unităților generatoare existente și noi care sunt sau ar urma să fie clasificate de tip B, C și D în conformitate cu criteriile stabilite la articolul 5 din Regulamentul (UE) 2016/631 al Comisiei ( 1 );

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

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

locurilor de consum noi și existente, sistemelor de distribuție închise și terților în cazul în care ei oferă servicii de consum comandabil direct către OTS în conformitate cu criteriile prevăzute la articolul 27 din Regulamentul (UE) 2016/1388 al Comisiei ( 2 );

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

stabilirea cerințelor și a principiilor comune de siguranță în funcționare;

stabilirea principiilor comune de planificare operațională în sistemul interconectat;

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

asigurarea condițiilor pentru menținerea siguranței în funcționare în întreaga Uniune;

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

promovarea coordonării operării rețelei și a planificării operaționale;

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

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

să aplice principiile proporționalității și nediscriminării;

să asigure transparența;

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

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

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

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

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

OTS reprezentând cel puțin 55 % dintre statele membre; și

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

OTS reprezentând cel puțin 72 % dintre statele membre vizate; și

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

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

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

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

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

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

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

metodologiile, condițiile și valorile incluse în acordurile operaționale pentru zona sincronă de la articolul 118, cu privire la:

metodologiile și condițiile incluse în acordurile operaționale în blocul RFP de la articolul 119, cu privire la:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

indicatori ai siguranței în funcționare, în conformitate cu articolul 15;

reglajul frecvență-putere, în conformitate cu articolul 16;

evaluarea coordonării regionale, în conformitate cu articolul 17;

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

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

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

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

numărul elementelor sistemului de transport declanșate anual, per OTS;

numărul instalațiilor generatoare declanșate anual, per OTS;

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

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

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

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

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

numărul de separări prin segmentare sau de stări de colaps locale și

numărul de colapsuri care implică doi sau mai mulți OTS.

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

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

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

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

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

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

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

identificarea zonelor sincrone de care aparține fiecare stat membru;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

frecvența îndeplinește următoarele criterii:

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

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

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

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

frecvența îndeplinește următoarele criterii:

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

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

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

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

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

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

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

fluxurile de putere activă și reactivă;

tensiunile în bara colectoare;

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

rezervele de putere activă și reactivă și

producția și consumul.

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

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

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

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

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

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

să ia în considerare riscurile de eșec în cazul aplicării măsurilor de remediere disponibile și impactul acestora asupra siguranței în funcționare, cum ar fi:

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

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

modificarea activă a fluxurilor de putere prin:

reglajul tensiunii și gestionarea puterii reactive prin:

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

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

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

ajustarea fluxurilor de putere activă prin intermediul sistemelor HVDC;

activarea procedurilor de gestionare a abaterilor de frecvență;

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

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

monitorizarea și stabilirea stărilor sistemului în conformitate cu articolul 19;

analiza contingențelor în funcționarea în timp real în conformitate cu articolul 34 și

analiza contingențelor în planificarea operațională în conformitate cu articolul 72.

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

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

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

instrumente de analiză a siguranței în funcționare și

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

limitele de tensiune în conformitate cu articolul 27;

limitele pentru curentul de scurtcircuit în conformitate cu articolul 30 și

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

să utilizeze datele cele mai exacte și de înaltă calitate disponibile;

să țină seama de standardele internaționale și

să ia în considerare ca bază de calcul al curentului maxim de scurtcircuit condițiile operaționale care oferă cel mai înalt nivel posibil de curent de scurtcircuit, inclusiv curentul de scurtcircuit din alte sisteme de transport și de distribuție, inclusiv din sistemele de distribuție închise.

fiecare OTS clasifică contingențele pentru propria sa zonă de reglaj;

atunci când condițiile operaționale sau meteorologice sporesc semnificativ probabilitatea apariției unei contingențe excepționale, fiecare OTS trebuie să includă respectiva situație în propria listă a situațiilor de urgență și

pentru a ține seama de contingențele excepționale cu impact ridicat asupra propriului sistem de transport sau asupra celor învecinate, fiecare OTS trebuie să includă respectiva situație în propria listă a situațiilor de urgență.

în timpul secvențelor de comutare;

pe durata necesară pregătirii și activării măsurilor de remediere.

sfera evaluării coordonate a stabilității dinamice, cel puțin în ceea ce privește modelul comun de rețea;

setul de date care trebuie schimbate între OTS în cauză pentru a realiza evaluarea coordonării stabilității dinamice;

o listă a scenariilor stabilite de comun acord cu privire la evaluarea coordonată a stabilității dinamice și

o listă de contingențe stabilite de comun acord sau a perturbațiilor al căror impact se evaluează prin evaluarea coordonată a stabilității dinamice.

în cazul în care, în ceea ce privește lista de contingențe, limitele de regim staționar sunt atinse înainte limitele de stabilitate, OTS își bazează evaluarea stabilității dinamice numai pe studiile de stabilitate offline efectuate în faza de planificare operațională pe termen mai lung;

dacă, în condiții de retragere din exploatare planificată, cu privire la lista de contingențe, limitele de regim staționar și limitele de stabilitate sunt apropiate sau limitele de regim staționar sunt atinse înainte de limitele de stabilitate, OTS trebuie să efectueze o evaluare a stabilității dinamice în etapa de planificare operațională pe o zi, cu menținerea acestor condiții. OTS planifică măsuri de remediere care urmează a fi utilizate în decursul operării în timp real, dacă este necesar, și

dacă sistemul de transport este în situația cu N elemente în funcțiune cu privire la lista de contingențe și limitele de regim staționar sunt atinse înainte de limitele de stabilitate, OTS trebuie să efectueze o evaluare a stabilității dinamice în toate etapele planificării operaționale și să reevalueze limitele de stabilitate cât mai curând posibil după depistarea unei schimbări semnificative în ceea ce privește situația cu N elemente în funcțiune.

toți OTS din respectiva zonă sincronă efectuează, în termen de cel mult doi ani de la data intrării în vigoare a prezentului regulament, un studiu comun pentru fiecare zonă sincronă, care să identifice dacă trebuie stabilite cerințe minime de inerție, luând în considerare costurile și beneficiile, precum și posibile alternative. OTS trebuie să transmită autorităților lor de reglementare studiile pe care le-au efectuat. Toți OTS efectuează o analiză periodică și o actualizare a studiilor o dată la doi ani;

în cazul în care studiile menționate la litera (a) demonstrează necesitatea de a se defini inerția minimă necesară, toți OTS din zona sincronă respectivă elaborează în comun o metodologie pentru definirea inerției minime necesare în vederea menținerii siguranței în funcționare și a prevenirii nerespectării limitelor de stabilitate. Metodologia respectivă trebuie să respecte principiile eficienței și proporționalității, să fie elaborată în termen de șase luni de la finalizarea studiilor menționate la litera (a) și trebuie actualizată în termen de șase luni de data actualizării și punerii la dispoziție a studiilor; și

fiecare OTS implementează în operarea în timp real inerția minimă în propria zonă de reglaj, în conformitate cu metodologia definită și cu rezultatele obținute în conformitate cu litera (b).

producție;

consum;

programe;

poziții de echilibrare;

retragerile planificate din exploatare și topologiile stațiilor de transformare și

prognoze.

date structurale în conformitate cu articolul 48;

date referitoare la programare și prognoze în conformitate cu articolul 49;

date în timp real în conformitate cu articolul 44, cu articolul 47 și cu articolul 50 și

dispoziții în conformitate cu articolul 51, cu articolul 52 și cu articolul 53.

obligația ca OTS să comunice fără întârziere către OTS învecinați toate modificările parametrilor de protecție, ale limitelor termice și ale capacităților tehnice de pe liniile de interconexiune dintre zonele lor de reglaj;

obligația ca OD conectați direct la sistemul de transport să informeze OTS la care sunt conectați, în termenele convenite, cu privire la orice modificări ale datelor și informațiilor în temeiul prezentului titlu;

obligația ca OD adiacenți și/sau OD din amonte și din aval să se informeze reciproc, în termenele convenite, cu privire la orice modificări ale datelor și informațiilor în temeiul prezentului titlu;

obligația ca URS să își informeze OTS sau OD, în termenele convenite, cu privire la orice modificări relevante ale datelor și informațiilor stabilite în temeiul prezentul titlu;

conținutul detaliat al datelor și informațiilor stabilite în temeiul prezentului titlu, inclusiv principiile de bază, tipul datelor, mijloacele de comunicare, formatul și standardele aplicabile, calendarul și responsabilitățile;

marcarea temporală și periodicitatea transmiterii de date și informații care trebuie furnizate de către OD și URS, urmând a fi utilizate de către OTS în diverse termene. Trebuie definită frecvența schimburilor de informații pentru datele în timp real, datele programate și actualizarea datelor structurale și

formatul de raportare a datelor și a informațiilor stabilite în temeiul prezentului titlu.

topologia obișnuită a stațiilor de transformare și alte date relevante, pe nivel de tensiune;

date tehnice privind liniile de transport;

date tehnice privind transformatoarele care conectează OD, URS care sunt locuri de consum și transformatoarele bloc ale generatoarelor URS care sunt instalații de producere a energiei electrice;

valorile maxime și minime ale puterii active și reactive ale URS care sunt unități generatoare;

date tehnice privind transformatoarele schimbătoare de fază;

date tehnice privind sistemele HVDC;

date tehnice privind bobinele de reactanță, condensatorii și compensatoarele statice de putere reactivă (VAR) și

limitele de siguranță în funcționare definite de către fiecare OTS în conformitate cu articolul 25.

topologia sistemelor de transport cu tensiune de cel puțin 220 kV din zona sa de reglaj;

un model sau un echivalent al sistemului de transport cu tensiune mai mică de 220 kV, cu impact semnificativ asupra propriului sistem de transport;

limitele termice ale elementelor sistemului de transport și

o cantitate agregată prognozată realistă și exactă a energiei injectate și retrase, pe sursă de energie primară, la fiecare nod al sistemului de transport pentru diferite intervale de timp.

date privind URS care sunt unități generatoare, inclusiv următoarele elemente, dar fără a se limita la acestea:

datele privind tipul de reglaj și intervalul de reglaj de tensiune în ceea ce privește comutatorul de ploturi, inclusiv descrierea comutatoarelor de ploturi în sarcină existente, precum și datele privind tipul de reglaj și intervalul de reglaj de tensiune în ceea ce privește transformatoarele ridicătoare și de rețea, și

datele privind sistemele HVDC și dispozitivele FACTS referitoare la modelele dinamice ale sistemului sau ale dispozitivului și reglajul aferent în condiții de perturbație importantă.

frecvența;

abaterea de reglaj la restabilirea frecvenței;

transferurile măsurate de putere activă între zonele RFP;

informațiile referitoare la agregarea generării;

starea sistemului în conformitate cu articolul 18;

valoarea de referință a regulatorului frecvență-putere și

transferul de putere prin liniile de interconexiune virtuale.

topologia reală a stației de transformare;

puterea activă și reactivă în celula de linie, inclusiv transportul, distribuția și liniile dintre URS;

puterea activă și reactivă în celula de transformator, inclusiv transportul, distribuția și transformatoarele dintre URS;

puterea activă și reactivă în celula instalației de producere a energiei electrice;

pozițiile de reglaj ale transformatoarelor, inclusiv ale transformatoarelor schimbătoare de fază;

tensiunea măsurată sau estimată a barei colectoare;

puterea reactivă în celula bobinei de reactanță și a condensatorului sau din compensatorul static de putere reactivă și

restricții privind capacitățile de producție de putere activă și reactivă cu privire la zona de observabilitate.

stațiile de transformare, pe tensiune;

liniile care conectează stațiile de transformare menționate la litera (a);

transformatoarele din stațiile de transformare menționate la litera (a);

URS și

bobinele de reactanță și condensatorii conectați la stațiile de transformare menționate la litera (a).

date generale privind unitatea generatoare, inclusiv puterea instalată, precum și sursa de energie primară;

date privind turbinele și instalația de producere a energiei electrice, inclusiv timpul de pornire la cald și la rece;

date pentru calculul curentului de scurtcircuit;

date privind transformatorul instalației de producere a energiei electrice;

datele RSF ale unităților generatoare care oferă sau furnizează acest serviciu, în conformitate cu articolul 154;

datele RRF ale unităților generatoare care oferă sau furnizează acest serviciu, în conformitate cu articolul 158;

datele RI ale unităților generatoare care oferă sau furnizează acest serviciu, în conformitate cu articolul 161;

datele necesare pentru restaurarea sistemului de transport;

datele și modelele necesare pentru efectuarea simulării dinamice;

date privind protecția;

datele necesare pentru stabilirea costurilor măsurilor de remediere, în conformitate cu articolul 78 alineatul (1) litera (b); în cazul în care un OTS recurge la mecanismele bazate pe piață în conformitate cu articolul 4 alineatul (2) litera (d), furnizarea prețurilor care trebuie plătite de către OTS se consideră suficientă;

capacitatea puterii reactive pentru reglarea tensiunii.

date generale privind unitatea generatoare, inclusiv puterea instalată, precum și sursa de energie primară;

date pentru calculul curentului de scurtcircuit;

date RSF în conformitate cu definiția și cu cerințele de la articolul 173 pentru unitățile generatoare care oferă sau furnizează acest serviciu;

datele RRF ale unităților generatoare care oferă sau furnizează acest serviciu;

datele RI ale unităților generatoare care oferă sau furnizează acest serviciu;

date privind protecția;

capacitatea de reglaj al puterii reactive;

datele necesare pentru stabilirea costurilor măsurilor de remediere, în conformitate cu articolul 78 alineatul (1) litera (b); în cazul în care un OTS recurge la mecanismele bazate pe piață în conformitate cu articolul 4 alineatul (2) litera (d), furnizarea prețurilor care trebuie plătite de către OTS se consideră suficientă;

datele necesare pentru efectuarea evaluării stabilității dinamice în conformitate cu articolul 38.

datele nominale ale instalației;

date privind transformatoarele;

date privind filtrele și băncile de filtre;

date privind compensarea puterii reactive;

capacitatea de reglaj al puterii reactive;

capacitatea de reglaj al puterii reactive și al tensiunii;

întâietatea modului de funcționare putere activă sau putere reactivă, dacă este cazul;

capacitatea de răspuns la abaterile de frecvență;

modelele dinamice pentru simularea dinamică;

date privind protecția și

capacitatea de trecere peste defect.

datele nominale ale instalației;

parametrii electrici;

protecțiile asociate.

cantitatea de putere activă generată, precum și cantitatea și disponibilitatea rezervelor de putere activă, pe baza planificării pe o zi și intrazilnice;

fără întârziere, orice indisponibilitate programată sau limitare a puterii active;

orice restricție prognozată a capacității de reglaj al puterii reactive și

prin derogare de la literele (a) și (b), în regiunile cu un sistem central de dispecerizare, datele solicitate de OTS pentru pregătirea programării sale în ceea ce privește producția de putere activă.

programarea în ceea ce privește puterea activă și disponibilitatea acesteia, pe baza planificării pe o zi și intrazilnice;

fără întârziere, orice indisponibilitate programată sau restricție a puterii active și

orice restricție prognozată a capacității de reglaj al puterii reactive sau tensiunii;

poziția întrerupătoarelor la punctul de racordare sau la un alt punct de interacțiune convenit cu OTS;

puterea activă și reactivă la punctul de racordare sau la un alt punct de interacțiune convenit cu OTS și

în cazul instalațiilor de producere a energiei electrice cu alt consum decât cel auxiliar, puterea activă și reactivă netă.

poziția întrerupătoarelor;

starea de funcționare și

puterea activă și reactivă.

date generale privind unitatea generatoare, inclusiv puterea instalată, precum și sursa de energie primară sau tipul de combustibil;

date RSF în conformitate cu definiția și cu cerințele de la articolul 173 pentru instalațiile de producere a energiei electrice care oferă sau furnizează serviciul RSF;

date privind RRF pentru instalațiile de producere a energiei electrice care oferă sau furnizează serviciul RRF;

datele RI ale unităților generatoare care oferă sau furnizează serviciul RI;

date privind protecția;

capacitatea de reglaj al puterii reactive;

capacitatea de acces la distanță la întrerupător;

datele necesare pentru efectuarea simulărilor dinamice, în conformitate cu dispozițiile din Regulamentul (UE) 2016/631, și

nivelul de tensiune și amplasarea fiecărei unități generatoare.

starea dispozitivelor de comutare și a întrerupătoarelor la punctul de racordare și

fluxurile de putere activă și reactivă, curentul și tensiunea la punctul de racordare.

datele electrice ale transformatoarelor electrice racordate la sistemul de transport;

caracteristicile sarcinii locului de consum și

caracteristicile reglajului puterii reactive.

programarea sa în ceea ce privește consumul de putere activă și consumul prognozat de putere reactivă, pe baza planificării pe o zi și intrazilnice, inclusiv modificările aduse programului sau prognozelor;

orice restricție prognozată a capacității de reglaj al puterii reactive;

în cazul participării la consumul comandabil, un grafic al intervalului său de putere maximă și minimă structurală care urmează să fie redus și

prin derogare de la litera (a), în regiunile cu un sistem central de dispecerizare, datele solicitate de OTS pentru pregătirea programării sale în ceea ce privește producția de putere activă.

puterea activă și reactivă la punctul de racordare și

intervalul de putere minimă și maximă care urmează să fie redus.

puterea activă minimă și maximă structurală disponibilă pentru consumul comandabil și durata maximă și minimă a oricărei potențiale utilizări a acestei puteri pentru consumul comandabil;

o prognoză a puterii active nerestricționate disponibile pentru consumul comandabil și orice consum comandabil planificat;

puterea activă și reactivă în timp real la punctul de racordare și

o confirmare a faptului că sunt aplicate estimările valorilor efective ale consumului comandabil.

puterea activă minimă și maximă structurală disponibilă pentru consumul comandabil și durata maximă și minimă a oricărei potențiale activări a consumului comandabil într-o arie geografică specifică definită de OTS și OD;

o prognoză a puterii active nerestricționate disponibile pentru consumul comandabil și orice nivel planificat al consumului comandabil într-o arie geografică specifică definită de OTS și OD;

puterea activă și reactivă, în timp real, și

o confirmare a faptului că sunt aplicate estimările valorilor efective ale consumului comandabil.

dovezi ale conformității cu toate dispozițiile operaționale tehnice și organizatorice pertinente din prezentul regulament pentru un nou element al sistemului de transport la prima sa intrare în funcțiune;

dovezi ale conformității cu toate dispozițiile operaționale tehnice și organizatorice pertinente din prezentul regulament pentru o nouă instalație a URS sau OD la prima sa intrare în funcțiune;

dovezi ale conformității cu toate dispozițiile operaționale tehnice și organizatorice pertinente din prezentul regulament la orice schimbare a unui element din sistemul de transport sau a unei instalații a URS sau OD, care este relevantă pentru operarea sistemului;

evaluarea posibilelor efecte negative ale producerii unui defect, scurtcircuit sau incident neprevăzut și neașteptat în operarea sistemului, într-un element al sistemului de transport sau la instalația URS ori a OD.

OTS să asigure funcționarea corectă a elementelor sistemului de transport;

OD și URS să asigure funcționarea corectă a sistemelor de distribuție și a instalațiilor URS;

OTS, OD sau URS să dezvolte noi practici operaționale și să le mențină pe cele existente;

OTS să garanteze îndeplinirea serviciilor tehnologice de sistem;

OTS, OD sau URS să obțină informații despre performanța elementelor sistemului de transport și a instalațiilor URS și OD în orice condiții și cu respectarea tuturor dispozițiilor operaționale ale prezentului regulament, în ceea ce privește:

încorporate în procesul de certificare și de formare a angajaților responsabili de operarea în timp real;

utilizate drept contribuții în procesul de cercetare și dezvoltare al ENTSO-E și

folosite pentru a îmbunătăți practicile operaționale, inclusiv practicile pentru starea de urgență și de restaurare.

toată documentația și certificatele echipamentelor care urmează să fie furnizate de către URS;

detalii cu privire la caracteristicile tehnice ale instalației URS relevante pentru funcționarea sistemului;

cerințe privind modelele de evaluare a stabilității dinamice și

studiile efectuate de URS care demonstrează rezultatele preconizate ale evaluării stabilității dinamice, dacă este cazul.

un program inițial de formare pentru certificare și un program permanent de formare continuă a personalului său responsabil de operarea în timp real a sistemului de transport;

un program de formare pentru angajații săi responsabili cu planificarea operațională. Fiecare OTS contribuie la elaborarea și adoptarea de programe de formare pentru angajații centrelor relevante de coordonare a siguranței la nivel regional;

un program de formare pentru angajații săi responsabili cu echilibrarea.

o descriere a elementelor sistemului de transport;

operarea sistemului de transport în toate stările specifice sistemului, inclusiv starea de restaurare;

utilizarea sistemelor și proceselor la locul de muncă;

coordonarea operațiunilor și condițiilor de piață între OTS;

recunoașterea situațiilor operaționale excepționale și răspunsul la acestea;

domenii relevante ale ingineriei electroenergetice;

aspecte relevante ale pieței interne a energiei electrice din Uniune;

aspecte relevante ale codurilor de rețea sau ale orientărilor adoptate în conformitate cu articolul 6 și cu articolul 18 din Regulamentul (CE) nr. 714/2009;

siguranța și securitatea persoanelor și a echipamentelor nucleare și de altă natură în operarea sistemelor de transport;

cooperarea și coordonarea între OTS în operarea în timp real și în planificarea operațională la nivelul principalelor camere de comandă, în limba engleză, cu excepția cazului în care se prevede altfel;

formare profesională comună cu OD și URS conectați la sistemul de transport, dacă este cazul;

aptitudini comportamentale cu accent special pe gestionarea stresului, reacții în situații critice, responsabilitate și competențe motivaționale și

practicile și instrumentele de planificare operațională, inclusiv cele utilizate cu centrele de coordonare a securității la nivel regional în planificarea operațională.

calificărilor și a procesului de selecție pentru formarea angajaților OTS;

formării necesare pentru certificarea personalului operațional care este responsabil de operarea în timp real;

proceselor, inclusiv a documentației relevante, necesare pentru programele de formare inițială și continuă;

procesului necesar pentru certificarea personalului operațional care este responsabil de operarea în timp real și

procesului de extindere a perioadei de formare și a perioadei de certificare pentru personalul operațional care este responsabil de operarea în timp real.

pe un an, în conformitate cu articolele 66, 67 și 68;

după caz, pe o săptămână, în conformitate cu articolul 69;

pe o zi, în conformitate cu articolul 70 și

intrazilnic, în conformitate cu articolul 70.

cererea de energie electrică;

condițiile referitoare la contribuția surselor regenerabile de energie;

pozițiile stabilite de import/export, inclusiv valorile de referință convenite care să permită fuzionarea;

modelul de producție, cu un parc de producție disponibil în întregime;

dezvoltarea rețelei pe un an.

de modelele tipice ale schimbului transfrontalier pentru diferite niveluri de consum și în ceea ce privește sursele de energie regenerabile și producția convențională;

de probabilitatea producerii scenariilor;

de eventualele abateri de la limitele de siguranță în funcționare pentru fiecare scenariu;

de cantitatea de putere produsă și consumată de instalațiile de producere a energiei electrice și de locurile de consum conectate la sistemele de distribuție.

vârful de iarnă, a treia miercuri din ianuarie anul curent, ora 10.30 CET;

golul de iarnă, a doua duminică din ianuarie anul curent, ora 3.30 CET;

vârful de primăvară, a treia miercuri din aprilie anul curent, ora 10.30 CET;

golul de primăvară, a doua duminică din aprilie anul curent, ora 3.30 CET;

vârful de vară, a treia miercuri din iulie anul trecut, ora 10.30 CET;

golul de vară, a doua duminică din iulie anul trecut, ora 3.30 CET;

vârful de toamnă, a treia miercuri din octombrie anul trecut, ora 10.30 CET;

golul de toamnă, a doua duminică din octombrie anul trecut, ora 3.30 CET.

să convină împreună cu OTS învecinați asupra fluxului de putere estimat în sistemele HVDC care leagă zonele lor de reglaj;

să echilibreze, pentru fiecare scenariu, suma următoarelor elemente:

să fie în concordanță cu datele structurale furnizate în conformitate cu cerințele prevăzute la articolul 41, la articolul 43, la articolul 45 și la articolul 48;

să fie în concordanță cu scenariile elaborate în conformitate cu articolul 65 și

să facă o distincție cu privire la tipul de sursă de energie primară.

termenele de colectare a modelelor individuale de rețea stabilite pe un an, pentru fuzionarea acestora într-un model comun de rețea și pentru salvarea modelelor individuale și comune de rețea;

controlul calității modelelor individuale și comune de rețea care trebuie implementate pentru a garanta exhaustivitatea și coerența acestora și

corectarea și îmbunătățirea modelelor individuale și comune de rețea, implementând cel puțin controalele de calitate menționate la litera (b).

definiția mărcilor temporale;

termenele de colectare a modelelor individuale de rețea, pentru fuzionarea acestora într-un model comun de rețea și pentru salvarea modelelor individuale și comune de rețea. Termenele trebuie să fie compatibile cu procesele regionale stabilite pentru pregătirea și activarea măsurilor de remediere;

controlul calității modelelor individuale și a modelului comun de rețea care trebuie implementate pentru a garanta exhaustivitatea și coerența acestora;

corectarea și îmbunătățirea modelelor individuale și comune de rețea, implementând cel puțin controalele de calitate menționate la litera (c) și

tratarea informațiilor suplimentare referitoare la demersurile operaționale, cum ar fi valorile de referință ale protecțiilor sau schemele de protecție a sistemului, diagramele linie și configurația stației de transformare pentru a gestiona siguranța în funcționare.

prognozele actualizate pentru producție și consum;

rezultatele disponibile ale proceselor de piață pe o zi și intrazilnice;

rezultatele disponibile ale sarcinilor de planificare descrise la titlul 6 din partea III;

pentru instalațiile de producere a energiei electrice racordate la sistemele de distribuție, producția de putere agregată activă diferențiată în funcție de tipul de sursă de energie primară potrivit datelor furnizate în conformitate cu articolul 40, cu articolul 43, cu articolul 44, cu articolul 48, cu articolul 49 și cu articolul 50;

topologia actualizată a sistemului de transport.

pe un an;

pe o săptămână, în conformitate cu articolul 69;

pe o zi și

intrazilnic.

fluxurile de putere și tensiunile care depășesc limitele siguranței în funcționare;

încălcări ale limitelor de stabilitate ale sistemului de transport identificate în conformitate cu articolul 38 alineatele (2) și (6) și

încălcarea pragurilor de scurtcircuit din sistemul de transport.

metodele de evaluare a influenței pe care o au elementele sistemului de transport și URS situați în afara zonei de reglaj a unui OTS, în scopul de a identifica elementele incluse în zona de observabilitate a OTS și pragurile de influență ale contingențelor, deasupra cărora contingențele legate de aceste elemente constituie contingențe externe;

principii comune de evaluare a riscurilor, care acoperă cel puțin contingențele menționate la articolul 33:

principii pentru evaluarea și gestionarea incertitudinilor legate de producție și de consum, luând în considerare o marjă de fiabilitate, în conformitate cu articolul 22 din Regulamentul (UE) 2015/1222;

cerințe privind coordonarea și schimbul de informații între centrele de coordonare a securității la nivel regional pe tema sarcinilor enumerate la articolul 77 alineatul (3);

rolul ENTSO-E în ceea ce privește guvernanța instrumentelor comune, îmbunătățirea normelor privind calitatea datelor, monitorizarea metodologiei pentru analiza coordonată a siguranței în funcționare și dispozițiile comune pentru coordonarea regională a siguranței în funcționare în fiecare regiune de calcul al capacităților.

statutul de conectivitate sau valorile electrice (tensiuni, fluxuri de putere, unghiul rotoric) care influențează în mod semnificativ acuratețea rezultatelor estimării stării sistemului în zona de reglaj OTS, peste pragurile comune;

statutul de conectivitate sau valorile electrice (tensiuni, fluxuri de putere, unghiul rotoric) care influențează în mod semnificativ acuratețea rezultatelor analizei siguranței în funcționare a OTS, peste pragurile comune, și

cerința de a asigura o reprezentare adecvată a elementelor conectate în zona de observabilitate a OTS.

fiecare element are un factor de influență asupra valorilor electrice, cum ar fi fluxurile de putere, tensiunile și unghiul rotoric în cadrul zonei de reglaj a OTS, care sunt mai mari decât pragurile comune de influență ale contingențelor, ceea ce înseamnă că retragerile din exploatare ale acestor elemente pot influența în mod semnificativ rezultatele analizei contingențelor efectuate de către OTS;

alegerea pragurilor de influență ale contingențelor trebuie să reducă la minimum riscul ca apariția unei contingențe identificate în zona de reglaj a unui OTS și nu în lista de contingențe externe a OTS să determine un comportament al sistemului OTS considerat inacceptabil pentru oricare element al listei sale de contingențe interne, cum ar fi o stare de urgență;

evaluarea unui astfel de risc se bazează pe situații reprezentative pentru diferitele stări care pot fi preconizate, caracterizate de variabile precum nivelul și modelul de producție, nivelurile de schimb și retragerile din exploatare ale activelor.

coerența între definițiile contingențelor excepționale;

evaluarea probabilității și a impactului unor contingențe excepționale și

luarea în considerare a contingențelor excepționale din lista de contingențe a unui OTS, atunci când probabilitatea producerii acestora depășește un prag comun.

condiții armonizate, potrivit cărora un OTS își actualizează analiza siguranței în funcționare. Condițiile trebuie să ia în considerare aspecte relevante precum orizontul de timp al prognozelor referitoare la producție și consum, gradul de schimbare a valorilor prognozate în cadrul zonei de reglaj a OTS sau în cadrul zonei de reglaj a altor OTS, locul producției și al consumului și rezultatele anterioare ale analizelor siguranței în funcționare realizate de acesta și

frecvența minimă a actualizărilor prognozelor referitoare la producție și la consum, în funcție de variabilitatea lor și de capacitatea instalată de producție nedispecerizabilă.

condițiile și frecvența coordonării intrazilnice a analizei siguranței în funcționare și actualizările modelului comun de rețea de către centrul de coordonare a securității la nivel regional;

metodologia de pregătire a măsurilor de remediere care trebuie gestionate în coordonare, ținând cont de relevanța lor transfrontalieră, astfel cum s-a stabilit în conformitate cu articolul 35 din Regulamentul (UE) 2015/1222, ținând cont de cerințele de la articolele 20-23 și stabilind cel puțin:

desemnarea centrului sau centrelor de coordonare a securității la nivel regional care vor efectua sarcinile de la alineatul (3) pentru respectiva regiune de calcul al capacităților;

norme privind guvernanța și funcționarea centrului sau centrelor de coordonare a securității la nivel regional, care să asigure tratamentul echitabil al tuturor OTS membri;

atunci când OTS propune să desemneze mai mult de un centru de coordonare a securității la nivel regional în conformitate cu litera (a):

fiecare OTS trebuie să fie acoperit de cel puțin un centru de coordonare a securității la nivel regional;

toți OTS se asigură că numărul total al centrelor de coordonare a securității la nivel regional din Uniune nu este mai mare de șase.

coordonarea siguranței în funcționare la nivel regional în conformitate cu articolul 78, pentru a sprijini OTS să își îndeplinească obligațiile aferente intervalelor de timp pe un an, pe o zi și intrazilnice prevăzute la articolul 34 alineatul (3), la articolul 72 și la articolul 74;

construirea unui model comun de rețea în conformitate cu articolul 79;

coordonarea regională a retragerilor din exploatare în conformitate cu articolul 80, pentru a sprijini OTS să își îndeplinească obligațiile prevăzute la articolele 98 și 100;

evaluarea regională a adecvanței în conformitate cu articolul 81, pentru a sprijini OTS să își îndeplinească obligațiile prevăzute la articolul 107.

versiunea actualizată a listei de contingențe, stabilită în conformitate cu criteriile definite în metodologia de coordonare a analizei siguranței în funcționare, adoptată în conformitate cu articolul 75 alineatul (1);

lista actualizată a posibilelor măsuri de remediere, printre categoriile enumerate la articolul 22, și costurile anticipate aferente furnizate în conformitate cu articolul 35 din Regulamentul (UE) 2015/1222 în cazul în care o măsură de remediere presupune redispecerizare sau comercializare în contrapartidă, menite să contribuie la eliminarea restricțiilor identificate în regiune, și

limitele de siguranță în funcționare stabilite în conformitate cu articolul 25.

realizează evaluarea coordonată a siguranței în funcționare la nivel regional, în conformitate cu articolul 76, pe baza modelului comun de rețea instituit în conformitate cu articolul 79, a listei de contingențe și a limitelor de siguranță în funcționare furnizate de fiecare OTS în conformitate cu alineatul (1). Acesta prezintă rezultatele evaluării coordonate a siguranței în funcționare la nivel regional cel puțin tuturor OTS din regiunea de calcul al capacităților. În cazul în care depistează o restricție, acesta recomandă OTS relevant măsurile de remediere cele mai eficace și eficiente din punct de vedere economic, având posibilitatea de a recomanda și alte măsuri de remediere decât cele prezentate de către OTS. Această recomandare de măsuri de remediere trebuie însoțită de justificări;

coordonează pregătirea măsurilor de remediere cu și între OTS în conformitate cu articolul 76 alineatul (1) litera (b), pentru ca OTS să poată realiza o activare coordonată a măsurilor de remediere în timp real.

planurile de disponibilitate a activelor sale interne relevante, stocate în mediul de date de planificare operațională al ENTSO-E;

cele mai recente planuri de disponibilitate pentru toate activele nerelevante din zona sa de reglaj care sunt:

scenarii în care incompatibilitățile în planificarea retragerilor din exploatare trebuie să fie analizate și utilizate la elaborarea modelelor comune de rețea corespunzătoare derivate din modelele comune de rețea pentru diferitele intervale de timp, stabilite în conformitate cu articolul 67 și cu articolul 79.

nivelul total preconizat al consumului și resursele disponibile ale consumului comandabil;

disponibilitatea unităților generatoare și

limitele siguranței în funcționare.

frecvența, amploarea și tipul coordonării pentru, cel puțin, intervalele de timp pe un an și pe o săptămână;

dispoziții referitoare la evaluările efectuate de centrul de coordonare a securității la nivel regional în conformitate cu articolul 80;

modalități practice pentru validarea planurilor de disponibilitate a unui element de rețea relevant pe un an, astfel cum se prevede la articolul 98.

aspectele cantitative legate de evaluarea modificărilor valorilor electrice (tensiuni, fluxuri de putere, unghiul rotoric) la cel puțin un element de rețea din zona de reglaj a unui OTS, în urma schimbării stării de disponibilitate a unui potențial activ relevant situat în altă zonă de reglaj. Această evaluare trebuie să se desfășoare pe baza unor modele comune ale rețelei pe un an;

pragurile de sensibilitate a valorilor electrice menționate la litera (a), față de care să se poată evalua relevanța unui activ. Aceste praguri trebuie armonizate cel puțin pentru fiecare zonă sincronă;

capacitatea unităților generatoare sau a locurilor de consum potențiale relevante de a se califica drept URS;

aspecte calitative precum dimensiunea și proximitatea față de granițele unei zone de reglaj ale unităților generatoare, locurilor de consum sau elementelor de rețea potențiale relevante;

relevanța sistematică a tuturor elementelor de rețea situate într-un sistem de transport sau într-un sistem de distribuție care face legătura între diferite zone de reglaj și

relevanța sistematică a tuturor elementelor critice de rețea.

să informeze gestionarul unității generatoare relevante sau al locului de consum relevant cu privire la includerea sa în listă;

să informeze OD cu privire la unitățile generatoare relevante și la locurile de consum relevante care sunt conectate la sistemul lor de distribuție și

să informeze ODI cu privire la unitățile generatoare relevante și la locurile de consum relevante care sunt conectate la sistemul lor de distribuție închis.

să informeze deținătorul elementului de rețea relevant cu privire la includerea sa în listă;

să informeze OD cu privire la elementele de rețea relevante care sunt racordate la sistemul lor de distribuție și

să informeze ODI cu privire la elementele de rețea relevante care sunt racordate la sistemul lor de distribuție închis.

„disponibil” când activul relevant este gata și capabil să furnizeze serviciul, indiferent dacă este sau nu în funcțiune;

„indisponibil” când activul relevant nu este gata și nu este capabil să furnizeze serviciul;

„în test” când se testează capacitatea activului relevant de a furniza serviciul.

între prima conectare și punerea în funcțiune finală a activului respectiv și

imediat după operațiuni de întreținere a activului relevant.

motivul stării „indisponibil” a unui activ;

în cazul în care sunt identificate aceste situații, condițiile care trebuie îndeplinite înainte de aplicarea stării „indisponibil” a unui activ în timp real;

timpul necesar pentru a readuce în funcțiune un activ, atunci când este necesar, pentru a menține siguranța în funcționare.

cu respectarea ordinii în care au fost primite cererile de modificare și

cu aplicarea procedurii stabilite în conformitate cu articolul 100.

informează fiecare agent de planificare a retragerilor din exploatare afectat despre condițiile pe care trebuie să le îndeplinească pentru a atenua incompatibilitățile în planificarea retragerilor din exploatare constatate;

OTS poate solicita ca unul sau mai mulți agenți de planificare a retragerilor din exploatare să prezinte un plan alternativ de disponibilitate care să îndeplinească condițiile menționate la litera (a) și

OTS repetă evaluarea în conformitate cu alineatul (1) pentru a stabili dacă persistă vreo incompatibilitate în planificarea retragerilor din exploatare.

să ia în considerare impactul raportat de agenții de coordonare a retragerilor din exploatare afectați, precum și, după caz, de OD sau de ODI;

să limiteze evoluția planului de disponibilitate alternativ la ceea ce este strict necesar pentru a atenua incompatibilitățile legate de planificarea retragerilor din exploatare și

să își notifice autoritatea de reglementare și, dacă este cazul, OD și ODI afectați și agenții de planificare a retragerilor din exploatare, cu privire la planul de disponibilitate alternativ, inclusiv cu privire la motivele pentru elaborarea acestuia, precum și la impactul raportat de agenții de planificare a retragerilor din exploatare afectați și, după caz, de OD sau de ODI.

reduc la minimum impactul asupra pieței, menținând în același timp siguranța în funcționare și

utilizează ca bază planurile de disponibilitate prezentate și elaborate în conformitate cu articolul 94.

ia măsurile necesare pentru a planifica starea „indisponibil”, asigurând în același timp siguranța în funcționare, luând în considerare impactul raportat OTS de către agenții de planificare a retragerilor din exploatare afectați;

notifică măsurile menționate la litera (a) tuturor părților afectate și

notifică măsurile luate autorităților de reglementare relevante, OD sau ODI afectați, dacă este cazul, și agenților de planificare a retragerilor din exploatare, inclusiv justificarea acestor măsuri, impactul raportat de către agenții de planificare a retragerilor din exploatare afectați și de către OD sau ODI, dacă este cazul.

aduce forțat la starea „disponibil” toate stările „indisponibil” sau „în test” pentru activele relevante implicate în incompatibilitatea în planificare a unei retrageri din exploatare pe perioada în cauză și

notifică măsurile luate autorităților de reglementare relevante, OD sau ODI afectați, dacă este cazul, și agenților de planificare a retragerilor din exploatare, inclusiv justificarea acestor măsuri, impactul raportat de către agenții de planificare a retragerilor din exploatare afectați și de către OD sau ODI, dacă este cazul.

finalizează coordonarea retragerilor din exploatare pe un an ale activelor interne relevante și

finalizează planurile de disponibilitate a activelor sale interne relevante și le stochează în mediul de date de planificare operațională al ENTSO-E.

OTS destinatar confirmă primirea cererii și evaluează cât mai curând posibil dacă modificarea determină apariția unor incompatibilități în planificarea retragerilor din exploatare;

în cazul în care se depistează incompatibilități în planificarea retragerilor din exploatare, OTS implicați din regiunea de coordonare a retragerilor din exploatare identifică împreună o soluție în coordonare cu agenții de planificare a retragerilor din exploatare în cauză și, dacă este cazul, cu OD și cu ODI, utilizând mijloacele aflate la dispoziția lor;

dacă nu s-a depistat nicio incompatibilitate în planificarea retragerilor din exploatare sau dacă nu persistă nicio incompatibilitate în planificarea retragerilor din exploatare, OTS destinatar validează modificarea solicitată, iar OTS relevanți trebuie să informeze în consecință toate părțile afectate și să actualizeze planul final de disponibilitate pe un an în mediul de date de planificare operațională al ENTSO-E și

în cazul în care nu se găsește nicio soluție pentru incompatibilitățile în planificarea retragerilor din exploatare, OTS respinge modificarea solicitată.

OTS solicitant elaborează o propunere de modificare a planului de disponibilitate pe un an, inclusiv o evaluare a măsurii în care aceasta ar putea conduce la incompatibilități în planificarea retragerilor din exploatare, și își prezintă propunerea tuturor celorlalți OTS din regiunea sau din regiunile sale de coordonare a retragerilor din exploatare;

dacă se constată incompatibilități în planificarea retragerilor din exploatare, OTS implicați din regiunea de coordonare a retragerilor din exploatare identifică împreună o soluție în coordonare cu agenții de planificare a retragerilor din exploatare în cauză și, dacă este cazul, cu OD și cu ODI, utilizând mijloacele aflate la dispoziția acestora;

dacă nu s-a depistat nicio incompatibilitate în planificarea retragerilor din exploatare sau dacă se identifică o soluție la incompatibilitatea în planificarea retragerilor din exploatare, OTS respectivi validează modificarea solicitată, informează în consecință toate părțile afectate și actualizează planul final de disponibilitate pe un an în mediul de date de planificare operațională al ENTSO-E;

dacă nu se identifică nicio soluție la incompatibilitățile în planificarea retragerilor din exploatare, OTS solicitant trebuie să își anuleze procedura de modificare.

un plan detaliat al testelor;

un calendar orientativ de producție sau de consum dacă activul relevant în cauză este o unitate generatoare relevantă sau un loc de consum relevant și

modificările aduse topologiei sistemului de transport sau de distribuție în cazul în care activul relevant în cauză este un element de rețea relevant.

motivul pentru care are loc retragerea forțată din exploatare;

durata preconizată a retragerii forțate din exploatare și

dacă este cazul, impactul retragerii forțate din exploatare asupra stării de disponibilitate a altor active relevante pentru care este agent de planificare a retragerilor din exploatare.

utilizează cele mai recente planuri de disponibilitate și cele mai recente date disponibile pentru:

ia în considerare contribuția energiei produse din surse regenerabile și a consumului;

evaluează probabilitatea și durata estimată a unei absențe a adecvanței și preconizează cantitatea de energie nefurnizată ca urmare a unei astfel de absențe.

programele menționate la articolul 111;

consumul preconizat;

producția preconizată din surse regenerabile de energie;

rezervele de putere activă în conformitate cu datele furnizate în temeiul articolului 46 alineatul (1) litera (a);

capacitățile de import și de export coerente cu capacitățile interzonale calculate, acolo unde este cazul, în conformitate cu articolul 14 din Regulamentul (UE) 2015/1222;

capacitățile unităților generatoare, în conformitate cu datele furnizate în temeiul articolului 43 alineatul (4), al articolului 45 și al articolului 51, precum și stările lor de disponibilitate și

capacitățile locurilor de consum cu consumul comandabil în conformitate cu datele furnizate în temeiul articolului 52 și al articolului 53, precum și stările lor de disponibilitate.

nivelul minim de import și nivelul maxim de export compatibile cu adecvanța zonei sale de reglaj;

durata preconizată a unei eventuale absențe a adecvanței și

cantitatea de energie care nu este furnizată în absența adecvanței.

concepe, instituie și gestionează achizițiile de servicii tehnologice de sistem;

monitorizează, pe baza datelor furnizate în temeiul titlului 2 din partea II, dacă nivelul și localizarea serviciilor tehnologice de sistem disponibile permit asigurarea siguranței în funcționare și

utilizează toate mijloacele disponibile eficiente din punct de vedere economic și fezabile pentru a obține nivelul necesar de servicii tehnologice de sistem.

capacitățile disponibile de putere reactivă ale instalațiilor de producere a energiei electrice;

capacitățile disponibile de putere reactivă ale locurilor de consum racordate la sistemul de transport;

capacitățile disponibile de putere reactivă ale OD;

echipamentele racordate la sistemul de transport disponibile pentru furnizarea puterii reactive și

raportul dintre puterea activă și puterea reactivă la interfața dintre sistemul de transport și sistemele de distribuție racordate la sistemul de transport.

informează OTS învecinați și

pregătește și activează măsuri de remediere în conformitate cu articolul 23.

programele de producție;

programele de consum;

programele pentru schimburile comerciale interne și

programele pentru schimburile comerciale externe.

programele pentru schimburile comerciale externe ca:

programe pentru schimburile comerciale interne între agentul de transfer și contrapărțile centrale;

programe pentru schimburile comerciale interne între agentul de transfer și alți agenți de transfer.

programele schimburilor cu alte sisteme în capacitate de schimb agregată și

poziție netă a zonei CA, în cazul în care zona de programare este interconectată cu alte zone de programare prin intermediul liniilor de transport CA.

programele de producție și

programele de consum.

modelul individual de rețea pe un an, pentru fiecare OTS și pentru fiecare scenariu, stabilit în conformitate cu articolul 66, și

modelul comun de rețea pe un an, pentru fiecare scenariu, definit în conformitate cu articolul 67.

modelele individuale pe o zi și intrazilnice pentru fiecare OTS și în funcție de rezoluția temporală, definite în conformitate cu articolul 70 alineatul (1);

schimburile planificate la momentele relevante, pentru fiecare zonă de programare sau graniță a zonei de programare, oricare este considerată relevantă de către OTS, și pentru fiecare sistem HVDC care leagă zonele de programare;

modelele comune de rețea pe o zi și intrazilnice, în funcție de rezoluția temporală, definite în conformitate cu articolul 70 alineatul (1), și

o listă a măsurilor de remediere pregătite și convenite pentru a face față restricțiilor cu relevanță transfrontalieră.

datele referitoare la adecvanța sistemului pentru sezonul următor, furnizate de fiecare OTS;

raportul referitor la analiza adecvanței sistemului la nivel paneuropean pentru sezonul următor;

prognozele privind adecvanța în conformitate cu articolul 104 și

informații privind lipsa adecvanței în conformitate cu articolul 105 alineatul (4).

regulile de dimensionare pentru RSF în conformitate cu articolul 153;

proprietățile suplimentare ale RSF în conformitate cu articolul 154 alineatul (2);

parametrii care definesc calitatea frecvenței și parametrii-țintă pentru calitatea frecvenței, în conformitate cu articolul 127;

în ceea ce privește zonele sincrone Europa continentală („EC”) și Europa de Nord, parametrii-țintă pentru abaterea de reglaj la restabilirea frecvenței pentru fiecare bloc RFP, în conformitate cu articolul 128;

metodologia de evaluare a riscului și a evoluției riscului de epuizare a RSF din zona sincronă, în conformitate cu articolul 131 alineatul (2);

monitorizarea zonei sincrone în conformitate cu articolul 133;

Calculul valorii programate a puterii de schimb reglate din poziția netă a zonei CA în zonă, cu o perioadă comună de variație a sarcinii pentru calcularea ARZ într-o zonă sincronă cu mai mult de o zonă RFP, în conformitate cu articolul 136;

dacă este cazul, limitări ale producției de putere activă a liniilor de interconexiune HVDC între zonele sincrone în conformitate cu articolul 137;

structura RFP în conformitate cu articolul 139;

dacă este cazul, metodologia pentru a reduce abaterea timpului electric în conformitate cu articolul 181;

ori de câte ori zona sincronă este operată de mai mult de un OTS, alocarea specifică a responsabilităților între OTS în conformitate cu articolul 141;

procedurile operaționale în caz de epuizare a RSF în conformitate cu articolul 152 alineatul (7);

în ceea ce privește zonele sincrone IE/IN, măsurile necesare pentru a asigura recuperarea rezervoarelor de energie în conformitate cu articolul 156 alineatul (6) litera (b);

proceduri operaționale în vederea reducerii abaterii frecvenței de sistem pentru a readuce starea sistemului la starea normală de funcționare și pentru a limita riscul de intrare în starea de urgență, în conformitate cu articolul 152 alineatul (10);

rolurile și responsabilitățile OTS care implementează un proces de compensare a dezechilibrelor, un proces de activare a RRF transfrontaliere sau un proces de activare a RI transfrontaliere, în conformitate cu articolul 149 alineatul (2);

cerințe privind disponibilitatea, fiabilitatea și redundanța infrastructurii tehnice, în conformitate cu articolul 151 alineatul (2);

normele comune pentru operarea în stare normală de funcționare și în stare de alertă, în conformitate cu articolul 152 alineatul (6), și măsurile menționate la articolul 152 alineatul (15);

în ceea ce privește zonele sincrone EC și Europa de Nord, perioada minimă de activare care trebuie asigurată de furnizorii de RSF în conformitate cu articolul 156 alineatul (10);

pentru zonele sincrone EC și Europa de Nord, ipotezele și metodologia pentru analiza cost-beneficiu în conformitate cu articolul 156 alineatul (11);

dacă este cazul, în ceea ce privește alte zone sincrone decât zona sincronă EC, limite pentru schimbul de RSF între OTS, în conformitate cu articolul 163 alineatul (2);

rolurile și responsabilitățile OTS cu rezerve racordate, OTS receptor al rezervei și OTS afectat în ceea ce privește schimbul de RRF și RI, definite în conformitate cu articolul 165 alineatul (1);

rolurile și responsabilitățile OTS care furnizează capacitatea de reglaj, OTS care primește capacitatea de reglaj și OTS afectat în ceea ce privește partajarea de RRF și RI, definite în conformitate cu articolul 166 alineatul (1);

rolurile și responsabilitățile OTS cu rezerve racordate, OTS receptor al rezervei și OTS afectat în ceea ce privește schimbul de rezerve între zonele sincrone, precum și ale OTS care furnizează capacitatea de reglaj, OTS care primește capacitatea de reglaj și OTS afectat în ceea ce privește partajarea de rezerve între zonele sincrone definite în conformitate cu articolul 171 alineatul (2);

metodologia de stabilire a unor limite cu privire la amploarea partajării de RSF între zonele sincrone, definită în conformitate cu articolul 174 alineatul (2);

în ceea ce privește zonele sincrone IE/IN, metodologia de stabilire a cantității minime de capacitate de rezervă furnizate pe RSF între zonele sincrone, în conformitate cu articolul 174 alineatul (2) litera (b);

metodologia de stabilire a unor limite în ceea ce privește amploarea schimbului de RRF între zonele sincrone, definită în conformitate cu articolul 176 alineatul (1), și metodologia de stabilire a unor limite în ceea ce privește amploarea partajării de RRF între zonele sincrone, definită în conformitate cu articolul 177 alineatul (1), și

metodologia de stabilire a limitelor cantității de RI schimbate între zonele sincrone, definită în conformitate cu articolul 178 alineatul (1), și metodologia de stabilire a limitelor cantității de RI partajate între zonele sincrone, definită în conformitate cu articolul 179 alineatul (1).

în cazul în care blocul RFP este format din mai mult de o zonă RFP, parametrii-țintă pentru ARRF aferenți fiecărei zone RFP, definiți în conformitate cu articolul 128 alineatul (4);

responsabilul cu monitorizarea blocului RFP, în conformitate cu articolul 134 alineatul (1);

restricții de rampă la producția de putere activă, în conformitate cu articolul 137 alineatele (3) și (4);

în cazul în care blocul RFP este operat de mai mult de un OTS, alocarea specifică a responsabilităților între OTS din interiorul blocului RFP, în conformitate cu articolul 141 alineatul (9);

dacă este cazul, desemnarea OTS responsabil pentru sarcinile prevăzute la articolul 145 alineatul (6);

cerințe suplimentare privind disponibilitatea, fiabilitatea și redundanța infrastructurii tehnice, în conformitate cu articolul 151 alineatul (3);

procedurile operaționale în caz de epuizare a RRF sau RI, în conformitate cu articolul 152 alineatul (8);

regulile de dimensionare a RRF definite în conformitate cu articolul 157 alineatul (1);

regulile de dimensionare a RI definite în conformitate cu articolul 160 alineatul (2);

în cazul în care blocul RFP este operat de mai mult de un OTS, alocarea specifică a responsabilităților definită în conformitate cu articolul 157 alineatul (3) și, dacă este cazul, alocarea specifică a responsabilităților definită în conformitate cu articolul 160 alineatul (6);

procedura de escaladare definită în conformitate cu articolul 157 alineatul (4) și, dacă este cazul, procedura de escaladare definită în conformitate cu articolul 160 alineatul (7);

cerințele privind disponibilitatea RRF, cerințele privind controlul de calitate definite în conformitate cu articolul 158 alineatul (2) și, dacă este cazul, cerințele privind disponibilitatea RI și cerințele privind controlul de calitate definite în conformitate cu articolul 161 alineatul (2);

dacă este cazul, limitele schimbului de RSF între diferite zone RFP din diferitele blocuri RFP din zona sincronă EC și schimbul de RRF sau RI între zonele RFP ale unui bloc RFP dintr-o zonă sincronă formată din mai mult de un bloc RFP, definite în conformitate cu articolul 163 alineatul (2), articolul 167 și articolul 169 alineatul (2);

rolurile și responsabilitățile OTS cu rezerve racordate, OTS receptor al rezervei și OTS afectat în ceea ce privește schimbul de RRF și/sau RI cu OTS din alte blocuri RFP, definite în conformitate cu articolul 165 alineatul (6);

rolurile și responsabilitățile OTS care furnizează capacitatea de reglaj, OTS care primește capacitatea de reglaj și OTS afectat în ceea ce privește partajarea de RRF și RI, definite în conformitate cu articolul 166 alineatul (7);

rolurile și responsabilitățile OTS care furnizează capacitatea de reglaj, OTS care primește capacitatea de reglaj și OTS afectat în ceea ce privește partajarea de RRF și RI între zonele sincrone, în conformitate cu articolul 175 alineatul (2);

măsuri de coordonare care să vizeze reducerea ARRF, astfel cum sunt definite la articolul 152 alineatul (14), și

măsuri pentru a reduce ARRF prin solicitarea de modificări ale producției sau consumului de putere activă al unităților generatoare și unităților consumatoare, în conformitate cu articolul 152 alineatul (16).

frecvența nominală pentru toate zonele sincrone;

domeniul de frecvență standard pentru toate zonele sincrone;

abaterea maximă a frecvenței instantanee pentru toate zonele sincrone;

abaterea maximă de frecvență în regim staționar pentru toate zonele sincrone;

durata de restabilire a frecvenței pentru toate zonele sincrone;

durata de recuperare a frecvenței pentru zonele sincrone GB și IE/IN;

domeniul de restabilire a frecvenței pentru zonele sincrone GB, IE/IN și Europa de Nord;

domeniul de recuperare a frecvenței pentru zonele sincrone GB și IE/IN și

timpul de declanșare a stării de alertă pentru toate zonele sincrone.

timpul de declanșare a stării de alertă;

numărul maxim de minute în afara domeniului de frecvență standard.

durata de restabilire a frecvenței;

timpul de declanșare a stării de alertă și

numărul maxim de minute în afara domeniului de frecvență standard.

propunerea de modificare a parametrilor care definesc calitatea frecvenței din tabelul 1 din anexa III sau a parametrului-țintă pentru calitatea frecvenței din tabelul 2 din anexa III ține seama de următoarele elemente:

Toți OTS din zona sincronă organizează o consultare publică privind impactul exercitat asupra părților interesate de propunerea de modificare a parametrilor care definesc calitatea frecvenței din tabelul 1 din anexa III sau a parametrului-țintă pentru calitatea frecvenței din tabelul 2 din anexa III.

numărul de intervale de timp pe an în afara domeniului ARRF de nivel 1 în cadrul unui interval de timp egal cu durata de restabilire a frecvenței trebuie să fie mai mic de 30 % din intervalele de timp ale anului; și

numărul de intervale de timp pe an în afara domeniului ARRF de nivel 2 în cadrul unui interval de timp egal cu durata de restabilire a frecvenței trebuie să fie mai mic de 5 % din intervalele de timp ale anului.

numărul maxim de intervale de timp în afara domeniului ARRF de nivel 1 trebuie să fie mai mic sau egal cu valoarea din tabelul 1 din anexa IV ca procentaj din intervalele de timp pe an;

numărul maxim de intervale de timp în afara domeniului ARRF de nivel 2 trebuie să fie mai mic sau egal cu valoarea din tabelul 1 din anexa IV ca procentaj din intervalele de timp pe an.

pentru zona sincronă:

pentru fiecare bloc RFP din zona sincronă, datele referitoare la ARRF instantanee.

pentru zona sincronă, în timpul funcționării în stare normală de funcționare sau în stare de alertă în conformitate cu articolul 18 alineatele (1) și (2), lunar, pentru datele referitoare la frecvența instantanee:

pentru fiecare bloc RFP din zonele sincrone EC și Europa de Nord în timpul funcționării în stare normală de funcționare sau în stare de alertă în conformitate cu articolul 18 alineatele (1) și (2), lunar:

pentru blocurile RFP din zona sincronă GB sau IE/IN, în timpul funcționării în stare normală de funcționare sau în stare de alertă în conformitate cu articolul 18 alineatele (1) și (2), lunar și pentru un set de date care conține valorile medii ale ARRF din blocul RFP pe intervale de timp cu durata de un minut: numărul evenimentelor în care valoarea absolută a ARRF a depășit abaterea maximă de frecvență în regim staționar și ARRF nu a fost readusă la 10 % din abaterea maximă de frecvență în regim staționar, pe durata de restabilire a frecvenței, cu distincție între ARRF negative și cele pozitive.

valori măsurate ale frecvenței sistemului;

calculul datelor de evaluare a calității frecvenței și

furnizarea datelor de evaluare a calității frecvenței pentru procesul de aplicare a criteriilor.

obligații privind perioadele de variație a sarcinii și/sau viteza maximă de variație a sarcinii la unitățile generatoare și/sau la unitățile consumatoare;

obligații privind timpii individuali de pornire a rampei la unitățile generatoare și/sau la unitățile consumatoare din blocul RFP și

coordonarea rampei între unitățile generatoare, unitățile consumatoare și consumul de putere activă în interiorul blocului RFP.

o structură de activare a procesului, în conformitate cu articolul 140, și

o structură de responsabilitate a procesului, în conformitate cu articolul 141.

un PReF în temeiul articolului 142;

un PRR în temeiul articolului 143 și

pentru zona sincronă EC, un proces de ajustare a timpului, în conformitate cu articolul 181.

un PIR, în temeiul articolului 144;

un proces de compensare a dezechilibrului, în conformitate cu articolul 146;

un proces de activare a RRF transfrontaliere, în conformitate cu articolul 147;

un proces de activare a RI transfrontaliere, în conformitate cu articolul 148 și

pentru alte zone decât zona sincronă EC, un proces de ajustare a timpului în temeiul articolului 181.

dimensiunea și inerția totală, inclusiv inerția artificială, a zonei sincrone;

structura rețelei și/sau topologia rețelei și

comportamentul componentelor de consum și de producție, precum și comportamentul HVDC.

o zonă de monitorizare corespunde unei singure zone RFP sau face parte dintr-o singură zonă RFP;

o zonă RFP corespunde unui singur bloc RFP sau face parte dintr-un singur bloc RFP;

un bloc RFP corespunde unei singure zone sincrone sau face parte dintr-o singură zonă sincronă și

fiecare element de rețea face parte dintr-o singură zonă de monitorizare, dintr-o singură zonă RFP și dintr-un singur bloc RFP.

monitorizează în permanență ARRF din zona RFP;

implementează și operează un PRF pentru zona RFP;

fac tot posibilul în vederea îndeplinirii parametrilor-țintă pentru ARRF din zona RFP, potrivit dispozițiilor de la articolul 128, și

au dreptul de a implementa una sau mai multe dintre procesele menționate la articolul 140 alineatul (2).

fac tot posibilul în vederea îndeplinirii parametrilor-țintă pentru ARRF din blocul RFP, potrivit dispozițiilor de la articolul 128, și

respectă regulile de dimensionare a RRF în conformitate cu articolul 157 și regulile de dimensionare a RI în conformitate cu articolul 160.

implementează și operează un PReF în zona sincronă;

respectă regulile de dimensionare a RSF în conformitate cu articolul 153 și

fac tot posibilul în vederea îndeplinirii parametrilor-țintă pentru calitatea frecvenței, în conformitate cu articolul 127.

reglarea ARRF spre valoarea zero pe durata de restabilire a frecvenței;

în cazul zonelor sincrone EC și Europa de Nord, pentru a înlocui treptat RSF activate prin activarea RRF în conformitate cu articolul 145.

ARZ dintr-o zonă RFP, în cazul în care există mai multe zone RFP într-o zonă sincronă; sau

abaterea de frecvență, atunci când o zonă RFP corespunde blocului RFP și zonei sincrone.

fluxul total de putere activă la linia de interconexiune și la linia de interconexiune virtuală și

valoarea programată a puterii de schimb reglate, în conformitate cu articolul 136.

restabilirea treptată a RRF activate;

susținerea activării RRF;

pentru zonele sincrone GB și IE/IN, restabilirea progresivă a RSF și RRF activate.

este un regulator automat conceput să reducă ARRF la zero;

are un comportament proporțional-integral;

are un algoritm de reglaj care împiedică termenul integral al unui regulator proporțional-integral să acumuleze abaterea de reglaj și să depășească domeniul de reglaj și

are funcționalități pentru modurile operaționale extraordinare în cazul funcționării în starea de alertă și în cea de urgență.

să calculeze și să monitorizeze ARRF din întregul bloc RFP și

să ia în considerare ARRF din întregul bloc RFP la calculul valorii de referință pentru activarea aRRF în conformitate cu articolul 143 alineatul (3), în plus față de ARRF din zona RFP.

stabilitatea PReF din zona sincronă sau zonele sincrone implicate în procesul de compensare a dezechilibrelor;

stabilitatea PRF și PIR din fiecare zonă RFP operată de OTS participant sau afectat și

siguranța în funcționare.

prin definirea fluxurilor de putere activă pe o linie de interconexiune virtuală care va fi inclusă în calculul ARRF;

prin ajustarea fluxurilor de putere activă prin liniile de interconexiune HVDC.

stabilitatea PReF din zona sincronă sau din zonele sincrone implicate în procesul de activare a RRF transfrontaliere;

stabilitatea PRF și PIR din fiecare zonă RFP operată de OTS participant sau afectat și

siguranța în funcționare.

definirea unui flux de putere activă pe o linie de interconexiune virtuală care este inclusă în calculul ARRF în cazul în care activarea RRF se face automat;

adaptarea unei valori programate a puterii de schimb reglate sau definirea unui flux de putere activă pe o linie de interconexiune virtuală între zonele RFP în care activarea RRF se face manual; sau

ajustarea fluxurilor de putere activă prin liniile de interconexiune HVDC.

stabilitatea PReF din zona sincronă sau din zonele sincrone implicate în procesul de activare a RI transfrontaliere;

stabilitatea PRF și PIR din fiecare zonă RFP operată de OTS participant sau afectat și

siguranța în funcționare.

stabilirea fluxurilor de putere activă pe o linie de interconexiune virtuală care este inclusă în calculul ARRF;

ajustarea unei valori programate a puterii de schimb reglate; sau

ajustarea fluxurilor de putere activă prin liniile de interconexiune HVDC.

furnizarea tuturor datelor de intrare necesare pentru:

responsabilitatea calculului transferului de putere și

implementarea unor proceduri operaționale pentru a asigura siguranța în funcționare.

OTS implicați;

cantitatea preconizată de putere transferată din cauza procesului de compensare a dezechilibrelor, a procesului de activare a RRF transfrontaliere sau a procesului de activare a RI transfrontaliere;

tipul rezervei și cantitatea maximă de putere transferată sau de rezerve partajate și

intervalul de timp pentru schimbul sau partajarea de rezerve.

de a solicita furnizarea valorilor în timp real ale transferului de putere la compensarea dezechilibrului, ale transferului de putere la restabilirea frecvenței și ale valorii programate a puterii de schimb reglate, necesare pentru analiza siguranței în funcționare în timp real, și

de a solicita implementarea unei proceduri operaționale care să permită OTS afectat să stabilească limite pentru transferul de putere la compensarea dezechilibrelor, transferul de putere la restabilirea frecvenței și valoarea programată a puterii de schimb reglate între zonele RFP respective, pe baza analizei siguranței în funcționare în timp real.

acuratețea, rezoluția, disponibilitatea și redundanța valorilor măsurate, ale fluxurilor de putere activă și ale liniilor de interconexiune virtuale;

disponibilitatea și redundanța sistemelor de comandă digitală;

disponibilitatea și redundanța sistemelor infrastructurii de comunicații și

protocoalele de comunicație.

asigură un nivel suficient de calitate și disponibilitate al calculului ARRF;

efectuează monitorizarea în timp real a calității calculului ARRF;

ia măsuri în caz de calcul eronat al ARRF și

în cazul în care ARRF este determinată de ARZ, efectuează o monitorizare ex-post a calității calculului ARRF prin compararea ARRF cu valorile de referință, cel puțin o dată pe an.

starea sistemului în cazul sistemului de transport, în conformitate cu articolul 18, și

datele de măsurare în timp real a ARRF din blocurile RFP și din zonele RFP din zona sincronă.

informează ceilalți OTS din blocul RFP și

împreună cu OTS din blocul RFP, implementează măsuri coordonate în vederea reducerii ARRF, care trebuie specificate în acordul operațional în blocul RFP.

capacitatea de rezervă pentru RSF necesare în zona sincronă acoperă cel puțin incidentul de referință și, pentru zonele sincrone EC și Europa de Nord, rezultatele abordării bazate pe dimensionarea probabilistică pentru RSF efectuate în conformitate cu litera (c);

dimensiunea incidentului de referință se determină în conformitate cu următoarele condiții:

în zonele sincrone EC și Europa de Nord, toți OTS din zona sincronă au dreptul de a defini o abordare bazată pe dimensionarea probabilistică pentru RSF luând în calcul modelul de consum, modelul de producție și inerția, inclusiv inerția artificială, precum și mijloacele disponibile pentru desfășurarea inerției minime în timp real în conformitate cu metodologia prevăzută la articolul 39, cu scopul de a reduce probabilitatea apariției RSF insuficiente o dată la 20 de ani sau mai rar, și

cotele de capacitate de rezervă pe RSF necesare pentru fiecare OTS ca obligație de RSF inițială se bazează pe suma producției nete și a consumului net din zona sa de reglaj, împărțită la suma producției nete și a consumului net din zona sincronă pe o perioadă de un an.

activarea RSF nu este întârziată artificial și începe cât de curând posibil după o abatere de frecvență;

în cazul unei abateri de frecvență mai mare sau egală cu 200 mHz, cel puțin 50 % din capacitatea totală RSF se furnizează după cel mult 15 secunde;

în cazul unei abateri de frecvență mai mare sau egală cu 200 mHz, 100 % din capacitatea totală RSF se furnizează după cel mult 30 de secunde;

în cazul unei abateri de frecvență mai mare sau egală cu 200 mHz, activarea capacității totale RSF crește cel puțin liniar de la 15 la 30 de secunde și

în cazul în care abaterea de frecvență este mai mică de 200 mHz, capacitatea RSF aferentă activată este cel puțin proporțională cu același comportament temporal menționat la literele (a)-(d).

statutul cu marcaj temporal care să indice dacă RSF sunt activate sau dezactivate;

datele cu marcaj temporal referitoare la puterea activă necesare pentru a verifica activarea RSF, inclusiv datele cu marcaj temporal privind puterea activă instantanee;

statismul regulatorului pentru unitățile generatoare de tip C și D, astfel cum sunt definite la articolul 5 din Regulamentul (UE) 2016/631, care acționează ca unități furnizoare de RSF, sau parametrul său echivalent pentru grupurile furnizoare de RSF care sunt formate din unități generatoare de tip A și/sau de tip B, astfel cum sunt definite la articolul 5 din Regulamentul (UE) 2016/631, și/sau din unități consumatoare cu reglajul puterii active la consumul comandabil, astfel cum sunt definite la articolul 28 din Regulamentul (UE) 2016/1388.

cel puțin o dată la cinci ani;

în cazul în care cerințele de disponibilitate sau de ordin tehnic ale echipamentelor s-au schimbat și

în cazul modernizării echipamentelor legate de activarea RSF.

capacitatea de rezervă pe RSF împărțită la valoarea maximă a abaterii de frecvență în regim staționar;

autoreglajul producției;

autoreglajul consumului, ținând cont de contribuția în conformitate cu articolele 27 și 28 din Regulamentul (UE) 2016/1388;

răspunsul la abaterile de frecvență ale liniilor de interconexiune HVDC menționate la articolul 172 și

activarea răspunsului limitat la abaterile de frecvență și a răspunsului la abaterile de frecvență în conformitate cu articolele 13 și 15 din Regulamentul (UE) 2016/631.

obligațiile de RSF inițială;

autoreglajul producției;

autoreglajul consumului;

cuplarea frecvențelor prin HVDC între zonele sincrone;

schimbul de RSF.

limitarea cotei de RSF furnizate de fiecare unitate furnizoare de RSF la 5 % din capacitatea de rezervă pe RSF necesară pentru totalitatea zonelor sincrone CE și Europa de Nord;

excluderea RSF furnizate de unitatea care definește incidentul de referință din zona sincronă de la procesul de dimensionare în zonele sincrone GB, IE/IN și Europa de Nord și

înlocuirea RSF care devin indisponibile din cauza unei retrageri forțate din exploatare sau a indisponibilității unei unități furnizoare de RSF ori unui grup furnizor de RSF cât mai curând posibil din punct de vedere tehnic și în conformitate cu condițiile stabilite de OTS cu rezerve racordate.

experiențele acumulate cu diverse intervale de timp și cote de tehnologii emergente din diversele blocuri RFP;

impactul unei perioade de timp definite asupra costului total al rezervelor RSF în zona sincronă;

impactul unei perioade de timp definite asupra riscurilor referitoare la stabilitatea sistemului, în special prin evenimente repetate implicând frecvența;

impactul asupra riscurilor referitoare la stabilitatea sistemului și asupra costului total al RSF în cazul creșterii volumului total al RSF;

impactul evoluțiilor tehnologice asupra costurilor perioadelor de disponibilitate pentru RSF de la unitățile furnizoare de RSF sau grupurile furnizoare de RSF cu rezervoare de energie cu capacitate limitată.

pentru zonele sincrone GB și IE/IN, un furnizor de RSF trebuie să utilizeze metodele specificate în acordul operațional de zonă sincronă;

pentru zonele sincrone EC și Europa de Nord, furnizorul de RSF asigură recuperarea rezervoarelor de energie cât mai curând posibil, în termen de 2 ore de la încheierea stării de alertă.

toți OTS dintr-un bloc RFP din zonele sincrone CE și Europa de Nord trebuie să determine capacitatea de rezervă necesară de RRF a blocului RFP pe baza unor înscrisuri istorice consecutive cuprinzând cel puțin valorile istorice pentru dezechilibrul de bloc RFP. Eșantionarea acestor înscrisuri istorice acoperă cel puțin durata de restabilire a frecvenței. Perioada de timp luată în considerare pentru aceste înscrisuri trebuie să fie reprezentativă și să includă cel puțin o perioadă completă de un an care să se încheie nu mai devreme de 6 luni înainte de data efectuării calculului;

toți OTS dintr-un bloc RFP din zonele sincrone CE și Europa de Nord trebuie să determine capacitatea de rezervă necesară de RRF a blocului RFP care este suficientă pentru a respecta parametrii-țintă actuali pentru ARRF de la articolul 128 pe durata menționată la litera (a), pe baza cel puțin a unei metodologii probabilistice. Utilizând această metodologie probabilistică, OTS țin seama de restricțiile definite în acordurile de partajare sau de schimb de rezerve, datorate unor eventuale încălcări ale siguranței în funcționare și ale cerințelor privind disponibilitatea RRF. Toți OTS dintr-un bloc RFP iau în considerare orice modificări majore preconizate ale distribuirii dezechilibrelor din blocul RFP sau alți factori de influențare relevanți în raport cu perioada de timp avută în vedere;

toți OTS dintr-un bloc RFP determină raportul dintre RRF automate, RRF manuale, durata de activare completă a RRF automate și durata de activare completă a RRF manuale, în vederea conformării cu cerința de la litera (b). În acest scop, durata de activare completă a RRF automate ale unui bloc RFP și durata de activare completă a RRF manuale ale unui bloc RFP nu trebuie să depășească durata de restabilire a frecvenței;

OTS dintr-un bloc RFP stabilesc amploarea incidentului de referință, care este cel mai mare dezechilibru ce ar putea rezulta dintr-o variație instantanee a puterii active a unei singure unități generatoare, a unui singur loc de consum sau a unei singure linii de interconexiune HVDC sau din declanșarea unei linii CA în blocul RFP;

toți OTS dintr-un bloc RFP stabilesc capacitatea de rezervă pozitivă pe RRF, care nu poate fi mai mică decât incidentul de dimensionare pozitiv al blocului RFP;

toți OTS dintr-un bloc RFP stabilesc capacitatea de rezervă negativă pe RRF, care nu poate fi mai mică decât incidentul de dimensionare negativ al blocului RFP;

toți OTS dintr-un bloc RFP stabilesc capacitatea de rezervă pe RRF a unui bloc RFP, eventualele limitări geografice pentru distribuția acesteia în interiorul blocului RFP și eventualele limitări geografice pentru orice schimb sau partajare de rezerve cu alte blocuri RFP, în scopul respectării limitelor de siguranță în funcționare;

toți OTS dintr-un bloc RFP se asigură că capacitatea de rezervă pozitivă pe RRF sau o combinație a capacității de rezervă pe RRF și RI este suficientă pentru a acoperi dezechilibrele pozitive din blocul RFP cel puțin 99 % din timp, pe baza înscrisurilor istorice menționate la litera (a);

toți OTS dintr-un bloc RFP se asigură că capacitatea de rezervă negativă pe RRF sau o combinație a capacității de rezervă pe RRF și RI este suficientă pentru a acoperi dezechilibrele negative din blocul RFP cel puțin 99 % din timp, pe baza înscrisurilor istorice menționate la litera (a);

toți OTS dintr-un bloc RFP pot reduce capacitatea de rezervă pozitivă pe RRF a blocului RFP care rezultă din procesul de dimensionare a RRF, prin încheierea unui acord de partajare a RRF cu alte blocuri RFP, în conformitate cu dispozițiile de la titlul 8. Respectivului acord de partajare i se aplică următoarele cerințe:

toți OTS dintr-un bloc RFP pot reduce capacitatea de rezervă negativă pe RRF a blocului RFP care rezultă din procesul de dimensionare a RRF, prin încheierea unui acord de partajare a RRF cu alte blocuri RFP, în conformitate cu dispozițiile de la titlul 8. Respectivului acord de partajare i se aplică următoarele cerințe:

fiecare unitate furnizoare de RRF și fiecare grup furnizor de RRF se racordează doar la un singur OTS cu rezerve racordate;

o unitate furnizoare de RRF sau un grup furnizor de RRF trebuie să activeze RRF în conformitate cu valoarea de referință primită de la OTS cu autoritate de decizie referitoare la rezerve;

OTS cu autoritate de decizie referitoare la rezerve este OTS cu rezerve racordate sau un OTS desemnat de OTS cu rezerve racordate într-un acord de schimb de RRF în temeiul articolului 165 alineatul (3) sau al articolului 171 alineatul (4);

o unitate furnizoare de RRF sau un grup furnizor de RRF pentru RRF automate trebuie să aibă o temporizare a activării RRF automate care să nu depășească 30 de secunde;

un furnizor de RRF se asigură că este posibilă monitorizarea activării RRF la unitățile furnizoare de RRF din cadrul unui grup furnizor de rezerve. În acest scop, furnizorul de RRF trebuie să poată furniza către OTS cu rezerve racordate și către OTS cu autoritate de decizie referitoare la rezerve valori măsurate în timp real la punctul de racordare sau la un alt punct de interacțiune convenit cu OTS cu rezerve racordate în ceea ce privește:

o unitate furnizoare de RRF sau un grup furnizor de RRF pentru RRF automate trebuie să își poată activa capacitatea completă de rezervă pe RRF automate pe durata de activare completă a RRF automate;

o unitate furnizoare de RRF sau un grup furnizor de RRF pentru RRF manuale trebuie să își poată activa capacitatea completă de rezervă pe RRF manuale pe durata de activare completă a RRF manuale;

un furnizor de RRF trebuie să îndeplinească cerințele privind disponibilitatea RRF și

o unitate furnizoare de RRF sau un grup furnizor de RRF trebuie să îndeplinească cerințele privind viteza de variație a sarcinii în blocul RFP.

să se asigure că unitățile furnizoare de RRF și grupurile furnizoare de RRF îndeplinesc cerințele tehnice minime pentru RRF, cerințele privind disponibilitatea RRF și cerințele privind viteza de variație a sarcinii de la alineatele (1)-(3) și

să își informeze OTS cu autoritate de decizie referitoare la rezerve despre o reducere a disponibilității reale a unității sale furnizoare de RRF sau a grupului furnizor de RRF sau a unei părți a acestuia din urmă, cât de curând posibil.

cel puțin o dată la cinci ani și

în cazul în care cerințele tehnice sau de disponibilitate a echipamentelor s-au schimbat.

în zonele sincrone EC și Europa de Nord trebuie să existe suficientă capacitate de rezervă pozitivă pe RI pentru a restabili cantitatea necesară de RRF pozitive. În zonele sincrone GB și IE/IN, trebuie să existe suficientă capacitate de rezervă pozitivă pe RI pentru a restabili cantitatea necesară de RSF pozitive și RRF pozitive;

în zonele sincrone EC și Europa de Nord trebuie să existe suficientă capacitate de rezervă negativă pe RI pentru a restabili cantitatea necesară de RRF negative. În zonele sincrone GB și IE/IN, trebuie să existe suficientă capacitate de rezervă negativă pe RI pentru a restabili cantitatea necesară de RSF negative și RRF negative;

trebuie să existe suficientă capacitate de rezervă pe RI, atunci când aceasta este luată în considerare la dimensionarea capacității de rezervă pe RRF în vederea respectării obiectivului de calitate ARRF pentru perioada în cauză, și

respectarea siguranței în funcționare într-un bloc RFP pentru determinarea capacității de rezervă pe RI.

să garanteze că încă poate să își îndeplinească parametrii-țintă pentru ARRF prevăzuți la articolul 128;

să se asigure că nu este pusă în pericol siguranța operațională și

să se asigure că reducerea capacității de rezervă pozitivă pe RI nu depășește restul de capacitate de rezervă pozitivă pe RI a blocului RFP.

să garanteze că încă poate să își îndeplinească parametrii-țintă pentru ARRF prevăzuți la articolul 128;

să se asigure că nu este pusă în pericol siguranța operațională și

să se asigure că reducerea capacității de rezervă negativă pe RI nu depășește restul de capacitate de rezervă negativă pe RI a blocului RFP.

racordarea la un singur OTS cu rezerve racordate;

activarea RI potrivit valorii de referință primite de la OTS cu autoritate de decizie referitoare la rezerve;

OTS cu autoritate de decizie referitoare la rezerve este OTS cu rezerve racordate sau un OTS care urmează a fi desemnat de OTS cu rezerve racordate în acordul de schimb de RI în temeiul articolului 165 alineatul (3) sau al articolului 171 alineatul (4);

activarea capacității complete de rezervă pe RI pe durata de activare definită de către OTS cu autoritate de decizie referitoare la rezerve;

dezactivarea RI potrivit valorii de referință primite de la OTS cu autoritate de decizie referitoare la rezerve;

un furnizor de RI se asigură că este posibilă monitorizarea activării RI la unitățile furnizoare de RI din cadrul unui grup furnizor de rezerve. În acest scop, furnizorul de RI trebuie să poată furniza către OTS cu rezerve racordate și către OTS cu autoritate de decizie referitoare la rezerve valori măsurate în timp real la punctul de racordare sau la un alt punct de interacțiune convenit cu OTS cu rezerve racordate în ceea ce privește:

îndeplinirea cerințelor privind disponibilitatea RI.

se asigură că unitățile furnizoare de RI și grupurile furnizoare de RI îndeplinesc cerințele tehnice minime pentru RI și cerințele privind disponibilitatea RI de la alineatele (1)-(3) și

își informează OTS cu autoritate de decizie referitoare la rezerve despre o reducere a disponibilității reale sau o retragere forțată din exploatare a unității sale furnizoare de RI sau a grupului furnizor de RI sau a unei părți a acestuia din urmă, cât de curând posibil.

cel puțin o dată la cinci ani și

în cazul în care cerințele tehnice sau de disponibilitate a echipamentelor s-au schimbat.

responsabilitatea OTS cu autoritate de decizie referitoare la rezerve pentru capacitatea de rezervă pe RRF și RI care face obiectul schimbului de RRF/RI;

cantitatea capacității de rezervă pe RRF și RI care face obiectul schimbului de RRF/RI;

implementarea procesului de activare a RRF/RI transfrontaliere în conformitate cu articolul 147 și cu articolul 148;

cerințele tehnice minime referitoare la RRF/RI aferente procesului de activare a RRF/RI transfrontaliere, în cazul în care OTS cu rezerve racordate nu este OTS cu autoritate de decizie referitoare la rezerve;

implementarea calificării prealabile pentru capacitatea de rezervă pe RRF și RI care fac obiectul schimbului în conformitate cu articolul 159 și cu articolul 162;

responsabilitatea de a monitoriza îndeplinirea cerințelor tehnice pentru RRF/RI și a cerințelor de disponibilitate a capacității de rezervă pe RRF și RI care face obiectul schimbului în conformitate cu articolul 158 alineatul (5) și cu articolul 161 alineatul (5) și

proceduri pentru a se asigura faptul că schimbul de RRF/RI nu generează fluxuri de putere care încalcă limitele de siguranță în funcționare.

cantitatea capacității de rezervă pe RRF și RI care face obiectul partajării de RRF/RI;

implementarea procesului de activare a RRF/RI transfrontaliere în conformitate cu articolul 147 și cu articolul 148;

procedurile pentru a se asigura că activarea capacității de rezervă pe RRF și RI care face obiectul partajării RRF/RI nu generează fluxuri de putere ce încalcă limitele siguranței în funcționare.