevante», impianto di consumo che rientra nel coordinamento delle indisponibilità e il cui stato di disponibilità influenza la sicurezza operativa transfrontaliera;

«asset rilevante», qualunque impianto di consumo rilevante, gruppo di generazione rilevante o elemento di rete rilevante che rientra nel coordinamento delle indisponibilità;

«elemento di rete rilevante», qualunque componente di un sistema di trasmissione, compresi gli interconnettori, o di un sistema di distribuzione, anche chiuso, come una singola linea, una singola terna, un singolo trasformatore, un singolo trasformatore PST (phase-shifting transformer) o un compensatore di tensione, che rientra nel coordinamento delle indisponibilità e il cui stato di disponibilità influenza la sicurezza operativa transfrontaliera;

«incompatibilità di pianificazione delle indisponibilità», condizione in cui lo stato di disponibilità di uno o più elementi di rete rilevanti, gruppi di generazione rilevanti e/o impianti di consumo rilevanti combinato con la migliore stima della situazione previsionale della rete elettrica porta alla violazione dei limiti di sicurezza operativa, tenuto conto delle contromisure senza costi a disposizione del TSO;

«pianificatore delle indisponibilità», entità incaricata di pianificare lo stato di disponibilità di un gruppo di generazione rilevante, di un impianto di consumo rilevante o di un elemento di rete rilevante;

«gruppo di generazione rilevante», gruppo di generazione che rientra nel coordinamento delle indisponibilità e il cui stato di disponibilità influenza la sicurezza operativa transfrontaliera;

«coordinatore regionale della sicurezza» o «RSC», la o le entità, di proprietà dei TSO o da essi controllate, che in una o più regioni di calcolo della capacità svolgono mansioni inerenti al coordinamento regionale dei TSO;

«programmatore di rete», la o le entità incaricate di fornire le programmazioni degli operatori di mercato ai TSO o, se del caso, a terzi;

«area di programmazione», area alla quale si applicano gli obblighi del TSO inerenti le attività di programmazione individuata sulla base delle esigenze operative o organizzative;

«orizzonte settimanale» o «week-ahead», con anticipo di una settimana rispetto alla settimana di esercizio di riferimento;

«orizzonte annuale» o «year-ahead», con anticipo di un anno rispetto all'anno di esercizio di riferimento;

«TSO interessato», TSO per cui le informazioni sullo scambio delle riserve e/o la condivisione delle riserve e/o il processo di compensazione dello sbilanciamento e/o il processo transfrontaliero di attivazione sono necessarie ai fini dell'analisi e del mantenimento della sicurezza operativa;

«capacità di riserva», quantità di FCR, FRR o RR che il TSO deve avere a disposizione;

«scambio di riserve», possibilità per un TSO di accedere alla capacità di riserva di un'altra area LFC, di un altro blocco LFC o di un'altra area sincrona per soddisfare il proprio fabbisogno di riserve definite mediante il proprio processo di dimensionamento delle riserve FCR, FRR o RR. Tale capacità di riserva è destinata esclusivamente a detto TSO e non è presa in considerazione dagli altri TSO per soddisfare il loro fabbisogno di riserve definite mediante i loro processi di dimensionamento delle riserve;

«condivisione delle riserve», meccanismo secondo il quale più TSO attingono alla medesima capacità di riserva, sia essa FCR, FRR o RR, per rispondere al rispettivo fabbisogno di riserve definito mediante i rispettivi processi di dimensionamento delle riserve;

«tempo di attivazione dello stato di allerta», lasso di tempo che trascorre prima che lo stato di allerta diventi effettivo;

«FRR automatiche», FRR che possono essere attivate da un automatismo;

«ritardo di attivazione delle FRR automatiche», lasso di tempo che trascorre tra l'impostazione di un nuovo valore di setpoint sul sistema di controllo per il ripristino della frequenza e l'inizio dell'erogazione fisica delle FRR automatiche;

«tempo di piena attivazione delle FRR automatiche», lasso di tempo che trascorre tra l'impostazione di un nuovo valore di setpoint sul sistema di controllo per il ripristino della frequenza e la corrispondente attivazione o disattivazione delle FRR automatiche;

«dati FRCE medi», insieme di dati consistenti nel valore medio dell'FRCE istantaneo misurati in un'area LFC o in un blocco LFC in un determinato intervallo di tempo;

«TSO che fornisce la riserva per il controllo della capacità», TSO che attiva la sua capacità di riserva a favore di un TSO che riceve la riserva nell'ambito di un accordo per la condivisione delle riserve;

«TSO che riceve la riserva per il controllo della capacità», TSO che calcola la capacità di riserva tenendo conto della capacità di riserva accessibile tramite un TSO che fornisce la riserva per il controllo della capacità nel quadro di un accordo per la condivisione delle riserve;

«processo di applicazione dei criteri», processo di calcolo dei parametri-obiettivo per l'area sincrona, il blocco LFC e l'area LFC basato sui dati acquisiti nel processo di raccolta e invio dei dati;

«processo di raccolta e invio dei dati», processo di raccolta dell'insieme di dati necessari ad applicare i criteri di valutazione della qualità della frequenza;

«processo transfrontaliero di attivazione delle FRR», processo concordato tra i TSO che partecipano al processo che consente di attivare le FRR di un'altra area LFC mediante opportuna correzione degli input degli FRP interessati;

«processo transfrontaliero di attivazione delle RR», processo concordato tra i TSO che partecipano al processo che permette di attivare le RR di un'altra area LFC mediante opportuna correzione degli input dell'RRP interessato;

«incidente di dimensionamento», stima del massimo sbilanciamento istantaneo di potenza attiva, positivo o negativo, che può verificarsi all'interno di un blocco LFC;

«deviazione del tempo elettrico», differenza di tempo tra il tempo sincrono e il tempo coordinato universale (UTC);

«deviazione di frequenza della piena attivazione delle FCR», valore nominale della deviazione di frequenza nel momento in cui in un'area sincrona le FCR sono pienamente attivate;

«tempo di piena attivazione delle FCR», lasso di tempo tra il verificarsi dell'incidente di riferimento e la corrispondente piena attivazione delle FCR;

«obbligo di FCR», la quota delle FCR che ricade sotto la responsabilità di un TSO;

«processo di contenimento della frequenza» o «FCP», processo che mira a stabilizzare la frequenza del sistema compensando gli sbilanciamenti mediante l'attivazione di opportune riserve;

«processo di accoppiamento (coupling) della frequenza», processo concordato tra tutti i TSO di due aree sincrone che permette di collegare l'attivazione delle FCR attraverso la regolazione dei flussi degli HVDC tra le aree sincrone;

«parametro qualitativo della frequenza», le principali variabili della frequenza del sistema che definiscono la qualità della frequenza;

«parametro-obiettivo della qualità della frequenza», principale obiettivo della frequenza del sistema rispetto al quale viene valutata la performance dei processi di attivazione delle FCR, FRR e RR in stato normale;

«criteri di valutazione della qualità della frequenza», serie di calcoli che utilizzano le misure di frequenza del sistema e permettono la valutazione della qualità della frequenza del sistema rispetto ai parametri-obiettivo della qualità della frequenza;

«dati per la valutazione della qualità della frequenza», insieme di dati che permettono il calcolo dei criteri di valutazione della qualità della frequenza;

«intervallo di recupero della frequenza», per le aree sincrone GB e IE/NI, intervallo di valori di frequenza del sistema in cui è previsto che rientri la frequenza del sistema dopo il verificarsi di uno sbilanciamento uguale o inferiore all'incidente di riferimento, prima del trascorrere del tempo di recupero della frequenza;

«tempo di recupero della frequenza», per le aree sincrone GB e IE/NI, tempo massimo previsto dopo il verificarsi di uno sbilanciamento inferiore o uguale all'incidente di riferimento entro il quale la frequenza del sistema ritorna alla massima deviazione di frequenza in regime stazionario;

«intervallo di ripristino della frequenza», per le aree sincrone GB, IE/NI e dell'Europa settentrionale, intervallo di frequenza del sistema cui è previsto che la frequenza del sistema ritorni, dopo il verificarsi di uno sbilanciamento uguale o inferiore all'incidente di riferimento, prima del trascorrere del tempo di ripristino della frequenza;

«parametri-obiettivo dell'FRCE», le principali variabili obiettivo del blocco LFC in base alle quali sono determinati e valutati i criteri di dimensionamento delle FRR e delle RR del blocco LFC, che sono usate per valutare il comportamento del blocco LFC in funzionamento normale;

«scambio di potenza per il ripristino della frequenza», potenza scambiata tra aree LFC nell'ambito del processo transfrontaliero (di attivazione delle FRR);

«setpoint della frequenza», valore-obiettivo della frequenza utilizzato nell'FRP definito come la somma della frequenza nominale del sistema e un valore di compensazione (offset) necessario a ridurre l'errore del tempo elettrico;

«requisiti di disponibilità delle FRR», serie di requisiti definiti dai TSO relativi alla disponibilità delle FRR di un blocco LFC;

«norme di dimensionamento delle FRR», le specifiche del processo di dimensionamento delle FRR di un blocco LFC;

«processo di compensazione dello sbilanciamento», processo concordato tra i TSO per evitare l'attivazione simultanea di FRR in direzioni opposte, tenendo conto dei rispettivi FRCE e delle FRR attivate e correggendo opportunamente gli input degli FRP interessati;

«scambio di potenza per la compensazione dello sbilanciamento», potenza scambiata tra aree LFC nell'ambito del processo di compensazione dello sbilanciamento;

«obbligo di FCR iniziale», quantità di FCR attribuite ad un TSO sulla base di un criterio di ripartizione;

«dati di frequenza istantanei», insieme di misure della frequenza complessiva del sistema per l'area sincrona effettuate su un periodo di misurazione uguale o inferiore a un secondo e utilizzate ai fini della valutazione della qualità della frequenza;

«deviazione istantanea di frequenza», insieme di misure della deviazione della frequenza complessiva del sistema per l'area sincrona rilevate su un periodo di misurazione uguale o inferiore a un secondo, utilizzate ai fini della valutazione della qualità della frequenza;

«dati FRCE istantanei», insieme di misure dell'FRCE di un blocco LFC rilevate su un periodo di misurazione uguale o inferiore a 10 secondi e utilizzate ai fini della valutazione della qualità della frequenza;

«intervallo dell'FRCE di livello 1», il primo intervallo utilizzato ai fini della valutazione della qualità della frequenza del sistema del blocco LFC entro cui l'FRCE dovrebbe essere mantenuto per una data percentuale del tempo;

«intervallo dell'FRCE di livello 2», il secondo intervallo utilizzato ai fini della valutazione della qualità della frequenza del sistema del blocco LFC entro cui l'FRCE dovrebbe essere mantenuto per una data percentuale del tempo;

«accordo operativo di blocco LFC», accordo multilaterale tra tutti i TSO di un blocco LFC, se il blocco LFC è di competenza di più di un TSO, e metodologia operativa di un blocco LFC da adottare unilateralmente dal pertinente TSO, se il blocco LFC è di competenza di un unico TSO;

«scambio di potenza di sostituzione», potenza scambiata tra aree LFC nell'ambito del processo transfrontaliero di attivazione delle RR;

«sbilanciamento del blocco LFC», somma dell'FRCE, dell'attivazione delle FRR e dell'attivazione delle RR all'interno del blocco LFC e l'interscambio di potenza per la compensazione dello sbilanciamento, l'interscambio di potenza per il ripristino della frequenza e l'interscambio di potenza di sostituzione di tale blocco LFC con altri blocchi LFC;

«responsabile del monitoraggio del blocco LFC», TSO responsabile della raccolta dei dati relativi ai criteri di valutazione della qualità della frequenza e dell'applicazione dei criteri di valutazione della qualità della frequenza del blocco LFC;

«struttura del controllo frequenza/potenza», architettura di base che considera tutti gli aspetti relativi al controllo frequenza/potenza, in particolare la suddivisione di responsabilità e obblighi e anche le tipologie e le finalità delle riserve di potenza attiva;

«struttura delle responsabilità del processo», architettura che determina le responsabilità e gli obblighi relativi alle riserve di potenza attiva sulla base della struttura del controllo dell'area sincrona;

«struttura di attivazione del processo», architettura che classifica i processi relativi ai diversi tipi di riserve di potenza attiva in termini di finalità e di attivazione;

«tempo di piena attivazione delle FRR manuali», lasso di tempo che trascorre tra il cambio del setpoint e la corrispondente attivazione o disattivazione delle FRR manuali;

«massima deviazione istantanea di frequenza», stima del massimo valore assoluto della deviazione istantanea della frequenza dopo il verificarsi di uno sbilanciamento uguale o inferiore all'incidente di riferimento, superato il quale sono attivate misure di emergenza;

«area di monitoraggio», area sincrona, o parte di area sincrona, fisicamente limitata da punti di misurazione sugli interconnettori con altre aree di monitoraggio, gestita da uno o più TSO ottemperanti agli obblighi di un'area di monitoraggio;

«prequalificazione», processo di verifica della conformità di un'unità o gruppo di erogazione delle riserve ai requisiti stabiliti dal TSO;

«durata della rampa», intervallo di tempo definito da un istante di partenza fissato e da una durata nel quale la potenza attiva in ingresso e/o in uscita è aumentata o diminuita;

«TSO responsabile degli ordini relativi alle riserve», TSO responsabile di impartire all'unità o al gruppo di erogazione delle riserve l'istruzione di attivare le FRR e/o le RR;

«DSO di connessione delle riserve», DSO responsabile della rete di distribuzione cui è connessa un'unità o un gruppo di erogazione delle riserve che fornisce riserve a un TSO;

«TSO di connessione delle riserve», TSO responsabile dell'area di monitoraggio cui è connessa un'unità o un gruppo di erogazione delle riserve;

«TSO che riceve le riserve», TSO coinvolto in uno scambio con un TSO di connessione delle riserve e/o un'unità che eroga riserve o un gruppo che eroga riserve connessi ad un'altra area di monitoraggio o LFC;

«processo di sostituzione delle riserve» o «RRP», processo volto a ripristinare le FRR attivate e, per GB e IE/NI, a ripristinare anche le FCR attivate;

«requisiti di disponibilità delle RR», prescrizioni definite dai TSO di un blocco LFC relative alla disponibilità delle RR;

«norme di dimensionamento delle RR», specifiche relative al processo di dimensionamento delle RR di un blocco LFC;

«intervallo di frequenza standard», intervallo definitivo simmetricamente rispetto alla frequenza nominale entro il quale dovrebbe mantenersi la frequenza di sistema di un'area sincrona;

«deviazione di frequenza standard», valore assoluto della deviazione di frequenza che delimita l'intervallo di frequenza standard;

«deviazione di frequenza in regime stazionario», valore assoluto della deviazione della frequenza dopo il verificarsi di uno sbilanciamento e la successiva stabilizzazione della frequenza del sistema;

«responsabile del monitoraggio dell'area sincrona», TSO responsabile della raccolta dei dati relativi ai criteri di valutazione della qualità della frequenza e dell'applicazione di tali criteri per l'area sincrona;

«processo di controllo del tempo», insieme delle azioni di controllo effettuate per annullare lo scarto tra tempo sincrono e tempo UTC.

determinare requisiti e principi comuni di sicurezza operativa;

determinare principi comuni per la pianificazione operativa del sistema interconnesso;

determinare processi comuni di controllo frequenza/potenza e strutture di controllo comuni;

assicurare le condizioni per mantenere la sicurezza operativa in tutta l'Unione;

assicurare le condizioni per mantenere il livello di qualità della frequenza in tutte le aree sincrone di tutta l'Unione;

promuovere il coordinamento della gestione del sistema e della pianificazione operativa;

garantire e rafforzare la trasparenza e l'affidabilità delle informazioni sulla gestione del sistema di trasmissione;

contribuire al funzionamento efficiente e allo sviluppo del sistema di trasmissione e del settore dell'energia elettrica nell'Unione.

applicano i principi di proporzionalità e di non discriminazione;

garantiscono la trasparenza;

applicano il principio dell'ottimizzazione volto a conseguire la massima efficienza complessiva al minor costo totale per tutte le parti coinvolte;

fanno in modo che i TSO si avvalgano, nella misura del possibile, di meccanismi basati sul mercato, per garantire la sicurezza e la stabilità della rete;

rispettano la responsabilità attribuita al pertinente TSO al fine di garantire la sicurezza del sistema, ivi incluso per quanto disposto dalla normativa nazionale;

si consultano con i pertinenti DSO e tengono conto del potenziale impatto sul loro sistema; e

tengono conto delle norme tecniche e delle specifiche tecniche europee concordate.

TSO rappresentanti almeno il 55 % degli Stati membri e

TSO rappresentanti Stati membri che totalizzino almeno il 65 % della popolazione dell’Unione.

TSO rappresentanti almeno il 72 % degli Stati membri interessati e

TSO rappresentanti Stati membri che totalizzino almeno il 65 % della popolazione della regione interessata.

i requisiti organizzativi, i ruoli e le responsabilità essenziali per lo scambio dei dati relativi alla sicurezza operativa di cui all’articolo 40, paragrafo 6;

la metodologia per la creazione dei modelli comuni di rete, conformemente all’articolo 67, paragrafo 1, e all’articolo 70;

la metodologia per l’analisi coordinata della sicurezza operativa in conformità dell’articolo 75;

la metodologia applicabile a ciascuna area sincrona per la definizione dell’inerzia minima conformemente all’articolo 39, paragrafo 3, lettera b);

le disposizioni comuni applicabili a ciascuna regione di calcolo della capacità per il coordinamento della sicurezza operativa regionale in conformità dell’articolo 76;

la metodologia, almeno a livello di area sincrona, per valutare la rilevanza degli asset per il coordinamento delle indisponibilità conformemente all’articolo 84;

le metodologie, le condizioni e i valori contemplati negli accordi operativi di area sincrona di cui all’articolo 118 e concernenti:

le metodologie e le condizioni contemplate negli accordi operativi di blocco LFC di cui all’articolo 119 e concernenti:

le misure di attenuazione per l’area sincrona o il blocco LFC di cui all’articolo 138;

la proposta comune per area sincrona per la determinazione dei blocchi LFC di cui all’articolo 141, paragrafo 2.

per le aree sincrone GB e IE/NI, la proposta di ciascun TSO che specifica il livello di perdita di carico del sistema di trasmissione nello stato di blackout;

la portata dello scambio di dati con i DSO e gli utenti rilevanti della rete di cui all’articolo 40, paragrafo 5;

i requisiti aggiuntivi, di cui all’articolo 154, paragrafo 3, per i gruppi di erogazione delle FCR;

l’esclusione dei gruppi di erogazione delle FCR dall’erogazione di FCR in applicazione dell’articolo 154, paragrafo 4;

per le aree sincrone CE e dell’Europa settentrionale, la proposta concernente il periodo di attivazione minimo provvisorio che i fornitori di riserve FCR devono assicurare, secondo quanto proposto dal TSO, in conformità dell’articolo 156, paragrafo 9;

i requisiti tecnici per le FRR definiti dal TSO di cui all’articolo 158, paragrafo 3;

il rifiuto dell’erogazione di FRR proveniente dai gruppi di erogazione delle FRR, conformemente all’articolo 159, paragrafo 7;

i requisiti tecnici per la connessione delle unità e dei gruppi di erogazione delle RR, definiti dal TSO conformemente all’articolo 161, paragrafo 3; e

il rifiuto dell’erogazione di RR proveniente dai gruppi di erogazione delle RR, in conformità dell’articolo 162, paragrafo 6.

i miglioramenti agli strumenti di gestione della rete di cui all’articolo 55, lettera e);

i parametri-obiettivo dell’FRCE di cui all’articolo 128;

i limiti di rampa a livello di area sincrona di cui all’articolo 137, paragrafo 1;

i limiti di rampa a livello di blocco LFC di cui all’articolo 137, paragrafo 3;

le misure adottate nello stato di allerta a causa dell’insufficienza delle riserve di potenza attiva conformemente all’articolo 152, paragrafo 11; e

la richiesta, presentata dal TSO di connessione delle riserve a un fornitore di riserve FCR, di rendere disponibili le informazioni in tempo reale conformemente all’articolo 154, paragrafo 11.

gli indicatori della sicurezza operativa di cui all'articolo 15;

il controllo frequenza/potenza di cui all'articolo 16;

la valutazione del coordinamento regionale di cui all'articolo 17;

l'individuazione di eventuali divergenze nell'attuazione a livello nazionale del presente regolamento per quanto riguarda i termini e le condizioni o le metodologie elencati all'articolo 6, paragrafo 3;

l'individuazione di eventuali ulteriori miglioramenti a strumenti e servizi di cui all'articolo 55, lettere a) e b), in aggiunta a quelli individuati dai TSO di cui all'articolo 55, lettera e);

l'individuazione, nella relazione annuale sulla scala di classificazione degli incidenti di cui all'articolo 15, di eventuali miglioramenti necessari a sostegno di una sicurezza operativa sostenibile e a lungo termine; e

l'individuazione di eventuali difficoltà concernenti la cooperazione con i TSO dei paesi terzi ai fini della gestione sicura del sistema.

il numero di scatti degli elementi del sistema di trasmissione, ogni anno per ciascun TSO;

il numero di scatti degli impianti di generazione, ogni anno per ciascun TSO;

l'energia non fornita ogni anno a causa della disconnessione non programmata degli impianti di consumo per ogni TSO;

il numero di volte in cui ciascun TSO si è trovato in stato di allerta o di emergenza e la durata dello stato;

la durata e il numero di eventi durante i quali è stata constatata una carenza di riserve per ciascun TSO;

la durata e il numero delle deviazioni della tensione superiori agli intervalli che figurano nelle tabelle 1 e 2 dell'allegato II per ciascun TSO;

il numero di minuti al di fuori dell'intervallo di frequenza standard e il numero di minuti al di fuori del 50 % della deviazione massima della frequenza in regime stazionario, per zona sincrona;

il numero di separazioni di rete o di stati di blackout locali; e

il numero di blackout che interessano due o più TSO.

il numero di eventi in cui un incidente previsto nella lista delle contingenze ha causato una degradazione dello stato operativo del sistema;

il numero di eventi di cui alla lettera a) in cui si è verificata una degradazione delle condizioni operative del sistema a seguito di discrepanze non previste in relazione alle previsioni di carico o generazione;

il numero di eventi in cui si è verificata una degradazione delle condizioni operative del sistema a seguito di una contingenza eccezionale;

il numero di eventi di cui alla lettera c) in cui si è verificata una degradazione delle condizioni operative del sistema a seguito di discrepanze non previste in relazione alle previsioni di carico o generazione; e

il numero di eventi che hanno causato una degradazione delle condizioni operative del sistema a causa della carenza di riserve di potenza attiva.

l'identificazione dei blocchi LFC, delle aree LFC e delle aree di monitoraggio nello Stato membro;

l'identificazione dei blocchi LFC che si trovano al di fuori del territorio dello Stato membro e che includono aree LFC e aree di monitoraggio situate all'interno dello Stato membro;

l'identificazione delle aree sincrone alle quali lo Stato membro appartiene;

i dati relativi ai criteri di valutazione della qualità della frequenza per ciascuna area sincrona e ciascun blocco LFC di cui alle lettere a), b) e c) per ogni mese di almeno i due anni civili precedenti;

l'obbligo di FCR e l'obbligo di FCR iniziale di ciascun TSO operante nello Stato membro per ogni mese di almeno i due anni civili precedenti; e

la descrizione e la data di attuazione di eventuali misure di attenuazione e requisiti di rampa volti ad attenuare le deviazioni di frequenza deterministiche adottati l'anno civile precedente in applicazione degli articoli 137 e 138 e che vedono il coinvolgimento dei TSO dello Stato membro.

il numero di eventi, la durata media e le ragioni del mancato svolgimento delle funzioni;

le statistiche relative alle violazioni, ivi inclusi la durata, il luogo e il numero di volte in cui si sono verificate, nonché le contromisure associate attivate e il loro eventuale costo;

il numero di volte in cui i TSO si sono rifiutati di mettere in atto le contromisure raccomandate dal coordinatore regionale della sicurezza e le ragioni di tale rifiuto;

il numero di incompatibilità relative alle indisponibilità individuate conformemente all'articolo 80; e

una descrizione dei casi in cui è stata riscontrata una carenza in termini di adeguatezza regionale e una descrizione delle azioni di attenuazione intraprese.

la tensione e i flussi di potenza sono entro i limiti di sicurezza operativa definiti conformemente all'articolo 25;

la frequenza soddisfa i seguenti criteri:

le riserve di potenza attiva e reattiva sono sufficienti per resistere alle contingenze previste nella lista delle contingenze definita conformemente all'articolo 33 senza violare i limiti di sicurezza operativa;

la gestione dell'area di controllo del TSO si trova e resterà entro i limiti di sicurezza operativa anche dopo l'attivazione di contromisure a seguito del verificarsi di una contingenza prevista nella lista delle contingenze definita conformemente all'articolo 33;

la tensione e i flussi di potenza sono entro i limiti di sicurezza operativa definiti conformemente all'articolo 25; e

la capacità di riserva del TSO è ridotta di oltre il 20 % per più di 30 minuti e non è possibile compensare tale riduzione nella gestione del sistema in tempo reale; o

la frequenza soddisfa i seguenti criteri:

almeno una delle contingenze previste nella lista delle contingenze definita conformemente all'articolo 33 comporta una violazione dei limiti di sicurezza operativa del TSO, anche in seguito all'attivazione delle contromisure.

si è verificata almeno una violazione dei limiti di sicurezza operativa del TSO definiti conformemente all'articolo 25;

la frequenza non soddisfa i criteri relativi allo stato normale e allo stato di allerta di cui ai paragrafi 1 e 2;

è stata attivata almeno una delle misure contemplate dal piano di difesa del sistema del TSO;

si è verificato un guasto nel funzionamento degli strumenti, dei mezzi e delle attrezzature di cui all'articolo 24, paragrafo 1, che ne ha causato l'indisponibilità per oltre 30 minuti.

perdita di oltre il 50 % del carico nell'area di controllo del TSO;

assenza totale di tensione per almeno tre minuti nell'area di controllo del TSO, con conseguente attivazione dei piani di ripristino.

flussi di potenza attiva e reattiva;

valori di tensione sulla sbarra;

frequenza ed errore di controllo del ripristino della frequenza della propria area LFC;

riserve di potenza attiva e reattiva; e

generazione e carico.

informa tutti i TSO dello stato del suo sistema di trasmissione attraverso uno strumento informatico per lo scambio dei dati in tempo reale a livello paneuropeo; e

fornisce ai TSO nella cui area osservabile rientrano elementi del proprio sistema di trasmissione ulteriori informazioni su tali elementi.

per le violazioni della sicurezza operativa che non è necessario gestire in modo coordinato, il TSO progetta, prepara e attiva le contromisure figuranti nelle categorie definite all'articolo 22 per riportare il sistema allo stato normale e impedire che lo stato di allerta o di emergenza si propaghi al di fuori della sua area di controllo;

per le violazioni della sicurezza operativa che è necessario gestire in modo coordinato, il TSO progetta, prepara e attiva le contromisure coordinandosi con gli altri TSO coinvolti, seguendo la metodologia per la preparazione delle contromisure in modo coordinato descritta all'articolo 76, paragrafo 1, lettera b), e tenendo conto della raccomandazione di un coordinatore regionale della sicurezza conformemente all'articolo 78, paragrafo 4.

attiva le contromisure più efficaci ed economicamente efficienti;

attiva le contromisure entro un intervallo di tempo che si avvicini il più possibile al tempo reale, tenendo conto del tempo di attivazione previsto e dell'urgenza con cui risolvere la situazione relativa alla gestione del sistema;

considera il rischio di guasti nell'applicazione delle contromisure disponibili e il relativo impatto sulla sicurezza operativa:

privilegia le contromisure che rendono disponibile la massima capacità interzonale per l'allocazione della capacità nel rispetto di tutti i limiti di sicurezza operativa.

modifica della durata di un'indisponibilità pianificata o rimessa in funzione di elementi del sistema di trasmissione per conseguire la disponibilità operativa di tali elementi;

incidenza attiva sui flussi di potenza mediante:

controllo della tensione e gestione della potenza reattiva mediante:

ricalcolo delle capacità interzonali del giorno prima e infragiornaliere in conformità del regolamento (UE) 2015/1222;

ridispacciamento, tra due o più TSO, degli utenti del sistema connessi al sistema di trasmissione o di distribuzione nell'area di controllo del TSO;

scambi in controflusso tra due o più zone di offerta;

regolazione dei flussi di potenza attiva attraverso i sistemi HVDC;

attivazione di procedure di gestione della deviazione della frequenza;

riduzione, a norma dell'articolo 16, paragrafo 2, del regolamento (CE) n. 714/2009, della capacità interzonale già allocata in situazioni di emergenza in cui l'uso di tale capacità rischia di compromettere la sicurezza operativa, tutti i TSO su un dato interconnettore acconsentono a tale adeguamento e il ridispacciamento o gli scambi in controflusso non sono possibili; e

se del caso, distacco manuale del carico nello stato normale o di allerta.

il monitoraggio e la determinazione degli stati del sistema conformemente all'articolo 19;

l'analisi delle contingenze nella gestione in tempo reale conformemente all'articolo 34; e

l'analisi delle contingenze nella pianificazione operativa conformemente all'articolo 72.

mezzi per il monitoraggio dello stato del sistema di trasmissione, comprese le applicazioni per la stima dello stato e le attrezzature per il controllo frequenza/potenza;

mezzi per il controllo dell'apertura/chiusura degli interruttori, degli interruttori di parallelo, dei commutatori del trasformatore e di altre apparecchiature che servono a controllare gli elementi del sistema di trasmissione;

mezzi per comunicare con le sale di controllo degli altri TSO e RSC;

strumenti per l'analisi della sicurezza operativa; e

strumenti e mezzi di comunicazione necessari per facilitare le operazioni di mercato transfrontaliere.

i limiti di tensione di cui all'articolo 27;

i limiti di corrente di corto circuito di cui all'articolo 30; e

i limiti di corrente in termini di portata al limite termico, compresi i sovraccarichi transitori ammissibili.

utilizza i dati più accurati e della migliore qualità disponibili;

tiene conto delle norme internazionali; e

basa il calcolo della corrente di corto circuito massima sulle condizioni operative che forniscono il livello più alto possibile di corrente di corto circuito, inclusa la corrente di corto circuito proveniente da altri sistemi di trasmissione e sistemi di distribuzione, compresi i sistemi di distribuzione chiusi.

il TSO classifica le contingenze per la sua area di controllo;

il TSO include nella lista delle contingenze le contingenze eccezionali aventi notevoli probabilità di insorgenza a causa delle condizioni operative o meteorologiche; e

il TSO include nella lista delle contingenze le contingenze eccezionali aventi un impatto elevato sul proprio sistema di trasmissione o su quelli limitrofi.

durante le sequenze di manovra;

durante il periodo di tempo necessario per la preparazione e l'attivazione delle contromisure.

la portata della valutazione della stabilità dinamica coordinata, almeno in termini di modello comune di rete;

la serie di dati che i TSO coinvolti devono scambiarsi al fine di eseguire la valutazione della stabilità dinamica coordinata;

un elenco di scenari stabiliti di comune accordo e riguardanti la valutazione della stabilità dinamica coordinata; e

un elenco delle contingenze o dei disturbi stabiliti di comune accordo il cui impatto è valutato attraverso la valutazione della stabilità dinamica coordinata.

se, in relazione alla lista delle contingenze, i limiti di regime stazionario sono raggiunti prima dei limiti di stabilità, il TSO fonda la valutazione della stabilità dinamica unicamente sugli studi della stabilità fuori linea effettuati nella fase della pianificazione operativa a lungo termine;

se, in condizioni di indisponibilità pianificata, in relazione alla lista delle contingenze, i limiti di regime stazionario e i limiti di stabilità sono vicini o i limiti di stabilità vengono raggiunti prima dei limiti di regime stazionario, il TSO esegue una valutazione della stabilità dinamica nella fase della pianificazione operativa sull'orizzonte giornaliero fintantoché dette condizioni persistono. Il TSO pianifica le contromisure da utilizzare nella gestione in tempo reale in caso di necessità; e

se il sistema di trasmissione si trova nella situazione N in relazione alla lista delle contingenze e i limiti di stabilità sono raggiunti prima dei limiti di regime stazionario, il TSO esegue una valutazione della stabilità dinamica in tutte le fasi della pianificazione operativa e valuta nuovamente i limiti di stabilità il prima possibile dopo l'individuazione di un cambiamento significativo nella situazione N.

tutti i TSO dell'area sincrona in questione, entro due anni dall'entrata in vigore del presente regolamento, conducono uno studio comune per area sincrona al fine di accertare l'eventuale necessità di stabilire i requisiti di inerzia minima, tenendo conto dei costi e dei benefici e delle possibili alternative. I TSO comunicano gli studi effettuati alle rispettive autorità di regolamentazione. I TSO conducono un riesame periodico e aggiornano tali studi ogni due anni;

qualora gli studi di cui alla lettera a) evidenzino la necessità di definire requisiti di inerzia minima, tutti i TSO dell'area sincrona interessata sviluppano congiuntamente una metodologia per la definizione dell'inerzia minima richiesta per preservare la sicurezza operativa e impedire la violazione dei limiti di stabilità. Tale metodologia rispetta i principi di efficienza e proporzionalità, è sviluppata entro sei mesi dal completamento degli studi di cui alla lettera a) ed è aggiornata entro sei mesi dall'aggiornamento e dalla pubblicazione degli studi; e

ciascun TSO applica nella gestione in tempo reale l'inerzia minima richiesta nella sua area di controllo, secondo la metodologia definita e i risultati ottenuti conformemente alla lettera b).

generazione;

consumo;

programmi;

posizioni di bilanciamento;

indisponibilità pianificate e topologia delle sottostazioni; e

previsioni.

dati strutturali di cui all'articolo 48;

dati di programmazione e previsione di cui all'articolo 49;

dati in tempo reale di cui agli articoli 44, 47 e 50; e

disposizioni di cui agli articoli 51, 52 e 53.

l'obbligo per i TSO di comunicare senza indugio a tutti i TSO limitrofi eventuali modifiche alle impostazioni di protezione, ai limiti termici e alle capacità tecniche sugli interconnettori tra le loro aree di controllo;

l'obbligo per i DSO connessi direttamente al sistema di trasmissione di informare i TSO ai quali sono connessi, entro i termini concordati, di eventuali modifiche ai dati e alle informazioni di cui al presente titolo;

l'obbligo per i DSO adiacenti e/o tra il DSO a valle e il DSO a monte di informarsi reciprocamente, entro i termini concordati, di eventuali modifiche ai dati e alle informazioni ai sensi del presente titolo;

l'obbligo per gli SGU di informare il rispettivo TSO o DSO, entro i termini concordati, di eventuali modifiche rilevanti ai dati e alle informazioni stabiliti conformemente al presente titolo;

il contenuto dettagliato dei dati e delle informazioni stabiliti conformemente al presente titolo, compresi i principi essenziali, il tipo di dati, i mezzi di comunicazione, il formato e le norme tecniche da applicare, i tempi e le responsabilità;

la marcatura temporale e la frequenza di comunicazione dei dati e delle informazioni che i DSO e gli SGU sono tenuti a fornire, per l'utilizzo da parte dei TSO in momenti diversi. La frequenza degli scambi di informazioni per i dati in tempo reale, i dati di programmazione e l'aggiornamento dei dati strutturali deve essere definita; e

il formato per la comunicazione di dati e informazioni stabiliti conformemente al presente titolo.

la topologia standard delle sottostazioni e altri dati rilevanti in base al livello di tensione;

i dati tecnici sulle linee di trasmissione;

i dati tecnici sui trasformatori che collegano i DSO, gli SGU che sono impianti di consumo e i trasformatori di disaccoppiamento dei generatori degli SGU che sono impianti di generazione;

la potenza attiva e reattiva massima e minima degli SGU che sono gruppi di generazione;

i dati tecnici sui trasformatori sfasatori (PST);

i dati tecnici sui sistemi HVDC;

i dati tecnici su reattori, condensatori e compensatori statici di potenza reattiva; e

i limiti di sicurezza operativa definiti da ciascun TSO conformemente all'articolo 25.

la topologia dei sistemi di trasmissione con tensione maggiore o uguale a 220 kV all'interno della sua area di controllo;

un modello o un equivalente del sistema di trasmissione con tensione inferiore a 220 kV avente un impatto significativo sul proprio sistema di trasmissione;

i limiti termici degli elementi del sistema di trasmissione; e

una previsione realistica e accurata delle immissioni e dei prelievi totali, per ciascuna fonte di energia primaria, su ciascun nodo del sistema di trasmissione per orizzonti temporali diversi.

i dati concernenti gli SGU che sono gruppi di generazione, relativi, tra l'altro, ai seguenti elementi:

i dati sul tipo di regolazione e sull'intervallo di regolazione della tensione per i commutatori, compresa la descrizione dei commutatori sotto carico esistenti, e i dati sul tipo di regolazione e sull'intervallo di regolazione della tensione per i trasformatori elevatori e i trasformatori di interconnessione; e

i dati sui modelli dinamici del sistema o del dispositivo e sulla regolazione associata idonea per i disturbi rilevanti, concernenti i sistemi HVDC e i dispositivi FACTS.

frequenza;

errore di controllo nel ripristino della frequenza;

interscambi di potenza attiva misurati tra aree LFC;

generazione aggregata immessa in rete;

stato del sistema conformemente all'articolo 18;

setpoint del regolatore frequenza/potenza; e

interscambio di potenza tramite linee di interconnessione virtuali.

la topologia effettiva delle sottostazioni;

la potenza attiva e reattiva nello stallo linea, comprese le linee di trasmissione, di distribuzione e di connessione degli SGU;

la potenza attiva e reattiva nello stallo trasformatore, compresi i trasformatori di trasmissione, di distribuzione e di connessione degli SGU;

la potenza attiva e reattiva nello stallo generatore;

le posizioni di regolazione dei trasformatori, compresi i trasformatori sfasatori (PST);

la tensione della barra collettrice misurata o stimata;

la potenza reattiva nello stallo reattori e condensatori o proveniente da un compensatore statico di potenza reattiva; e

le limitazioni relative alla capacità di fornitura di potenza attiva e reattiva in relazione all'area osservabile.

le sottostazioni per livello di tensione;

le linee che collegano le sottostazioni di cui alla lettera a);

i trasformatori delle sottostazioni di cui alla lettera a);

gli SGU; e

i reattori e i condensatori collegati alle sottostazioni di cui alla lettera a).

i dati generali del gruppo di generazione, ivi inclusi la capacità installata e la fonte di energia primaria;

i dati relativi alle turbine e all'impianto di generazione, compresi i tempi di avviamento a freddo e a caldo;

i dati per il calcolo della corrente di corto circuito;

i dati relativi al trasformatore dell'impianto di generazione;

i dati relativi alle riserve FCR dei gruppi di generazione che offrono o forniscono questo servizio, conformemente all'articolo 154;

i dati relativi alle riserve FRR dei gruppi di generazione che offrono o forniscono questo servizio, conformemente all'articolo 158;

i dati relativi alle riserve RR dei gruppi di generazione che offrono o forniscono questo servizio, conformemente all'articolo 161;

i dati necessari per il ripristino del sistema di trasmissione;

i dati e i modelli necessari per eseguire la simulazione dinamica;

i dati relativi alla protezione;

i dati necessari per determinare i costi delle contromisure di cui all'articolo 78, paragrafo 1, lettera b); se il TSO si avvale di meccanismi basati sul mercato in applicazione dell'articolo 4, paragrafo 2, lettera d), la comunicazione dei prezzi da pagare da parte del TSO sarà ritenuta sufficiente;

la capacità di controllo della tensione e della potenza reattiva.

i dati generali del gruppo di generazione, ivi inclusi la capacità installata e la fonte di energia primaria;

i dati per il calcolo della corrente di corto circuito;

i dati relativi alle riserve FCR secondo la definizione e i requisiti di cui all'articolo 173 per i gruppi di generazione che offrono o forniscono tale servizio;

i dati relativi alle riserve FRR per i gruppi di generazione che offrono o forniscono questo servizio;

i dati relativi alle RR per i gruppi di generazione che offrono o forniscono questo servizio;

i dati relativi alla protezione;

la capacità di controllo della potenza reattiva;

i dati necessari per determinare i costi delle contromisure di cui all'articolo 78, paragrafo 1, lettera b); se il TSO si avvale di meccanismi basati sul mercato in applicazione dell'articolo 4, paragrafo 2, lettera d), la comunicazione dei prezzi da pagare da parte del TSO sarà ritenuta sufficiente;

i dati necessari per eseguire la valutazione della stabilità dinamica conformemente all'articolo 38.

i dati della targa dell'impianto;

i dati relativi ai trasformatori;

i dati relativi ai filtri e ai banchi di filtri;

i dati relativi alla compensazione per la potenza reattiva;

la capacità di controllo della potenza attiva;

la capacità di controllo della potenza reattiva e della tensione;

l'ordine di priorità delle modalità di gestione di potenza attiva e reattiva, se disponibile;

la capacità di risposta in frequenza;

i modelli dinamici per la simulazione dinamica;

i dati relativi alla protezione; e

la fault-ride-through capability.

i dati della targa dell'impianto;

i parametri elettrici;

le protezioni associate.

la produzione di potenza attiva e il volume e la disponibilità delle riserve di potenza attiva, su base giornaliera e infragiornaliera;

senza indugio, eventuali indisponibilità o limitazioni della potenza attiva programmate;

eventuali limitazioni previste della capacità di controllo della potenza reattiva; e

in deroga alle lettere a) e b), nelle regioni con un sistema di dispacciamento centrale, i dati richiesti dal TSO per la preparazione del suo programma di produzione di potenza attiva.

il programma relativo alla potenza attiva e la potenza attiva disponibile su base giornaliera e infragiornaliera;

senza indugio, le indisponibilità o le limitazioni della potenza attiva programmate; e

eventuali limitazioni previste della capacità di controllo della potenza reattiva o della tensione.

la posizione degli interruttori al punto di connessione o in un altro punto di interazione concordato con il TSO;

la potenza attiva e la potenza reattiva al punto di connessione o in un altro punto di interazione concordato con il TSO; e

la potenza attiva netta e la potenza reattiva netta, nel caso degli impianti di generazione con consumo diverso dal consumo degli ausiliari.

la posizione degli interruttori;

lo stato operativo; e

la potenza attiva e la potenza reattiva.

i dati generali del gruppo di generazione, comprese la capacità installata e la fonte di energia primaria o il tipo di combustibile;

i dati relativi alle riserve FCR secondo la definizione e i requisiti di cui all'articolo 173 per gli impianti di generazione che offrono o forniscono tale servizio;

i dati sulle riserve FRR per gli impianti di generazione che offrono o forniscono tale servizio;

i dati sulle riserve RR per i gruppi di generazione che offrono o forniscono tale servizio;

i dati relativi alla protezione;

la capacità di controllo della potenza reattiva;

la capacità di accesso remoto all'interruttore;

i dati necessari per l'esecuzione della simulazione dinamica conformemente alle disposizioni del regolamento (UE) 2016/631; e

il livello di tensione e la posizione di ciascun gruppo di generazione.

lo stato degli apparecchi di manovra e degli interruttori al punto di connessione; e

i flussi di potenza attiva e reattiva, la corrente e la tensione al punto di connessione.

i dati elettrici dei trasformatori connessi al sistema di trasmissione;

le caratteristiche del carico dell'impianto di consumo; e

le caratteristiche del controllo della potenza reattiva.

consumo di potenza attiva programmato e consumo di potenza reattiva previsto su base giornaliera e infragiornaliera, ivi incluse eventuali modifiche di tali programmi o previsioni;

eventuali limitazioni previste della capacità di controllo della potenza reattiva;

in caso di partecipazione alla gestione della domanda, un programma relativo all'intervallo di potenza strutturale minima e massima da ridurre; e

in deroga alla lettera a), nelle regioni con un sistema di dispacciamento centrale, i dati richiesti dal TSO per la preparazione del suo programma di produzione di potenza attiva.

la potenza attiva e la potenza reattiva al punto di connessione; e

la potenza minima e massima da ridurre.

la potenza attiva strutturale minima e massima disponibile per la gestione della domanda e la durata massima e minima del potenziale utilizzo di tale potenza per la gestione della domanda;

una previsione della potenza attiva disponibile in modo illimitato per la gestione della domanda e l'eventuale gestione della domanda pianificata;

la potenza attiva e reattiva in tempo reale al punto di connessione. e

una conferma che le stime dei valori effettivi della gestione della domanda vengano applicate.

la potenza attiva strutturale minima e massima disponibile per la gestione della domanda e la durata massima e minima della potenziale attivazione della gestione della domanda in una determinata area geografica definita dal TSO e dal DSO;

una previsione della potenza attiva disponibile in modo illimitato per la gestione della domanda e l'eventuale livello di gestione della domanda pianificato in una determinata area geografica definita dal TSO e dal DSO;

la potenza attiva e la potenza reattiva in tempo reale; e

una conferma che le stime dei valori effettivi della gestione della domanda vengano applicate.

attestare la conformità di un nuovo elemento del sistema di trasmissione, nel momento in cui viene messo in funzione per la prima volta, a tutte le rilevanti disposizioni tecniche e organizzative del presente regolamento;

attestare la conformità di un nuovo impianto dell'SGU o del DSO, nel momento in cui viene messo in funzione per la prima volta, a tutte le rilevanti disposizioni tecniche e organizzative del presente regolamento;

attestare la conformità a tutte le rilevanti disposizioni tecniche e organizzative del presente regolamento nel caso in cui un elemento del sistema di trasmissione o un impianto dell'SGU o del DSO subisca una modifica che abbia rilevanza per la gestione del sistema;

valutare i possibili effetti negativi di un guasto, di un corto circuito o di qualsiasi altro incidente non previsto e inatteso nella gestione del sistema, su un elemento del sistema di trasmissione o sull'impianto dell'SGU o del DSO.

dal TSO per assicurare il funzionamento corretto degli elementi del sistema di trasmissione;

dal DSO e dall'SGU per assicurare il funzionamento corretto dei sistemi di distribuzione e degli impianti degli SGU;

dal TSO, dal DSO o dall'SGU per mantenere le pratiche operative esistenti e svilupparne di nuove;

dal TSO per assicurare la fornitura dei servizi ausiliari;

dal TSO, dal DSO o dall'SGU per acquisire informazioni sulle prestazioni degli elementi del sistema di trasmissione e degli impianti degli SGU e dei DSO in tutte le condizioni e nel rispetto di tutte le disposizioni operative pertinenti del presente regolamento, per quanto riguarda:

integrati nel processo di formazione e certificazione dei dipendenti incaricati della gestione in tempo reale;

utilizzati nei processi di ricerca e sviluppo dell'ENTSO-E; e

utilizzati per migliorare le pratiche operative, comprese quelle dello stato di emergenza e dello stato di ripristino.

tutti i documenti e i certificati delle apparecchiature che l'SGU è tenuto a fornire;

i dettagli relativi ai dati tecnici dell'impianto dell'SGU che hanno rilevanza per la gestione del sistema;

i requisiti per i modelli per la valutazione della stabilità dinamica; e

gli studi effettuati dall'SGU che dimostrano il risultato atteso della valutazione della stabilità dinamica, ove applicabile.

un programma di formazione iniziale per la certificazione e un programma permanente per la formazione continua dei dipendenti incaricati della gestione in tempo reale del sistema di trasmissione;

un programma di formazione per i dipendenti incaricati della pianificazione operativa. Il TSO contribuisce a sviluppare e ad adottare programmi di formazione per i dipendenti del pertinente coordinatore regionale della sicurezza;

un programma di formazione per i dipendenti incaricati del bilanciamento.

la descrizione degli elementi del sistema di trasmissione;

la gestione del sistema di trasmissione in tutti gli stati del sistema, compreso il ripristino;

l'uso di sistemi e processi sul luogo di lavoro;

il coordinamento della gestione operativa tra TSO e gli accordi di mercato;

la capacità di riconoscere le situazioni operative eccezionali e di reagirvi;

i settori rilevanti dell'ingegneria dell'energia elettrica;

gli aspetti rilevanti del mercato interno dell'energia elettrica dell'Unione;

gli aspetti rilevanti dei codici di rete o degli orientamenti adottati a norma degli articoli 6 e 18 del regolamento (CE) n. 714/2009;

la sicurezza delle persone, delle apparecchiature nucleari e di altre apparecchiature nella gestione del sistema di trasmissione;

la cooperazione e il coordinamento tra TSO nella gestione in tempo reale e nella pianificazione operativa a livello delle principali sale di controllo (salvo diverse disposizioni, le informazioni su questi aspetti sono fornite in inglese);

attività di formazione congiunta con i DSO e gli SGU connessi al sistema di trasmissione, se del caso;

le competenze comportamentali, con particolare attenzione alla gestione dello stress, all'intervento umano nelle situazioni critiche, alla responsabilità e alle competenze motivazionali; e

le pratiche e gli strumenti di pianificazione operativa, compresi quelli utilizzati con i pertinenti coordinatori regionali della sicurezza nella pianificazione operativa.

delle qualifiche e del processo di selezione dei dipendenti del TSO da formare;

della formazione richiesta per la certificazione dei dipendenti del gestore di sistema incaricati della gestione in tempo reale;

dei processi, compresa la pertinente documentazione, per il programma di formazione iniziale e il programma di formazione continua;

del processo per la certificazione dei dipendenti del gestore di sistema incaricati della gestione in tempo reale; e

del processo per la proroga del periodo di formazione e del periodo di certificazione per i dipendenti del gestore di sistema incaricati della gestione in tempo reale.

orizzonte annuale, conformemente agli articoli 66, 67 e 68;

orizzonte settimanale, ove applicabile, conformemente all'articolo 69;

orizzonte giornaliero, conformemente all'articolo 70; e

orizzonte infragiornaliero, conformemente all'articolo 70.

la domanda di energia elettrica;

le condizioni relative al contributo delle fonti energetiche rinnovabili;

le posizioni di importazione/esportazione determinate, inclusi i valori di riferimento concordati che permettono la fusione;

il modello di generazione, presupponendo la piena disponibilità del parco di produzione;

lo sviluppo della rete sull'orizzonte annuale.

i modelli tipici di scambi transfrontalieri per i diversi livelli di consumo e di fonti energetiche rinnovabili e la generazione convenzionale;

la probabilità che gli scenari si verifichino;

le potenziali deviazioni dai limiti di sicurezza operativa per ogni scenario;

la quantità di energia generata e consumata dagli impianti di generazione e dagli impianti di consumo connessi ai sistemi di distribuzione.

picco invernale, terzo mercoledì di gennaio dell'anno in corso, 10:30 CET;

minimo invernale, seconda domenica di gennaio dell'anno in corso, 03:30 CET;

picco primaverile, terzo mercoledì di aprile dell'anno in corso, 10:30 CET;

minimo primaverile, seconda domenica di aprile dell'anno in corso, 03:30 CET;

picco estivo, terzo mercoledì di luglio dell'anno precedente, 10:30 CET;

minimo estivo, seconda domenica di luglio dell'anno precedente, 03:30 CET;

picco autunnale, terzo mercoledì di ottobre dell'anno precedente, 10:30 CET;

minimo autunnale, seconda domenica di ottobre dell'anno precedente, 03:30 CET.

concorda con i TSO limitrofi il flusso di potenza stimato sui sistemi HVDC di collegamento delle rispettive aree di controllo;

bilancia per ogni scenario la somma dei seguenti elementi:

è coerente con i dati strutturali forniti conformemente agli articoli 41, 43, 45 e 48;

è coerente con gli scenari elaborati conformemente all'articolo 65; e

distingue il tipo di fonte di energia primaria.

il termine entro cui mettere insieme i modelli individuali di rete sull'orizzonte annuale, fonderli in un modello comune di rete e conservare i modelli individuali e quelli comuni;

il controllo della qualità dei modelli individuali e comuni di rete da attuare al fine di accertarne la completezza e la coerenza; e

la correzione e il miglioramento dei modelli individuali e comuni di rete, attraverso l'attuazione almeno dei controlli di qualità di cui alla lettera b).

la definizione della marcatura temporale;

il termine entro cui mettere insieme i modelli individuali di rete, fonderli in un modello comune di rete e conservare i modelli individuali e quelli comuni. Il termine è compatibile con i processi regionali stabiliti per preparare e attivare le contromisure;

il controllo della qualità dei modelli individuali di rete e dei modelli comuni di rete da attuare al fine di accertarne la completezza e la coerenza;

la correzione e il miglioramento dei modelli individuali e comuni di rete, attraverso l'attuazione almeno dei controlli di qualità di cui alla lettera c). e

la gestione di informazioni aggiuntive relative alle disposizioni operative, come ad esempio i setpoint di protezione o gli schemi di protezione del sistema, gli schemi unifilari e la configurazione di sottostazioni ai fini della gestione della sicurezza operativa.

previsioni aggiornate relative al carico e alla generazione;

i risultati disponibili dei processi del mercato del giorno prima e infragiornaliero;

i risultati disponibili delle attività di programmazione di cui alla parte III, titolo 6;

per gli impianti di generazione connessi ai sistemi di distribuzione, la produzione di potenza attiva aggregata differenziata sulla base del tipo di fonte di energia primaria, in linea con i dati forniti conformemente agli articoli 40, 43, 44, 48, 49 e 50;

la topologia aggiornata del sistema di trasmissione.

annuale;

settimanale, se del caso e conformemente all'articolo 69;

giornaliero e

infragiornaliero.

flussi di potenza e tensioni superiori ai limiti di sicurezza operativa;

violazioni dei limiti di stabilità del sistema di trasmissione identificate conformemente all'articolo 38, paragrafi 2 e 6; e

violazioni delle soglie di corto circuito del sistema di trasmissione.

metodi per valutare l'influenza degli elementi del sistema di trasmissione e degli SGU situati al di fuori dell'area di controllo del TSO, al fine di identificare gli elementi inclusi nella sua area osservabile e le soglie di influenza delle contingenze al di sopra delle quali le contingenze di tali elementi costituiscono contingenze esterne;

principi per la valutazione comune dei rischi, che comprendano almeno, per le contingenze di cui all'articolo 33:

principi per valutare e gestire le incertezze di generazione e di carico, tenendo conto di un margine operativo in linea con l'articolo 22 del regolamento (UE) 2015/1222;

requisiti di coordinamento e scambio di informazioni tra i coordinatori regionali della sicurezza in relazione alle funzioni di cui all'articolo 77, paragrafo 3;

ruolo dell'ENTSO-E nella governance di strumenti comuni, nel miglioramento delle norme sulla qualità dei dati, nel monitoraggio della metodologia per le analisi coordinate della sicurezza operativa e monitoraggio delle disposizioni comuni per il coordinamento regionale della sicurezza operativa in ogni regione di calcolo della capacità.

stato del collegamento o valori elettrici (come tensione, flussi di potenza, angolo del rotore) che influiscono in modo significativo sull'accuratezza dei risultati della stima dello stato per l'area di controllo del TSO, al di sopra delle soglie comuni;

stato del collegamento o valori elettrici (come tensione, flussi di potenza, angolo del rotore) che influiscono in modo significativo sull'accuratezza dei risultati dell'analisi della sicurezza operativa del TSO, al di sopra delle soglie comuni; e

obbligo di garantire un'adeguata rappresentazione degli elementi collegati nell'area osservabile del TSO.

il fattore di influenza dell'elemento sui valori elettrici, come tensione, flussi di potenza, angolo del rotore, nell'area di controllo del TSO è superiore alle soglie comuni d'influenza delle contingenze, ossia l'indisponibilità di tale elemento può influire in modo significativo sui risultati dell'analisi delle contingenze del TSO;

la scelta delle soglie di influenza delle contingenze riduce al minimo il rischio che il verificarsi di una contingenza individuata nell'area di controllo di un altro TSO e assente dalla lista delle contingenze esterne del TSO in causa possa portare a un comportamento del sistema di detto TSO ritenuto inaccettabile per qualunque elemento della sua lista delle contingenze interne, come uno stato di emergenza;

la valutazione di un tale rischio si basa su situazioni rappresentative delle diverse condizioni che è lecito attendersi, caratterizzate da variabili quali il livello e il modello di generazione, i livelli degli scambi e le indisponibilità di asset.

la coerenza nella definizione di contingenze eccezionali;

la valutazione della probabilità e dell'impatto delle contingenze eccezionali; e

l'esame delle contingenze eccezionali, nella lista delle contingenze del TSO, la cui probabilità supera una soglia comune.

condizioni armonizzate secondo le quali il TSO aggiorna la propria analisi della sicurezza operativa. Le condizioni tengono conto di aspetti rilevanti quali l'orizzonte temporale delle previsioni di generazione e domanda, il livello di variazione dei valori previsti nell'area di controllo del TSO o nell'area di controllo di altri TSO, l'ubicazione della generazione e della domanda, i precedenti risultati dell'analisi della sicurezza operativa del TSO; e

la frequenza minima degli aggiornamenti delle previsioni di generazione e domanda, in funzione della loro variabilità e la capacità installata di generazione non programmabile.

le condizioni e la frequenza del coordinamento infragiornaliero delle analisi della sicurezza operativa e gli aggiornamenti dei modelli comuni di rete da parte del coordinatore regionale della sicurezza;

la metodologia per la preparazione di contromisure gestite in modo coordinato, considerandone la rilevanza transfrontaliera stabilita a norma dell'articolo 35 del regolamento (UE) 2015/1222, che tenga conto dei requisiti di cui agli articoli da 20 a 23 e determini almeno:

la nomina di uno o più coordinatori regionali della sicurezza che svolgeranno le funzioni di cui al paragrafo 3 per detta regione di calcolo della capacità;

norme relative alla governance e all'azione del coordinatore regionale della sicurezza, che garantiscano un equo trattamento di tutti i TSO membri;

qualora i TSO propongano di nominare più di un coordinatore regionale della sicurezza a norma della lettera a):

ciascun TSO è coperto da almeno un coordinatore regionale della sicurezza;

tutti i TSO garantiscono che il numero totale di coordinatori regionali della sicurezza nell'Unione non sia superiore a sei.

coordinamento regionale della sicurezza operativa conformemente all'articolo 78 al fine di aiutare i TSO a rispettare i propri obblighi per quanto riguarda gli orizzonti annuale, giornaliero e infragiornaliero di cui all'articolo 34, paragrafo 3, e agli articoli 72 e 74;

creazione del modello comune di rete in conformità all'articolo 79;

coordinamento regionale delle indisponibilità conformemente all'articolo 80 al fine di aiutare i TSO a rispettare i propri obblighi di cui agli articoli 98 e 100;

valutazione dell'adeguatezza regionale conformemente all'articolo 81 al fine di aiutare i TSO a rispettare i propri obblighi di cui all'articolo 107.

l'elenco aggiornato delle contingenze, stabilito in base ai criteri definiti nella metodologia di coordinamento delle analisi della sicurezza operativa adottata conformemente all'articolo 75, paragrafo 1;

l'elenco aggiornato delle possibili contromisure volte a eliminare le violazioni individuate nella regione, scelte tra le categorie di cui all'articolo 22 e accompagnate dalle previsioni dei relativi costi in conformità dell'articolo 35 del regolamento (UE) 2015/1222 se una contromisura comprende il ridispacciamento o gli scambi in controflusso; e

i limiti di sicurezza operativa stabiliti in conformità dell'articolo 25.

effettua la valutazione coordinata della sicurezza operativa regionale conformemente all'articolo 76, sulla base dei modelli comuni di rete stabiliti sulla base dell'articolo 79, della lista delle contingenze e dei limiti di sicurezza operativa forniti dai TSO in conformità del paragrafo 1. Comunica i risultati della suddetta valutazione almeno a tutti i TSO della regione di calcolo della capacità. Se rileva una violazione, raccomanda ai pertinenti TSO le contromisure più efficaci ed economicamente più efficienti e può proporre anche contromisure diverse da quelle fornite dai TSO. La raccomandazione di contromisure è accompagnata da spiegazioni che ne illustrino il fondamento;

coordina la preparazione di contromisure con e fra i TSO conformemente all'articolo 76, paragrafo 1, lettera b), affinché i TSO attivino in modo coordinato le contromisure in tempo reale.

i piani di disponibilità dei propri asset rilevanti interni, conservati sulla piattaforma dati di pianificazione operativa di ENTSO-E;

i piani di disponibilità più recenti per tutti gli asset non rilevanti della propria area di controllo, che sono:

gli scenari in cui sono state studiate le incompatibilità di pianificazione delle indisponibilità utilizzati per creare i corrispondenti modelli comuni di rete ricavati dai modelli comuni per i diversi orizzonti temporali stabiliti conformemente all'articolo 67 e all'articolo 79.

il carico totale previsto e le risorse disponibili della gestione della domanda;

la disponibilità di gruppi di generazione; e

i limiti della sicurezza operativa.

frequenza, portata e tipo di coordinamento almeno per gli orizzonti settimanale e annuale;

disposizioni concernenti l'uso delle valutazioni effettuate dal coordinatore regionale della sicurezza conformemente all'articolo 80;

modalità pratiche per la convalida dei piani di disponibilità sull'orizzonte annuale degli elementi di rete rilevanti, conformemente all'articolo 98.

aspetti quantitativi basati sulla valutazione delle variazioni dei valori elettrici, quali tensione, flussi di potenza, angolo del rotore di almeno un elemento di rete dell'area di controllo del TSO, dovute al cambiamento dello stato di disponibilità di un potenziale asset rilevante situato in un'altra area di controllo. La valutazione avviene sulla base dei modelli comuni di rete sull'orizzonte annuale;

soglie di sensibilità dei valori elettrici di cui alla lettera a), rispetto alle quali valutare la rilevanza di un asset. Tali soglie sono armonizzate almeno per area sincrona;

capacità dei potenziali gruppi di generazione o impianti di consumo rilevanti di diventare SGU;

aspetti qualitativi quali, fra gli altri, le dimensioni e la vicinanza alle frontiere di un'area di controllo dei potenziali gruppi di generazione, impianti di consumo o elementi di rete rilevanti;

rilevanza sistematica di tutti gli elementi di rete situati in un sistema di trasmissione o in un sistema di distribuzione che collegano diverse aree di controllo; e

rilevanza sistematica di tutti gli elementi critici di rete.

comunica al titolare del gruppo di generazione rilevante o dell'impianto di consumo rilevante l'inserimento nell'elenco;

comunica ai DSO i gruppi di generazione rilevanti e gli impianti di consumo rilevanti che sono collegati al loro sistema di distribuzione; e

comunica ai CDSO i gruppi di generazione rilevanti e gli impianti di consumo rilevanti che sono collegati al loro sistema di distribuzione chiuso;

comunica al titolare dell'elemento di rete rilevante l'inserimento nell'elenco;

comunica ai DSO gli elementi di rete rilevanti che sono collegati al loro sistema di distribuzione; e

comunica ai CDSO gli elementi di rete rilevanti che sono collegati al loro sistema di distribuzione chiuso;

«disponibile», se è in grado di e pronto a fornire un servizio, indipendentemente dal fatto che sia in funzione o meno;

«non disponibile», se non è in grado di o pronto a fornire un servizio;

«in prova» se la sua capacità di fornire servizi è in fase di prova.

tra la prima connessione e la messa in esercizio definitiva dell'asset rilevante; e

immediatamente dopo la manutenzione dell'asset rilevante.

il motivo dello stato «non disponibile» di un asset rilevante;

se note, le condizioni che devono essere soddisfatte prima di applicare lo stato «non disponibile» a un asset rilevante in tempo reale;

il tempo necessario a rimettere in servizio un asset rilevante, ove necessario a mantenere la sicurezza operativa.

rispettando l'ordine in cui sono pervenute le domande di modifica, e

applicando la procedura stabilita a norma dell'articolo 100.

comunica a ciascun pianificatore delle indisponibilità interessato le condizioni che esso deve soddisfare per attenuare le incompatibilità di pianificazione delle indisponibilità rilevate;

può chiedere che uno o più pianificatori delle indisponibilità presentino un piano di disponibilità alternativo che soddisfi le condizioni di cui alla lettera a); e

ripete la valutazione di cui al paragrafo 1 per stabilire se permangono eventuali incompatibilità di pianificazione delle indisponibilità.

tenga conto dell'impatto comunicato dai pianificatori delle indisponibilità interessati e, se del caso, dal DSO o dal CDSO;

sia modificato solo nella misura strettamente necessaria ad attenuare le incompatibilità di pianificazione delle indisponibilità; e

è comunicato all'autorità di regolamentazione del TSO, ai DSO e CDSO interessati, e ai pianificatori delle indisponibilità interessati, compresi i motivi della sua elaborazione, nonché l'impatto comunicato dai pianificatori delle indisponibilità interessati e, se del caso, dai DSO e dai CDSO.

riducono al minimo l'impatto sul mercato mantenendo al contempo la sicurezza operativa; e

si basano sui piani di disponibilità presentati ed elaborati in conformità all'articolo 94.

intraprende le azioni necessarie a pianificare lo stato «non disponibile», garantendo al contempo la sicurezza operativa, tenendo conto dell'impatto comunicatogli dai pianificatori delle indisponibilità interessati;

comunica le azioni di cui alla lettera a) a tutte le parti interessate; e

comunica alle pertinenti autorità di regolamentazione, agli eventuali DSO e CDSO interessati e ai pianificatori delle indisponibilità interessati le azioni intraprese, comprese le ragioni a esse soggiacenti, e l'impatto comunicato dai pianificatori delle indisponibilità interessati e, se del caso, dai DSO e dai CDSO.

impone lo stato «disponibile» a tutti gli stati «non disponibile» e «in prova» degli asset rilevanti coinvolti in un'incompatibilità di pianificazione delle indisponibilità durante il periodo in questione; e

comunica alle pertinenti autorità di regolamentazione, agli eventuali DSO e CDSO interessati e ai pianificatori delle indisponibilità interessati le azioni intraprese, comprese le ragioni a esse soggiacenti, e l'impatto comunicato dai pianificatori delle indisponibilità interessati e, se del caso, dai DSO e dai CDSO.

completa il coordinamento delle indisponibilità sull'orizzonte annuale degli asset rilevanti; e

completa i piani di disponibilità sull'orizzonte annuale per gli asset rilevanti interni e li archivia sulla piattaforma dati di pianificazione operativa di ENTSO-E.

il TSO destinatario conferma il ricevimento della richiesta e valuta quanto prima possibile se la modifica comporta incompatibilità di pianificazione delle indisponibilità;

qualora siano riscontrate incompatibilità di pianificazione delle indisponibilità, i TSO coinvolti della regione di coordinamento delle indisponibilità individuano congiuntamente una soluzione, coordinandosi con i pianificatori delle indisponibilità coinvolti e, se del caso, con i DSO e i CDSO, utilizzando i mezzi a loro disposizione;

qualora non sia riscontrata alcuna incompatibilità di pianificazione delle indisponibilità o non ne permanga nessuna, il TSO destinatario convalida la modifica richiesta, i TSO coinvolti comunicano tale modifica a tutte le parti interessate e il TSO destinatario aggiorna il piano definitivo di disponibilità sull'orizzonte annuale sulla piattaforma dati di pianificazione operativa di ENTSO-E; e

qualora non sia trovata una soluzione per le incompatibilità di pianificazione delle indisponibilità, il TSO destinatario respinge la modifica richiesta.

il TSO richiedente elabora una proposta di modifica del piano di disponibilità sull'orizzonte annuale, che comprenda una valutazione dell'eventualità che essa generi incompatibilità di pianificazione delle indisponibilità, e la presenta agli altri TSO della o delle proprie regioni di coordinamento delle indisponibilità;

qualora siano riscontrate incompatibilità di pianificazione delle indisponibilità, i TSO interessati della regione di coordinamento delle indisponibilità individuano congiuntamente una soluzione, coordinandosi con i pianificatori delle indisponibilità coinvolti e, se del caso, con i DSO e i CDSO, utilizzando i mezzi a loro disposizione;

qualora non sia rilevata alcuna incompatibilità di pianificazione delle indisponibilità o sia stata individuata una soluzione per l'eventuale incompatibilità riscontrata, i TSO coinvolti convalidano la modifica richiesta, comunicano tale modifica a tutte le parti interessate, e aggiornano il piano definitivo di disponibilità sull'orizzonte annuale sulla piattaforma dati di pianificazione operativa di ENTSO-E;

qualora non sia trovata una soluzione alle incompatibilità di pianificazione delle indisponibilità, il TSO richiedente pone fine alla procedura di modifica.

un piano di prova dettagliato;

un programma indicativo di generazione o una previsione indicativa del fabbisogno, se l'asset rilevante in questione è un gruppo di generazione o un impianto di consumo; e

le modifiche alla topologia del sistema di trasmissione o del sistema di distribuzione se l'asset rilevante in questione è un elemento di rete rilevante.

il motivo dell'indisponibilità forzata;

la durata prevista dell'indisponibilità forzata e

se del caso, l'impatto dell'indisponibilità forzata sullo stato di disponibilità degli altri asset rilevanti per i quali è pianificatore delle indisponibilità.

utilizza i piani di disponibilità e i dati più recenti per:

tiene conto dei contributi della generazione a partire da fonti di energia rinnovabili e del carico;

valuta la probabilità e la durata prevista di una mancanza di adeguatezza, e dell'energia prevista non fornita a causa di tale mancanza.

dei programmi di cui all'articolo 111;

del carico previsto;

della generazione prevista da fonti di energia rinnovabili;

delle riserve di potenza attiva secondo i dati forniti conformemente all'articolo 46, paragrafo 1, lettera a);

delle capacità di importazione e di esportazione dell'area di controllo coerenti con le capacità interzonali calcolate, se del caso, conformemente all'articolo 14 del regolamento (UE) 2015/1222;

delle capacità dei gruppi di generazione in base ai dati forniti a norma dell'articolo 43, paragrafo 4, e degli articoli 45 e 51 e dei loro stati di disponibilità; e

delle capacità degli impianti di consumo con gestione della domanda in base ai dati forniti a norma degli articoli 52 e 53 e dei loro stati di disponibilità.

il livello minimo di importazione e il livello massimo di esportazione compatibili con l'adeguatezza della propria area di controllo;

la durata prevista di una potenziale mancanza di adeguatezza; e

la quantità di energia non fornita in mancanza di adeguatezza.

elabora, indice e gestisce gli appalti per i servizi accessori;

monitora, sulla base dei dati forniti a norma della parte II, titolo 2, se il livello e l'ubicazione dei servizi accessori disponibili consente di garantire la sicurezza operativa; e

utilizza tutti i mezzi disponibili economicamente efficienti e fattibili per acquisire il necessario livello di servizi accessori.

le capacità di potenza reattiva disponibili degli impianti di generazione;

le capacità di potenza reattiva disponibili degli impianti di consumo connessi al sistema di trasmissione;

le capacità di potenza reattiva disponibili dei DSO;

l'apparecchiatura disponibile connessa al sistema di trasmissione destinata a fornire potenza reattiva; e

i rapporti di potenza attiva e potenza reattiva nell'interfaccia tra il sistema di trasmissione e sistemi di distribuzione connessi al sistema di trasmissione.

lo comunica ai TSO limitrofi; e

prepara e attiva contromisure a norma dell'articolo 23.

programmi di generazione;

previsioni del fabbisogno;

programmi di scambio commerciale interno; e

programma di scambio commerciale esterno;

programmi di scambio commerciale esterno quali:

programmi di scambio commerciale interno tra lo shipping agent e le controparti centrali;

programmi di scambio commerciale interno tra lo shipping agent e altri shipping agent.

i programmi di scambio netti aggregati; e

il bilancio netto dell'area in c.a. se l'area di programmazione è interconnessa ad altre aree di programmazione attraverso collegamenti di trasmissione in c.a.

programmi di generazione; e

previsioni del fabbisogno.

modello individuale di rete sull'orizzonte annuale per TSO e per scenario, determinato in conformità all'articolo 66; e

modello comune di rete sull'orizzonte annuale per scenario, determinato in conformità all'articolo 67.

i modelli individuali di rete sugli orizzonti giornaliero e infragiornaliero per TSO e in base alla risoluzione temporale definita a norma dell'articolo 70, paragrafo 1;

gli scambi programmati nei periodi rilevanti per area di programmazione o per confine di area di programmazione, a seconda di quale sia ritenuto rilevante dai TSO, e per sistema HVDC che collega aree di programmazione;

i modelli comuni di rete sugli orizzonti giornaliero e infragiornaliero in base alla risoluzione temporale definita a norma dell'articolo 70, paragrafo 1; e

un elenco delle contromisure preparate e concordate per far fronte alle violazioni aventi rilevanza transfrontaliera.

i dati sull'adeguatezza del sistema sull'orizzonte stagionale forniti da ciascun TSO;

la relazione sull'analisi dell'adeguatezza paneuropea del sistema sull'orizzonte stagionale;

le previsioni utilizzate per l'adeguatezza, in conformità con l'articolo 104; e

le informazioni su una mancanza di adeguatezza in conformità con l'articolo 105, paragrafo 4.

le norme di dimensionamento delle FCR, conformemente all'articolo 153;

le proprietà aggiuntive delle FCR, conformemente all'articolo 154, paragrafo 2;

i parametri qualitativi della frequenza e il parametro-obiettivo della qualità della frequenza, conformemente all'articolo 127;

per l'Europa continentale («CE») e le aree sincrone nordiche, i parametri obiettivo dell'errore di controllo del ripristino della frequenza per ciascun blocco LFC, conformemente all'articolo 128;

la metodologia per valutare il rischio e l'evoluzione del rischio di esaurimento delle FCR dell'area sincrona, conformemente all'articolo 131, paragrafo 2;

il responsabile del monitoraggio dell'area sincrona, conformemente all'articolo 133;

il calcolo del programma di controllo a partire dal bilancio netto dell'area in c.a. con una durata comune della rampa per il calcolo dell'ACE, nel caso di aree sincrone con più di un'area LFC, conformemente all'articolo 136;

se del caso, le restrizioni per la produzione di potenza attiva degli interconnettori HVDC tra aree sincrone, conformemente all'articolo 137;

la struttura LFC, conformemente all'articolo 139;

se del caso, il metodo per ridurre la deviazione del tempo elettrico, conformemente all'articolo 181;

ogni volta in cui nell'area sincrona opera più di un TSO, la ripartizione delle responsabilità fra i TSO, conformemente all'articolo 141;

le procedure operative in caso di esaurimento delle FCR, conformemente all'articolo 152, paragrafo 7;

per le aree sincrone GB e IE/NI, le misure volte ad assicurare la ricostituzione dei serbatoi di energia, conformemente all'articolo 156, paragrafo 6, lettera b);

le procedure operative per ridurre la deviazione della frequenza del sistema al fine di riportare il sistema allo stato normale e limitare il rischio che passi allo stato di emergenza, conformemente all'articolo 152, paragrafo 10;

i ruoli e le responsabilità dei TSO che eseguono un processo di compensazione dello sbilanciamento, un processo transfrontaliero di attivazione delle FRR o un processo transfrontaliero di attivazione delle RR, conformemente all'articolo 149, paragrafo 2;

i requisiti concernenti la disponibilità, l'affidabilità e la ridondanza delle infrastrutture tecniche conformemente all'articolo 151, paragrafo 2;

le norme comuni per la gestione in stato normale e in stato di allerta, conformemente all'articolo 152, paragrafo 6, e alle misure di cui all'articolo 152, paragrafo 15,

per le aree sincrone CE e dell'Europa settentrionale, il periodo di attivazione minimo che i fornitori di riserve FCR devono assicurare conformemente all'articolo 156, paragrafo 10;

per le aree sincrone CE e dell'Europa settentrionale, le ipotesi e la metodologia per un'analisi costi-benefici conformemente all'articolo 156, paragrafo 11;

se del caso, per le aree sincrone diverse dall'area CE, i limiti per lo scambio di FCR tra i TSO conformemente all'articolo 163, paragrafo 2;

i ruoli e le responsabilità del TSO di connessione delle riserve, del TSO che riceve le riserve e del TSO interessato per quanto riguarda lo scambio di FRR ed RR, definiti in conformità dell'articolo 165, paragrafo 1;

i ruoli e le responsabilità del TSO che fornisce le riserve per il controllo della capacità, del TSO che riceve le riserve per il controllo della capacità e del TSO interessato per quanto riguarda la condivisione di FRR ed RR, definiti in conformità dell'articolo 166, paragrafo 1;

i ruoli e le responsabilità del TSO di connessione delle riserve, del TSO che riceve le riserve e del TSO interessato, per quanto riguarda lo scambio di riserve tra aree sincrone, nonché del TSO che fornisce le riserve per il controllo della capacità, del TSO che riceve le riserve per il controllo della capacità e del TSO interessato, per quanto riguarda la condivisione delle riserve tra aree sincrone, definiti in conformità dell'articolo 171, paragrafo 2;

la metodologia per determinare i limiti relativi al volume degli scambi di FCR tra aree sincrone, definita in conformità dell'articolo 174, paragrafo 2;

per le aree sincrone GB e IE/NI, la metodologia per determinare la fornitura minima di capacità di riserva FCR, in conformità dell'articolo 174, paragrafo 2, lettera b);

la metodologia per stabilire i limiti relativi al volume degli scambi di FRR tra aree sincrone, definita in conformità dell'articolo 176, paragrafo 1, e la metodologia per stabilire i limiti relativi ai livelli di condivisione delle FRR tra aree sincrone, definita in conformità dell'articolo 177, paragrafo 1; e

la metodologia per stabilire i limiti relativi al volume degli scambi di RR tra aree sincrone, definita in conformità dell'articolo 178, paragrafo 1, e la metodologia per stabilire i limiti relativi ai livelli di condivisione delle RR tra aree sincrone, definita in conformità dell'articolo 179, paragrafo 1.

i parametri-obiettivo dell'FRCE per ciascuna area LFC, definiti a norma dell'articolo 128, paragrafo 4, se il blocco LFC consiste in una o più aree LFC;

il responsabile del monitoraggio del blocco LFC, conformemente all'articolo 134, paragrafo 1;

i limiti di rampa per la produzione di potenza attiva, conformemente all'articolo 137, paragrafi 3 e 4;

la ripartizione delle responsabilità fra i TSO all'interno del blocco LFC, conformemente all'articolo 141, paragrafo 9, se nel blocco LFC opera più di un TSO;

se del caso, la nomina del TSO responsabile delle mansioni di cui all'articolo 145, paragrafo 6;

i requisiti ulteriori concernenti la disponibilità, l'affidabilità e la ridondanza delle infrastrutture tecniche, definiti a norma dell'articolo 151, paragrafo 3;

le procedure operative in caso di esaurimento delle FRR o delle RR, conformemente all'articolo 152, paragrafo 8;

le norme di dimensionamento delle FRR, definite ai sensi dell'articolo 157, paragrafo 1;

le norme di dimensionamento delle RR, definite ai sensi dell'articolo 160, paragrafo 2;

se nel blocco LFC opera più di un TSO, la ripartizione delle responsabilità definita a norma dell'articolo 157, paragrafo 3, e, se del caso, la ripartizione delle responsabilità definita a norma dell'articolo 160, paragrafo 6;

la procedura di adeguamento definita a norma dell'articolo 157, paragrafo 4, e, se del caso, la procedura di adeguamento definita a norma dell'articolo 160, paragrafo 7;

i requisiti di disponibilità delle FRR, i requisiti di controllo della qualità definiti a norma dell'articolo 158, paragrafo 2, e, se del caso, i requisiti di disponibilità delle RR e i requisiti di controllo della qualità definiti a norma dell'articolo 161, paragrafo 2;

se del caso, gli eventuali limiti per lo scambio di FCR tra le aree LFC dei diversi blocchi LFC all'interno dell'area sincrona CE e lo scambio di FRR o RR tra le aree LFC di un blocco LFC di un'area sincrona che comprende più di un blocco LFC, definiti a norma dell'articolo 163, paragrafo 2, dell'articolo 167 e dell'articolo 169, paragrafo 2;

i ruoli e le responsabilità del TSO di connessione delle riserve, del TSO che riceve le riserve e del TSO interessato per quanto riguarda lo scambio di FRR e/o RR con i TSO di altri blocchi LFC, definiti a norma dell'articolo 165, paragrafo 6;

i ruoli e le responsabilità del TSO che fornisce le riserve per il controllo della capacità, del TSO che riceve le riserve per il controllo della capacità e del TSO interessato per quanto riguarda la condivisione di FRR e RR, definiti a norma dell'articolo 166, paragrafo 7;

i ruoli e le responsabilità del TSO che fornisce le riserve per il controllo della capacità, del TSO che riceve le riserve per il controllo della capacità e del TSO interessato per quanto riguarda la condivisione di FRR e RR tra aree sincrone, definiti a norma dell'articolo 175, paragrafo 2;

le azioni di coordinamento volte a ridurre l'FRCE, definite a norma dell'articolo 152, paragrafo 14; e

le misure volte a ridurre l'FRCE attraverso l'imposizione di modifiche alla produzione o al consumo di potenza attiva dei gruppi di generazione e delle unità di consumo, definite a norma dell'articolo 152, paragrafo 16.

la frequenza nominale per tutte le aree sincrone;

l'intervallo di frequenza standard per tutte le aree sincrone;

la massima deviazione istantanea di frequenza per tutte le aree sincrone;

la massima deviazione di frequenza in regime stazionario per tutte le aree sincrone;

il tempo di ripristino della frequenza per tutte le aree sincrone;

il tempo di recupero della frequenza per le aree sincrone della Gran Bretagna e dell'Irlanda/Irlanda del Nord;

l'intervallo di recupero della frequenza per le aree sincrone della Gran Bretagna, dell'Irlanda/Irlanda del Nord e dell'Europa settentrionale;

l'intervallo di recupero della frequenza per le aree sincrone della Gran Bretagna e dell'Irlanda/Irlanda del Nord; nonché

il tempo di attivazione dello stato di allerta per tutte le aree sincrone.

il tempo di attivazione dello stato di allerta;

il numero massimo di minuti di sforamento dell'intervallo di frequenza standard.

il tempo di ripristino della frequenza;

il tempo di attivazione dello stato di allerta; nonché

il numero massimo di minuti di sforamento dall'intervallo di frequenza standard.

la modifica proposta dei parametri qualitativi della frequenza di cui alla tabella 1 dell'allegato III o del parametro-obiettivo della qualità della frequenza di cui alla tabella 2 dell'allegato III tiene conto:

i TSO dell'area sincrona svolgono una consultazione pubblica circa l'impatto sulle parti interessate della proposta di modifica dei parametri qualitativi della frequenza di cui alla tabella 1 dell'allegato III o del parametro-obiettivo della qualità della frequenza di cui alla tabella 2 dell'allegato III.

il numero di periodi all'anno di sforamento dall'intervallo FRCE di livello 1 durante un periodo pari al tempo di ripristino della frequenza è inferiore al 30 % dei periodi nel corso dell'anno; nonché

il numero di periodi all'anno di sforamento dall'intervallo FRCE di livello 2 entro un periodo pari al tempo di ripristino della frequenza è inferiore al 5 % dei periodi nel corso dell'anno.

il numero massimo di periodi di sforamento dall'intervallo FRCE di livello 1 è inferiore o uguale al valore riportato nella tabella dell'allegato IV in percentuale dei periodi nel corso dell'anno;

il numero massimo di periodi di sforamento dall'intervallo FRCE di livello 2 è inferiore o uguale al valore riportato nella tabella dell'allegato IV in percentuale dei periodi nel corso dell'anno.

per l'area sincrona:

per ciascun blocco LFC dell'area sincrona, i dati FRCE istantanei.

per l'area sincrona durante il funzionamento in stato normale o in stato di allerta, in conformità all'articolo 18, paragrafi 1 e 2, su base mensile, per i dati di frequenza istantanei:

per ciascun blocco LFC delle aree sincrone dell'Europa centrale e dell'Europa settentrionale durante il funzionamento in stato normale o in stato di allerta in conformità all'articolo 18, paragrafi 1 e 2, su base mensile:

per i blocchi LFC dell'area sincrona della Gran Bretagna o dell'Irlanda/Irlanda del Nord durante il funzionamento in stato normale o in stato di allerta, in conformità all'articolo 18, paragrafi 1 e 2, su base mensile e per un insieme di dati contenente i valori medi dell'FRCE del blocco LFC per periodi di durata pari a un minuto: il numero di eventi in cui il valore assoluto dell'FRCE ha superato la deviazione di frequenza massima in regime stazionario e l'FRCE e non è stato riportato al 10 % della deviazione di frequenza massima in regime stazionario entro il tempo di ripristino della frequenza, distinguendo tra FRCE negativo e positivo.

misurazioni della frequenza del sistema;

calcolo dei dati per la valutazione della qualità della frequenza; nonché

comunicazione dei dati per la valutazione della qualità della frequenza per il processo di applicazione dei criteri.

obblighi relativi alle durate di rampa e/o pendenze di rampa massime per gruppi di generazione e/o unità di consumo;

obblighi relativi ai tempi di avviamento di rampa individuali dei gruppi di generazione e/o delle unità di consumo all'interno del blocco LFC; nonché

coordinamento di rampa fra gruppi di generazione, unità di consumo e consumo di potenza attiva all'interno del blocco LFC.

una struttura di attivazione del processo in conformità all'articolo 140; nonché

una struttura delle responsabilità del processo in conformità all'articolo 141.

un FCP a norma dell'articolo 142;

un FRP a norma dell'articolo 143; nonché

per l'area sincrona dell'Europa centrale, un processo di controllo del tempo a norma dell'articolo 181.

un RRP a norma dell'articolo 144;

un processo di compensazione dello sbilanciamento in conformità all'articolo 146;

un processo transfrontaliero di attivazione delle FRR in conformità all'articolo 147;

un processo transfrontaliero di attivazione delle RR in conformità all'articolo 148; nonché

per le aree sincrone diverse dall'Europa centrale, un processo di controllo del tempo a norma dell'articolo 181.

le dimensioni e l'inerzia totale (compresa l'inerzia sintetica) dell'area sincrona;

la struttura della rete e/o della tipologia di rete; nonché

il comportamento del carico, della generazione e dell'HVDC.

un'area di monitoraggio corrisponde a un'unica area LFC o a parte di essa;

un'area LFC corrisponde a un unico blocco LFC o a parte di esso;

un blocco LFC corrisponde a un'unica area sincrona o a parte di essa; nonché

ciascun elemento di rete appartiene a un'unica area di monitoraggio, un'unica area LFC e un unico blocco LFC.

monitorano in modo continuo l'FRCE dell'area LFC;

eseguono e gestiscono un FRP per l'area LFC;

si adoperano per soddisfare i parametri-obiettivo dell'FRCE dell'area LFC quali definiti all'articolo 128; nonché

hanno la facoltà di eseguire uno o più dei processi di cui all'articolo 140, paragrafo 2.

si adoperano per soddisfare i parametri-obiettivo dell'FRCE del blocco LFC quali definiti all'articolo 128; nonché

rispettano le norme di dimensionamento delle FRR in conformità all'articolo 157 e le norme di dimensionamento delle RR in conformità all'articolo 160.

eseguono e gestiscono un FCP per l'area sincrona;

rispettano le norme di dimensionamento delle FCR in conformità all'articolo 153; nonché

si adoperano per soddisfare i parametri-obiettivo della qualità della frequenza in conformità all'articolo 127.

regolare l'FRCE verso lo zero entro il tempo di ripristino della frequenza;

per le aree sincrone dell'Europa centrale e dell'Europa settentrionale, sostituire progressivamente le FCR attivate mediante l'attivazione delle FRR in conformità all'articolo 145.

l'ACE di un'area LFC, se in un'area sincrona vi è più di un'area LFC; oppure

la deviazione di frequenza, se una sola area LFC corrisponde al blocco LFC e all'area sincrona.

del flusso di potenza attiva totale degli interconnettori e delle linee di interconnessione virtuale; nonché

del programma di controllo in conformità all'articolo 136.

ripristino graduale delle FRR attivate;

sostegno all'attivazione delle FRR;

per le aree sincrone della Gran Bretagna e dell'Irlanda/Irlanda del Nord, ripristino graduale delle FCR e delle FRR attivate.

è un dispositivo automatico di controllo concepito per ridurre l'FRCE a zero;

ha un comportamento proporzionale integrale;

ha un algoritmo di controllo che impedisce al termine integrale di un sistema di controllo proporzionale-integrale di accumulare l'errore di controllo e sforare; nonché

ha funzionalità per modalità operative straordinarie negli stati di allerta e di emergenza.

calcolare e monitorare l'FRCE dell'intero blocco LFC; nonché

prendere in considerazione l'FRCE dell'intero blocco LFC per il calcolo del valore del setpoint per l'attivazione delle aFRR a norma dell'articolo 143, paragrafo 3, oltre all'FRCE dell'area LFC di appartenenza.

alla stabilità dell'FCP dell'area sincrona o delle aree sincrone interessate dal processo di compensazione dello sbilanciamento;

alla stabilità dell'FRP e dell'RRP di ciascun'area LFC gestita da TSO partecipanti o interessati; nonché

alla sicurezza dell'esercizio.

definendo un flusso di potenza attiva su una linea di interconnessione virtuale che fa parte del calcolo dell'FRCE;

regolando i flussi di potenza attiva degli interconnettori HVDC.

alla stabilità dell'FCP dell'area sincrona o delle aree sincrone interessate dal processo transfrontaliero di attivazione delle FRR;

alla stabilità dell'FRP e delle RRP di ciascun'area LFC gestita da TSO partecipanti o interessati; nonché

alla sicurezza dell'esercizio.

definendo un flusso di potenza attiva su una linea di interconnessione virtuale che fa parte del calcolo dell'FRCE, se l'attivazione delle FRR è automatica;

regolando un programma di controllo o definendo un flusso di potenza attiva su una linea di interconnessione virtuale tra aree LFC, se l'attivazione delle FRR è manuale; oppure

regolando i flussi di potenza attiva degli interconnettori HVDC.

alla stabilità dell'FCP dell'area sincrona o delle aree sincrone interessate dal processo transfrontaliero di attivazione delle RR;

alla stabilità dell'FRP e dell'RRP di ciascun'area LFC gestita da TSO partecipanti o interessati; nonché

alla sicurezza operativa.

determinando un flusso di potenza attiva su una linea di interconnessione virtuale che fa parte del calcolo dell'FRCE;

regolando un programma di controllo; oppure

regolando i flussi di potenza attiva degli interconnettori HVDC.

la fornitura di tutti i dati di immissione necessari per:

la responsabilità del calcolo dello scambio di potenza; nonché

l'attuazione di procedure operative per garantire la sicurezza operativa.

i TSO interessati;

la quantità di scambio di potenza prevista in funzione del processo di compensazione dello sbilanciamento, del processo transfrontaliero di attivazione delle FRR o del processo transfrontaliero di attivazione delle RR;

il tipo e la quantità massima delle riserve da scambiare o condividere; nonché

la tempistica dello scambio o della condivisione delle riserve.

richiedere la fornitura di valori in tempo reale dello scambio di potenza per la compensazione dello sbilanciamento, dello scambio di potenza per il ripristino della frequenza e del programma di controllo, necessari per l'analisi della sicurezza operativa in tempo reale; nonché

richiedere l'esecuzione di una procedura operativa che gli consenta interessato di fissare limiti relativamente allo scambio di potenza per la compensazione dello sbilanciamento, allo scambio di potenza per il ripristino della frequenza e al programma di controllo, tra le rispettive aree LFC sulla base di un'analisi della sicurezza operativa in tempo reale.

accuratezza, risoluzione, disponibilità e ridondanza delle misurazioni dei flussi di potenza attiva e della linea di interconnessione virtuale;

disponibilità e ridondanza dei sistemi di controllo digitali;

disponibilità e ridondanza dell'infrastruttura di comunicazione; nonché

protocolli di comunicazione.

assicura una sufficiente qualità e disponibilità del calcolo dell'FRCE;

esegue un monitoraggio in tempo reale della qualità del calcolo dell'FRCE;

interviene in caso di errore di calcolo dell'FRCE; nonché

se l'FRCE è determinato dall'ACE, esegue un monitoraggio ex post della qualità del calcolo dell'FRCE confrontando l'FRCE ai valori di riferimento almeno una volta all'anno.

lo stato del sistema di trasmissione a norma dell'articolo 18; nonché

i dati di misurazione in tempo reale dell'FRCE dei blocchi LFC e delle aree LFC dell'area sincrona.

ne informa gli altri TSO del blocco LFC; nonché

in collaborazione con i TSO del blocco LFC intraprende azioni coordinate, da specificare nell'accordo operativo di blocco LFC, per ridurre l'FRCE.

la capacità di riserva FCR necessaria per l'area sincrona copre almeno l'incidente di riferimento e, per le zone sincrone dell'Europa centrale e dell'Europa settentrionale, i risultati del metodo probabilistico di dimensionamento delle FCR, svolto conformemente alla lettera c);

l'entità dell'incidente di riferimento è determinata conformemente alle seguenti condizioni:

per le aree sincrone dell'Europa centrale e dell'Europa settentrionale, i TSO dell'area sincrona hanno la facoltà di definire un metodo probabilistico al dimensionamento delle FCR tenendo conto del modello di carico, generazione e inerzia (compresa l'inerzia sintetica), nonché dei mezzi disponibili per realizzare l'inerzia minima in tempo reale conformemente alla metodologia di cui all'articolo 39, con l'obiettivo di ridurre la probabilità di insufficienza delle FCR a non più di una volta ogni 20 anni; nonché

le quote di capacità di riserva FCR spettanti a ciascun TSO come obbligo di FCR iniziale si basano sulla somma della generazione e del consumo netti dell'area di controllo rispettiva divisa per la somma della generazione e del consumo netti dell'area sincrona in un periodo di un anno.

l'attivazione delle FCR non è ritardata artificialmente e inizia al più presto dopo una deviazione di frequenza;

in caso di deviazione di frequenza pari o superiore a 200 mHz, almeno il 50 % dell'intera capacità di FCR è erogata entro e non oltre 15 secondi;