ЧиннийРегламент

Регламент Комісії (ЄС) 2017/1485 від 02 серпня 2017 року про встановлення настанов щодо експлуатації системи передачі електроенергії

Номер: 984_041-17
Видавник: Європейська комісія
Прийнято: 02 серп. 2017 р.
Редакція: 15 бер. 2021 р.

Markdown Текст JSON (метадані) На rada.gov.ua

Регламент Комісії (ЄС) 2017/1485 від 02 серпня 2017 року про встановлення настанов щодо експлуатації системи передачі електроенергії

Тип: Єврокомісія Видавник: Європейська комісія Номер: 984_041-17 Прийнято: 2017-08-02 Чинна редакція від: 2021-03-15 Стан: in_force Rada ID: 984_041-17

ЗАТВЕРДЖЕНО

рішенням Урядового комітету з питань

європейської та євроатлантичної інтеграції,

міжнародного співробітництва, правової

політики та правоохоронної діяльності

від 20 березня 2025 р.

(протокол № 3)

02017R1485 - UA - 15.03.2021 - 001.001

Цей текст слугує суто засобом документування і не має юридичної сили. Установи Союзу не несуть жодної відповідальності за його зміст. Автентичні версії відповідних актів, включно з їхніми преамбулами, опубліковані в Офіційному віснику Європейського Союзу і доступні на EUR-Lex.

(До Розділу V: Економічне та галузеве співробітництво

Глава 1. Співробітництво у сфері енергетики, включаючи ядерну енергетику

РЕГЛАМЕНТ КОМІСІЇ (ЄС) 2017/1485

від 02 серпня 2017 року

про встановлення настанов щодо експлуатації системи передачі електроенергії

(Текст стосується ЄЕП)

(OB L 220, 25.08.2017, с. 1)

Зі змінами, внесеними:

Офіційний вісник

№

сторінка

дата

ІМПЛЕМЕНТАЦІЙНИМ РЕГЛАМЕНТОМ КОМІСІЇ (ЄС) № 2021/280 від 22 лютого 2021 року

L 62

24

23.02.2021

РЕГЛАМЕНТ КОМІСІЇ (ЄС) 2017/1485

від 02 серпня 2017 року

про встановлення настанов щодо експлуатації системи передачі електроенергії

(Текст стосується ЄЕП)

ЧАСТИНА I

ЗАГАЛЬНІ ПОЛОЖЕННЯ

Стаття 1 — Предмет

Для цілей гарантування операційної безпеки, якості частоти та ефективного використання об’єднаної системи і ресурсів цей Регламент встановлює детальні настанови щодо:

(a) вимог і принципів операційної безпеки;

(b) правил і обов’язків щодо координації та обміну даними між ОСП, між ОСП і ОСР та між ОСП або ОСР і ЗКМ у ході оперативного планування та функціонування близько до реального часу;

(d) вимог щодо координації відключення;

(e) вимог щодо складання графіків між областями регулювання ОСП; та

(f) правил, спрямованих на встановлення рамок Союзу щодо регулювання частоти та потужності і резервів.

Стаття 2 — Сфера застосування

1. Правила та вимоги, визначені в цьому Регламенті, застосовуються до таких ЗКМ:

(a) наявні та нові генеруючі модулі, які віднесені або будуть віднесені до типу B, C і D згідно з критеріями, визначеними у статті 5 Регламенту Комісії (ЄС) 2016/631 (-1);

(b) наявні та нові приєднані до системи передачі об’єкти енергоспоживання;

(d) наявні та нові об’єкти енергоспоживання, закриті системи розподілу та треті особи, якщо вони безпосередньо надають послуги з управління попитом ОСП згідно з критеріями у статті 27 Регламенту Комісії (ЄС) 2016/1388 (-2);

(e) надавачі послуг з передиспетчеризації генеруючих модулів або об’єктів енергоспоживання шляхом агрегації та постачальники резервів активної потужності згідно з розділом 8 частини IV цього Регламенту; та

(f) наявні та нові системи постійного струму високої напруги (ПСВН) згідно з критеріями у статті 3(1) Регламенту Комісії (ЄС) 2016/1447 (-3).

2. Цей Регламент застосовується до всіх систем передачі, систем розподілу та перетинів на території Союзу і регіональних координаторів безпеки, за винятком систем передачі та систем розподілу або частин систем передачі чи систем розподілу, розташованих на островах держав-членів, системи яких не працюють синхронно із синхронною областю континентальної Європи, Великобританії, Північної Європи, Ірландії та Північної Ірландії або країн Балтії.

3. Якщо в державі-члені існує більше одного ОСП, цей Регламент повинен застосовуватися до всіх ОСП у державі-члені. Якщо ОСП не має функції, що має значення для виконання одного або більше обов’язків згідно із цим Регламентом, держави-члени в рамках національного регуляторного режиму можуть передбачити, що відповідальність ОСП за виконання одного, кількох або всіх обов’язків за цим Регламентом покладається на одного або більше конкретних ОСП.

4. ОСП Литви, Латвії та Естонії, доки та в тих випадках, коли вони працюють у синхронному режимі в синхронній області, у межах якої не всі країни підпадають під дію законодавства Союзу, звільняються від застосування положень, визначених у додатку I до цього Регламенту, якщо інше не передбачено в угоді про співпрацю з ОСП третіх країн, що лежить в основі їхньої співпраці для безпечної експлуатації системи відповідно до статті 13.

5. У разі якщо вимоги, передбачені цим Регламентом, повинні бути встановлені відповідним оператором системи, який не є ОСП, держави-члени можуть передбачити, що замість нього відповідальність за встановлення відповідних вимог нестиме ОСП.

Стаття 3 — Терміни та означення

1. Для цілей цього Регламенту застосовують терміни та означення у статті 2 Регламенту (ЄС) № 714/2009, статті 2 Регламенту Комісії (ЄС) 2015/1222 (-4), статті 2 Регламенту Комісії (ЄС) 2016/631, статті 2 Регламенту Комісії (ЄС) 2016/1388, статті 2 Регламенту Комісії (ЄС) 2016/1447, статті 2 Регламенту Комісії (ЄС) 2016/1719 (-5), статті 2 Регламенту Комісії (ЄС) 543/2013 (-6) про подання та публікацію даних на ринках електричної енергії та статті 2 Директиви Європейського Парламенту і Ради 2009/72/ЄС (-7).

2. Крім того, застосовуються такі терміни та означення:

(1) «операційна безпека» означає здатність системи передачі функціонувати в нормальному режимі або якнайшвидше повертатися до нормального режиму роботи, що характеризується межами операційної безпеки;

(2) «обмеження» означає ситуацію, у якій існує потреба в підготовці та активації коригувальних дій для дотримання меж операційної безпеки;

(3) «ситуація N» означає ситуацію, у якій жоден елемент системи передачі не є недоступний внаслідок виникнення аварійної ситуації;

(4) «перелік аварійних ситуацій» означає перелік аварійних ситуацій, які підлягають моделюванню для випробування дотримання меж операційної безпеки;

(5) «нормальний режим роботи» означає ситуацію, у якій система перебуває в межах операційної безпеки в ситуації N та після виникнення будь-якої ситуації з переліку аварійних ситуацій, беручи до уваги наслідки наявних коригувальних дій;

(6) «резерви підтримки частоти», або «РПЧ», означає резерви активної потужності, доступні для утримання частоти системи після виникнення небалансу;

(7) «резерви відновлення частоти, або «РВЧ», означає резерви активної потужності, доступні для відновлення частоти системи до номінальної частоти та, для синхронної області, що складається більш ніж з однієї області РЧП, для відновлення балансу потужності до планового значення;

(8) «резерви заміщення», або «РЗ», означає резерви активної потужності, доступні для відновлення або підтримання необхідного рівня РВЧ для забезпечення підготовки до додаткових небалансів у системі, включно з резервами генеруючих потужностей;

(9) «постачальник резервів» означає юридичну особу, що має обов’язок за законом або договором постачати РПЧ, РВЧ або РЗ принаймні з однієї одиниці постачання резервів або групи постачання резервів;

(10) «одиниця постачання резервів» означає один/одну або сукупність генеруючих модулів та/або електроустановок енергоспоживача, приєднаних до спільної точки приєднання, які відповідають вимогам для постачання РПЧ, РВЧ або РЗ;

(11) «група постачання резервів» означає сукупність генеруючих модулів, електроустановок енергоспоживача та/або одиниць постачання резервів, приєднаних до більш ніж однієї точки приєднання, які відповідають вимогам для постачання РПЧ, РВЧ або РЗ;

(12) «область регулювання частоти та потужності», або «область РЧП», означає частину синхронної області або всю синхронну область, фізично відмежовану точками вимірювання на перетинах від інших областей РЧП, якою управляє один або більше ОСП, що виконують обов’язки з регулювання частоти та потужності;

(13) «час відновлення частоти» означає максимальний очікуваний час після виникнення миттєвого небалансу потужності, розмір якого менший або дорівнює величині еталонного інциденту, протягом якого частота системи повертається до діапазону відновлення частоти для синхронних областей лише з однією областю РЧП, та, у випадку синхронних областей із більш ніж однією областю РЧП, максимальний очікуваний час після виникнення миттєвого небалансу потужності в області РЧП, протягом якого відбувається компенсація небалансу;

(14) «критерій N-1» означає правило, згідно з яким елементи, що залишаються в роботі в області регулювання ОСП після виникнення аварійної ситуації, мають бути здатні адаптуватися до нового режиму роботи, не порушуючи межі операційної безпеки;

(15) «ситуація N-1» означає ситуацію в системі передачі, коли виникає одна аварійна ситуація з переліку аварійних ситуацій;

(16) «резерв активної потужності» означає резерви балансування, доступні для підтримання частоти;

(17) «передаварійний режим» означає режим системи, коли система перебуває в межах операційної безпеки, але було виявлено аварійну ситуацію з переліку аварійних ситуацій, у разі виникнення якої наявних коригувальних дій недостатньо для збереження нормального режиму;

(18) «блок регулювання частоти та потужності», або «блок РЧП», означає частину синхронної області або всю синхронну область, фізично відмежовану точками вимірювання на перетинах від інших блоків РЧП, що складається з однієї або більше областей РЧП, яким управляє один або кілька ОСП, що виконують обов’язки з регулювання частоти та потужності;

(19) «помилка області регулювання», або «АСЕ», означає суму помилок регулювання потужності, (ΔP), що являють собою різницю в реальному часі між виміряною фактичною величиною перетоку потужності в реальному часі та величиною за програмою регулювання (P0) конкретної області РЧП або блоку РЧП, і помилок регулювання частоти (KΔf), що являють собою добуток K-фактора і відхилення частоти цієї конкретної області РЧП або блоку РЧП, де помилка області регулювання дорівнює ΔP+KΔf;

(20) «програма регулювання» означає послідовність заданих значень сальдованого перетоку потужності в області РЧП або блоці РЧП через міжсистемні лінії електропередачі змінного струму (ЗС);

(21) «регулювання напруги» означає ручні або автоматичні заходи регулювання на вузлі генерації, на кінцевих вузлах ліній ЗС або систем ПСВН, на трансформаторах або інших засобах, спрямовані на підтримання заданого рівня напруги або заданого значення реактивної потужності;

(22) «режим системної аварії» означає режим системи, коли припиняється робота частини або всієї системи передачі;

(23) «внутрішня аварійна ситуація» означає аварійну ситуацію в області регулювання ОСП, включно з перетинами;

(24) «зовнішня аварійна ситуація» означає аварійну ситуацію за межами області регулювання та поза перетинами, коефіцієнт впливу якої вищий за порогове значення впливу аварійної ситуації;

(25) «коефіцієнт впливу» означає числове значення, що використовується для кількісного вираження найбільшого впливу відключення елемента системи передачі, розташованого за межами області регулювання ОСП та за межами перетинів, у розрізі зміни перетоків потужності або напруги, спричиненої таким відключенням, на будь-який елемент системи передачі. Що вище значення, то вищий вплив;

(26) «порогове значення впливу аварійної ситуації» означає граничне числове значення, на основі якого перевіряють коефіцієнти впливу і виникнення аварійної ситуації за межами області регулювання ОСП із коефіцієнтом впливу вище порогового значення впливу аварійної ситуації вважається таким, що має значний вплив на область регулювання ОСП, включно з перетинами;

(27) «аналіз аварійних ситуацій» означає комп’ютерне моделювання аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій;

(28) «критичний час усунення пошкоджень» означає максимальну тривалість пошкодження, протягом якої система передачі зберігає стабільність роботи;

(29) «пошкодження» означає всі типи коротких замикань (одно-, дво-, трифазні, із заземленням або без нього), обрив провідника, розрив ланцюга або розірване з’єднання, що призводить до постійної недоступності елемента системи передачі, що зазнав впливу;

(30) «елемент системи передачі» означає будь-який компонент системи передачі;

(31) «порушення нормального режиму роботи» означає незаплановану подію, що може призвести до відхилення системи передачі від нормального режиму роботи;

(32) «динамічна стійкість» є загальним терміном, що включає стійкість кута вибігу ротора, стабільність частоти та стабільність напруги;

(33) «оцінювання динамічної стійкості» означає оцінювання операційної безпеки в розрізі динамічної стійкості;

(34) «стабільність частоти» означає здатність системи передачі підтримувати частоту у стабільному стані в ситуації N та після виникнення порушення нормального режиму роботи;

(35) «стабільність напруги» означає здатність системи передачі підтримувати прийнятні значення напруги на всіх вузлах у системі передачі в ситуації N та після виникнення порушення нормального режиму роботи;

(36) «режим системи» означає робочий режим системи передачі по відношенню до меж операційної безпеки, який може бути нормальним, передаварійним, аварійним режимом, режимом системної аварії, а також режимом відновлення;

(37) «аварійний режим» означає режим системи, коли порушено одну або більше меж операційної безпеки;

(38) «режим відновлення» означає режим системи, у рамках якого метою всієї діяльності системи передачі є відновлення роботи системи та підтримання операційної безпеки після режиму системної аварії або аварійного режиму;

(39) «виняткова аварійна ситуація» означає одночасне виникнення кількох аварійних ситуацій, які мають спільну причину;

(40) «відхилення частоти» означає різницю між фактичною та номінальною частотою в синхронній області, що може бути додатною або від’ємною;

(41) «частота системи» означає електричну частоту системи, що може вимірюватися в усіх частинах синхронної області з прийнятим допущенням про узгоджене значення для системи в часовому інтервалі секунд із незначними відхиленнями лише для різних точок вимірювання;

(42) «процес відновлення частоти, або «ПВЧ», означає процес, спрямований на відновлення частоти до номінальної частоти та, для синхронних областей, що складаються більш ніж з однієї області РЧП, процес, спрямований на відновлення балансу потужності до планового значення;

(43) «помилка регулювання при відновленні частоти», або «FRCE», означає помилку регулювання ПВЧ, що дорівнює АСЕ в області РЧП або відхиленню частоти, якщо область РЧП географічно відповідає синхронній області;

(44) «графік» означає набір значень, що представляють генерацію, споживання або обмін електроенергією, на певний період часу;

(45) «К-фактор області РЧП або блоку РЧП» означає значення, виражене в мегаватах на герц (МВт/Гц), що максимально наближене до або вище за суму авторегулювання генерації, саморегулювання навантаження та внеску резерву підтримки частоти по відношенню до максимального усталеного відхилення частоти;

(46) «місцевий режим» означає характеристику передаварійного, аварійного режиму або режиму системної аварії, коли відсутній ризик поширення наслідків за межі області регулювання, включно з перетинами, приєднаними до такої області регулювання;

(47) «максимальне усталене відхилення частоти» означає максимальне очікуване відхилення частоти після виникнення небалансу, розмір якого дорівнює або менший за величину еталонного інциденту, за якого передбачена стабілізація частоти системи;

(48) «область спостереження» означає власну систему передачі ОСП та відповідні частини систем розподілу та систем передачі операторів суміжних систем передачі, у яких ОСП здійснює моніторинг та моделювання в режимі реального часу для підтримки операційної безпеки в його області регулювання, включно з перетинами;

(49) «оператори суміжних систем передачі» означає ОСП, які прямо з’єднані через принаймні одну міжсистемну лінію змінного або постійного струму;

(50) «аналіз операційної безпеки» означає всю сукупність комп’ютерних, ручних і автоматичних дій, які здійснюються для оцінювання операційної безпеки системи передачі та оцінювання коригувальних дій, необхідних для підтримання операційної безпеки;

(51) «показники операційної безпеки» означає показники, які використовуються ОСП для моніторингу операційної безпеки в розрізі режимів системи, а також пошкоджень і порушень нормального режиму роботи, які впливають на операційну безпеку;

(52) «класифікація операційної безпеки» означає класифікацію, яка використовується ОСП для моніторингу операційної безпеки на основі показників операційної безпеки;

(53) «експлуатаційні випробування» означає випробування, які проводяться ОСП або ОСР для технічного обслуговування, розвитку методів експлуатації системи та підготовки, а також для отримання інформації про поведінку системи передачі за аномальних умов у системі, і випробування, які проводяться значними користувачами мережі з аналогічними цілями на їхніх об’єктах;

(54) «звичайна аварійна ситуація» означає виникнення аварійної ситуації в одному елементі системи (енерговузлі);

(55) «непередбачена аварійна ситуація» означає одночасне виникнення кількох аварійних ситуацій без спільної причини або втрату генеруючих модулів із загальною втратою генеруючої потужності, обсяг якої перевищує величину еталонного інциденту;

(56) «швидкість лінійної зміни» означає швидкість зміни активної потужності генеруючого модуля, об’єкта енергоспоживання або системи ПСВН;

(57) «резерв реактивної потужності» означає реактивну потужність, доступну для підтримання напруги;

(58) «еталонний інцидент» означає максимальне додатне або від’ємне відхилення потужності, що виникає миттєво між генерацією та споживанням у синхронній області і враховується при визначенні параметрів РПЧ;

(59) «стійкість кута вибігу ротора» означає здатність синхронних машин залишатися синхронними в ситуації N і після виникнення порушення нормального режиму роботи;

(60) «план забезпечення безпеки» означає план, що містить оцінку ризиків для критичних активів ОСП за сценаріями серйозних фізичних і кіберзагроз із оцінюванням потенційних наслідків;

(61) «межі стійкості» означає допустимі межі для роботи системи передачі, за яких дотримуються межі стабільності напруги, стійкості кута вибігу ротора та стабільності частоти;

(62) «широкомасштабний режим» означає характеристику передаварійного, аварійного режиму або режиму системної аварії, коли існує ризик поширення на об’єднані системи передачі;

(63) «план захисту системи» означає технічні та організаційні заходи, які повинні бути вжиті для запобігання поширенню або погіршенню порушення нормального режиму роботи системи передачі, щоб уникнути широкомасштабного порушення нормального режиму роботи та режиму системної аварії;

(64) «топологія» означає дані щодо зв’язків між різними елементами системи передачі або системи розподілу на підстанції та включає електричну конфігурацію та розташування вимикачів та ізоляторів;

(65) «перехідні допустимі перевантаження» означає тимчасові перевантаження елементів системи передачі, які дозволяються впродовж обмеженого періоду часу і які не викликають фізичного пошкодження елементів системи передачі та обладнання, доки не перевищується визначена тривалість і порогові значення;

(66) «віртуальна з’єднувальна лінія» означає додаткові вхідні дані регуляторів відповідних областей РЧП, що має такий самий ефект, що й виміряне значення фізичної міжсистемної лінії, і забезпечує обмін електричною енергією між відповідними областями;

(67) «гнучкі системи передачі змінного струму», або «FACTS», означає обладнання для передачі електроенергії змінного струму, яке забезпечує розширене керування та підвищення можливості передачі активної потужності;

(68) «достатність» означає здатність ресурсів потужності в області задовольняти навантаження в такій області;

(69) «агрегований сальдований зовнішній графік» означає графік, що являє собою сальдовану агрегацію всіх зовнішніх графіків ОСП і графіків зовнішньої комерційної торгівлі між двома областями складання графіків або між областю складання графіків та групою інших областей складання графіків;

(70) «план доступності» означає комбінацію всіх планових статусів доступності відповідного активу протягом визначеного періоду часу;

(71) «статус доступності» означає здатність генеруючого модуля, елемента мережі або об’єкта енергоспоживання надавати послуги протягом визначеного періоду часу, незалежно від того, чи він перебуває в експлуатації;

(72) «близько до реального часу» означає період часу тривалістю не більше 15 хвилин між останнім закриттям воріт на внутрішньодобовому ринку та реальним часом;

(73) «графік споживання» означає графік, що представляє споживання об’єкта енергоспоживання або групи об’єктів енергоспоживання;

(74) «середовище даних оперативного планування ENTSO-E» означає набір прикладних програм і обладнання, розроблених для надання можливості зберігання, обміну та управління даними, які використовуються для процесів операційного планування між ОСП;

(75) «графік зовнішньої комерційної торгівлі» означає графік, що представляє комерційний обмін електроенергією між учасниками ринку в різних областях складання графіків;

(76) «зовнішній графік ОСП» означає графік, що представляє обмін електроенергією між ОСП у різних областях планування;

(77) «примусове відключення» означає незаплановане виведення з роботи відповідного активу з будь-якої поважної причини, що перебуває за межами оперативного управління оператора відповідного активу;

(78) «графік генерації» означає графік, що відображає генерацію електроенергії генеруючим модулем або групою генеруючих модулів;

(79) «внутрішній графік комерційної торгівлі» означає графік, що представляє комерційний обмін електроенергією в межах області складання графіків між різними учасниками ринку;

(80) «внутрішній відповідний актив» означає відповідний актив, що є частиною області регулювання ОСП, або відповідний актив, розташований у системі розподілу, включно із закритою системою розподілу, що прямо або опосередковано приєднаний до області регулювання ОСП;

(81) «сальдована позиція області за змінним струмом» означає сальдовану агрегацію всіх зовнішніх графіків змінного струму в області;

(82) «регіон координації відключення» означає сукупність областей регулювання, для яких ОСП визначають процедури моніторингу та, за необхідності, координації статусу доступності відповідних активів протягом усіх часових періодів;

(83) «відповідний об’єкт енергоспоживання» означає об’єкт енергоспоживання, який бере участь у координації відключення і статус доступності якого впливає на транскордонну операційну безпеку;

(84) «відповідний актив» означає будь-який відповідний об’єкт енергоспоживання, відповідний генеруючий модуль або відповідний елемент мережі, що бере участь у координації відключення;

(85) «відповідний елемент мережі» означає будь-який компонент системи передачі, включно з перетинами, або системи розподілу, включно із закритою системою розподілу, такий як одна лінія, один ланцюг, один трансформатор, один фазозсувний трансформатор або одна установка компенсації напруги, що бере участь у координації відключення, статус доступності яких впливає на транскордонну операційну безпеку;

(86) «несумісність планування відключення» означає стан, у якому комбінація статусу доступності одного або більше відповідних елементів мережі, відповідних генеруючих модулів та/або відповідних об’єктів енергоспоживання та найкращої оцінки прогнозованого стану мережі призводить до порушення меж операційної безпеки з урахуванням коригувальних дій без витрат, які перебувають у розпорядженні ОСП;

(87) «агент планування відключення» означає суб’єкта, на якого покладено завдання з планування статусу доступності відповідного генеруючого модуля, відповідного об’єкта енергоспоживання або відповідного елемента мережі;

(88) «відповідний генеруючий модуль» означає генеруючий модуль, який бере участь у координації відключення і статус доступності якого впливає на транскордонну операційну безпеку;

(89) «регіональний координатор безпеки» (РКБ) означає суб’єкта або суб’єктів, які перебувають у власності або під контролем ОСП, в одному або більше регіонів розрахування пропускної спроможності, що виконують завдання, пов’язані з регіональною координацією ОСП;

(90) «агент зі складання графіків» означає суб’єкта або суб’єктів, які мають завдання з надання графіків учасників ринку ОСП або, якщо застосовно, третім особам;

(91) «область складання графіків» означає область, у якій застосовуються обов’язки ОСП щодо складання графіків у зв’язку з операційними та організаційними потребами;

(92) «на тиждень наперед» означає тиждень, який передує календарному тижню експлуатації;

(93) «на рік наперед» означає рік, який передує календарному року експлуатації;

(94) «причетний ОСП» означає ОСП, якому для аналізу та підтримання операційної безпеки необхідна інформація про обмін резервами та/або спільне використання резервів, та/або процес неттінгу небалансів, та/або процес транскордонної активації;

(95) «резервна потужність» означає обсяг РПЧ, РВЧ або РЗ, який повинен бути доступний для ОСП;

(96) «обмін резервами» означає можливість ОСП мати доступ до резервної потужності, приєднаної до іншої області РЧП, блоку РЧП або синхронної області, для виконання вимог до резервів, які випливають із його власного процесу визначення параметрів РПЧ, РВЧ або РЗ, якщо така резервна потужність призначена виключно для такого ОСП і не враховується будь-яким іншим ОСП для цілей виконання вимог до резервів, які випливають із їхніх відповідних процесів визначення параметрів резервів;

(97) «спільне використання резервів» означає механізм, у рамках якого більш ніж один ОСП враховує ту саму резервну потужність, що являє собою РПЧ, РВЧ або РЗ, для цілей виконання відповідних вимог до резервів, які випливають із їхніх процесів визначення параметрів резервів;

(98) «час активації передаварійного режиму» означає час до активації передаварійного режиму;

(99) «автоматичні РВЧ» означає РВЧ, які можуть бути активовані за допомогою автоматичного регулювального пристрою;

(100) «затримка активації автоматичних РВЧ» означає період часу між встановленням нового заданого значення регулятором відновлення частоти та початком фізичного постачання автоматичних РВЧ;

(101) «час повної активації автоматичних РВЧ» означає період часу між встановленням нової уставки регулятором відновлення частоти та відповідною активацією або деактивацією автоматичних РВЧ;

(102) «дані про середню FRCE» означає набір даних щодо середнього значення зареєстрованої миттєвої FRCE в області РЧП або блоці РЧП протягом визначеного виміряного періоду часу;

(103) «ОСП, що надає можливість регулювання» означає ОСП, який повинен розпочати активацію своєї резервної потужності для ОСП, що отримує можливість регулювання, на умовах угоди про спільне використання резервів;

(104) «ОСП, що отримує можливість регулювання» означає ОСП, який розраховує резервну потужність з урахуванням резервної потужності, доступної через ОСП, що надає можливість регулювання, на умовах угоди про спільне використання резервів;

(105) «процес застосування критеріїв» означає процес розрахування цільових параметрів для синхронної області, блоку РЧП та області РЧП на основі даних, отриманих у рамках процесу збору та надання даних;

(106) «процес збору та надання даних» означає процес збору набору даних, необхідного для задоволення критеріїв оцінювання якості частоти;

(107) «процес транскордонної активації РВЧ» означає процес, погоджений між ОСП, які беруть участь у процесі, що дає змогу активувати РВЧ, приєднані в іншій області РЧП, шляхом відповідного коригування вхідних даних відповідних ПВЧ;

(108) «процес транскордонної активації РЗ» означає процес, погоджений між ОСП, які беруть участь у процесі, що дає змогу активувати РЗ, приєднані в іншій області РЧП, шляхом відповідного коригування вхідних даних відповідного ПЗР;

(109) «інцидент, пов’язаний із визначенням параметрів» означає найбільший очікуваний миттєвий небаланс активної потужності у блоці РЧП, як у додатний, так і у від’ємний бік;

(110) «відхилення електричного часу» означає різницю в часі між синхронним часом і всесвітнім координованим часом (UTC);

(111) «відхилення частоти для повної активації РПЧ» означає розрахункове значення відхилення частоти, при якому повністю активують РПЧ у синхронній області;

(112) «час повної активації РПЧ» означає період часу між виникненням еталонного інциденту та відповідною повною активацією РПЧ;

(113) «зобов’язання щодо РПЧ» означає частину всіх РПЧ, що належить до сфери відповідальності ОСП;

(114) «процес підтримки частоти», або «ППЧ», означає процес, спрямований на стабілізацію частоти в системі шляхом компенсування небалансів за допомогою відповідних резервів;

(115) «процес зв’язування частоти» означає процес, погоджений між усіма ОСП двох синхронних областей, який дає змогу зв’язувати активацію РПЧ шляхом адаптації потоків ПСВН між синхронними областями;

(116) «параметр визначення якості частоти» означає основні змінні частоти системи, які визначають принципи якості частоти;

(117) «цільовий параметр якості частоти» означає основний цільовий показник частоти системи, на основі якого оцінюється поведінка процесів активації РПЧ, РВЧ та РЗ у нормальному режимі роботи;

(118) «критерії оцінювання якості частоти» означає набір розрахунків із використанням виміряних значень частоти системи, що дає змогу оцінити якість частоти системи на основі цільових параметрів якості частоти;

(119) «дані оцінювання якості частоти» означає набір даних, які дають змогу розрахувати критерії оцінювання якості частоти;

(120) «діапазон повернення частоти» означає діапазон частот системи, до якого має повернутися частота системи у синхронних областях Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії після виникнення небалансу, розмір якого дорівнює або менший за величину еталонного інциденту, упродовж часу повернення частоти;

(121) «час повернення частоти» означає, для синхронних областей Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії, максимальний очікуваний час після виникнення небалансу, розмір якого менший або дорівнює величині еталонного інциденту, протягом якого частота системи повертається до максимального усталеного відхилення частоти;

(122) «діапазон відновлення частоти» означає діапазон частот системи, до якого має повернутися частота системи у синхронних областях Великобританії, Ірландії/Північної Ірландії та Північної Європи після виникнення небалансу, розмір якого дорівнює або менший за величину еталонного інциденту, упродовж часу відновлення частоти;

(123) «цільові параметри FRCE» означає основні цільові змінні для блоку РЧП, на основі яких визначають і оцінюють критерії визначення параметрів РВЧ і РЗ блоку РЧП і які використовуються для відображення поведінки блоку РЧП у нормальному режимі роботи;

(124) «обмін потужністю при відновленні частоти» означає потужність, якою обмінюються між областями РЧП, у рамках процесу транскордонної активації РВЧ;

(125) «уставка частоти» означає цільове значення частоти, яке використовується у ПВЧ, що визначається як сума номінальної частоти системи та величини корекції, необхідної для зменшення відхилення електричного часу;

(126) «вимоги щодо доступності РВЧ» означає набір вимог, визначених ОСП у блоці РЧП, які стосуються доступності РВЧ;

(127) «правила визначення параметрів РВЧ» означає специфікації процесу визначення параметрів РВЧ у блоці РЧП;

(128) «процес неттінгу небалансів» означає процес, погоджений між ОСП, що дає змогу запобігти одночасній активації РВЧ у протилежних напрямках, з урахуванням відповідних FRCE та активованих РВЧ і відповідним коригуванням вхідних даних відповідних ПВЧ;

(129) «обмін потужністю при неттінгу небалансів» означає потужність, якою обмінюються між областями РЧП, у рамках процесу неттінгу небалансів;

(130) «початкове зобов’язання щодо РПЧ» означає обсяг РПЧ, виділений ОСП на основі ключа спільного використання;

(131) «дані про миттєву частоту» означає набір даних вимірювань загальної частоти системи в синхронній області з періодом вимірювання, що дорівнює або коротший за одну секунду, який використовується для цілей оцінювання якості частоти системи;

(132) «миттєве відхилення частоти» означає набір даних вимірювань відхилення загальної частоти системи в синхронній області з періодом вимірювання, що дорівнює або коротший за одну секунду, який використовується для цілей оцінювання якості частоти системи;

(133) «дані про миттєву FRCE» означає набір даних про FRCE у блоці РЧП із періодом вимірювання, що дорівнює або коротший за 10 секунд, який використовується для цілей оцінювання якості частоти системи;

(134) «діапазон FRCE 1-го рівня» означає перший діапазон, який використовується для цілей оцінювання якості частоти системи на рівні блоку РЧП, у межах якого необхідно утримувати FRCE протягом визначеного відсотка часу;

(135) «діапазон FRCE 2-го рівня» дорівнює другий діапазон, який використовується для цілей оцінювання якості частоти системи на рівні блоку РЧП, у межах якого необхідно утримувати FRCE протягом визначеного відсотка часу;

(136) «операційна угода блоку РЧП» означає багатосторонню угоду між усіма ОСП у блоці РЧП, якщо блоком РЧП управляє більше ніж один ОСП, і операційну методологію блоку РЧП, яка повинна бути одноголосно ухвалена відповідним ОСП, якщо блоком РЧП управляє тільки один ОСП;

(137) «обмін потужністю при заміщенні» означає потужність, якою обмінюються між областями РЧП у рамках процесу транскордонної активації РЗ;

(138) «небаланси блоку РЧП» означає суму FRCE, активації РВЧ і активації РЗ у блоці РЧП, а також обміну потужністю при неттінгу небалансів, обміну потужністю при відновленні частоти та обміну потужністю при заміщенні такого блоку РЧП з іншими блоками РЧП;

(139) «суб’єкт моніторингу блоку РЧП» означає ОСП, який відповідає за збір даних про критерії оцінювання якості частоти та застосування критеріїв оцінювання якості частоти для блоку РЧП;

(140) «структура регулювання частоти та потужності» означає основну структуру, що охоплює всі відповідні аспекти регулювання частоти та потужності, зокрема стосовно відповідальності та зобов’язань, а також типів і призначення резервів активної потужності;

(141) «структура відповідальності за процеси» означає структуру, що визначає відповідальність і зобов’язання щодо резервів активної потужності на основі структури регулювання синхронної області;

(142) «структура активації процесів» означає структуру класифікації процесів у розрізі різних типів резервів активної потужності залежно від мети та активації;

(143) «час повної активації ручних РВЧ» означає період часу між зміною уставки та відповідною активацією або деактивацією ручних РВЧ;

(144) «максимальне миттєве відхилення частоти» означає максимальну очікувану абсолютну величину миттєвого відхилення частоти після виникнення небалансу, розмір якого дорівнює або менший за величину еталонного інциденту, за межами якого активують протиаварійні заходи;

(145) «область моніторингу» означає частину синхронної області або всю синхронну область, фізично відмежовану точками вимірювання на перетинах від інших областей моніторингу, якою управляє один або кілька ОСП, що виконують обов’язки в області моніторингу;

(146) «попередня кваліфікація» означає процес перевірки відповідності одиниці постачання резервів або групи постачання резервів вимогам, встановленим ОСП;

(147) «період лінійної зміни» означає період часу, що визначається фіксованим моментом початку та тривалістю, протягом якого вхідна та/або вихідна активна потужність зменшуватиметься або збільшуватиметься;

(148) «ОСП, що надає команди щодо резервів» означає ОСП, що відповідає за надання команд одиниці постачання резервів або групі постачання резервів на активацію РВЧ та/або РЗ;

(149) «ОСР, що підключає резерви» означає ОСР, що відповідає за розподільну мережу, до якої приєднана одиниця постачання резервів або група постачання резервів, яка постачає резерви ОСП;

(150) «ОСП, що підключає резерви» означає ОСП, що відповідає за область моніторингу, до якої приєднана одиниця постачання резервів або група постачання резервів;

(151) «ОСП, що отримує резерви» означає ОСП, що бере участь в обміні з ОСП, що підключає резерви, та/або одиницею постачання резервів чи групою постачання резервів, приєднаною до іншої області моніторингу або області РЧП;

(152) «процес заміщення резервів», або «ПЗР», означає процес відновлення активованих РВЧ та, додатково для Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії, відновлення активованих РПЧ;

(153) «вимоги щодо доступності РЗ» означає набір вимог, визначених ОСП у блоці РЧП, які стосуються доступності РЗ;

(154) «правила визначення параметрів РЗ» означає специфікації процесу визначення параметрів РЗ у блоці РЧП;

(155) «стандартний діапазон частот» означає визначений симетричний інтервал навколо номінальної частоти, у межах якого має перебувати частота системи у синхронній області;

(156) «стандартне відхилення частоти» означає абсолютну величину відхилення частоти, що обмежує стандартний діапазон частот;

(157) «усталене відхилення частоти» означає абсолютну величину відхилення частоти після виникнення небалансу відразу після стабілізації частоти системи;

(158) «суб’єкт моніторингу синхронної області» означає ОСП, який відповідає за збір даних про критерії оцінювання якості частоти та застосування критеріїв оцінювання якості частоти в синхронній області;

(159) «процес регулювання часу» означає процес регулювання часу, де регулювання часу є заходом регулювання, що здійснюється для приведення відхилення електричного часу між синхронним часом і UTC до нуля.

Стаття 4 — Цілі та регуляторні аспекти

1. Цей Регламент спрямований на:

(a) визначення спільних вимог і принципів операційної безпеки;

(b) визначення спільних принципів оперативного планування для об’єднаної системи;

(d) забезпечення умов для підтримання операційної безпеки на території Союзу;

(e) забезпечення умов для підтримання рівня якості частоти в усіх синхронних областях на території Союзу;

(f) сприяння координації експлуатації системи та оперативного планування;

(g) забезпечення і підвищення прозорості та надійності інформації про експлуатацію системи передачі;

(h) сприяння ефективному функціонуванню та розвитку системи передачі електроенергії та сектора електроенергетики в Союзі.

2. У ході застосування цього Регламенту держави-члени, компетентні органи та оператори систем повинні:

(a) застосовувати принципи пропорційності та недискримінації;

(b) забезпечувати прозорість;

(c) застосовувати принцип оптимізації між найвищою загальною ефективністю і найнижчими загальними витратами для всіх залучених сторін;

(d) забезпечити використання ОСП ринкових механізмів, наскільки це можливо, щоб гарантувати безпеку та стабільність мережі;

(e) виконувати обов’язки, покладені на відповідного ОСП для забезпечення безпеки системи, у тому числі відповідно до вимог національного законодавства;

(f) проводити консультації з відповідними ОСР і враховувати потенційний вплив на їхні системи; та

(g) брати до уваги узгоджені європейські стандарти і технічні специфікації.

Стаття 5 — Умови або методології ОСП

1. ОСП повинні розробити умови або методології, які вимагаються цим Регламентом, і подати їх на затвердження Агентству згідно зі статтею 6(2), компетентним регуляторним органам згідно зі статтею 6(3) або суб’єкту, призначеному державою-членом, згідно зі статтею 6(4) і (5), у відповідні строки, визначені в цьому Регламенті. За виняткових обставин, зокрема у випадках, коли строк не може бути дотриманий у зв’язку з обставинами, що виходять за межі сфери відповідальності ОСП, строки подання умов або методологій можуть бути продовжені Агентством у рамках процедур відповідно до статті 6(2), спільно всіма компетентними регуляторними органами в рамках процедур відповідно до статті 6(3) і компетентним регуляторним органом в рамках процедур відповідно до статті 6(4) та (5).

2. Якщо необхідно, щоб пропозиція щодо умов або методологій відповідно до цього Регламенту була розроблена та погоджена більш ніж одним ОСП, ОСП, які беруть у цьому участь, повинні тісно співпрацювати. ОСП, з допомогою ENTSO-E, повинні регулярно інформувати регуляторні органи й Агентство про хід розроблення таких умов або методологій.

3. Якщо ОСП, які ухвалюють рішення стосовно пропозицій щодо умов або методологій, визначених у статті 6(2), не можуть дійти згоди, вони повинні ухвалити таке рішення кваліфікованою більшістю голосів. Кваліфікована більшість голосів щодо пропозицій відповідно до статті 6(2) означає більшість голосів, що включає:

(a) ОСП, які представляють принаймні 55% держав-членів; та

(b) ОСП, які представляють держав-членів, що охоплюють принаймні 65% населення Союзу.

4. Блокувальна меншість для рішень стосовно пропозицій щодо умов або методологій, визначених у статті 6(2), повинна включати ОСП, які представляють принаймні чотири держави-члени; якщо ця умова не виконана, кваліфікована більшість голосів вважається досягнутою.

5. Якщо ОСП, які ухвалюють рішення стосовно пропозицій щодо умов або методологій згідно зі статтею 6(3), не можуть дійти згоди та якщо відповідні регіони складаються з більш ніж п’яти держав-членів, вони повинні ухвалити таке рішення кваліфікованою більшістю голосів. Кваліфікована більшість голосів щодо пропозицій відповідно до статті 6(3) означає більшість голосів, що включає:

(a) ОСП, які представляють принаймні 72% держав-членів; та

(b) ОСП, які представляють держав-членів, що охоплюють принаймні 65% населення відповідного регіону.

6. Блокувальна меншість для рішень стосовно пропозицій щодо умов або методологій, визначених у статті 6(3), повинна включати принаймні мінімальну кількість ОСП, які представляють понад 35% населення держав-членів, що беруть участь, а також ОСП, які представляють принаймні одну додаткову відповідну державу-члена; якщо ця умова невиконана, кваліфікована більшість голосів вважається досягнутою.

7. ОСП, що ухвалюють рішення стосовно пропозицій щодо умов або методологій згідно зі статтею 6(3), які стосуються регіонів, що складаються з п’яти або менше держав-членів, повинні ухвалити таке рішення на основі консенсусу.

8. Щодо рішень ОСП стосовно пропозицій щодо умов або методологій згідно з параграфами 3-5, одна держава-член має один голос. Якщо на території держави-члена існує більш ніж один ОСП, держава-член повинна розподілити права голосу між відповідними ОСП.

9. У разі неподання ОСП початкової або зміненої пропозиції щодо умов або методологій регуляторним органам або Агентству відповідно до статей 6 та 7, або суб’єктам, призначеним державою-членом, згідно зі статтею 6(4), у строки, визначені в цьому Регламенті, вони повинні надати призначеному суб’єкту, компетентним регуляторним органам і Агентству відповідні проекти умов або методологій і пояснити, чому не була досягнута згода. Агентство, усі компетентні регуляторні органи спільно або компетентний призначений суб’єкт повинні вжити належних заходів для ухвалення необхідних умов або методологій згідно зі статтею 6, наприклад, вимагаючи внесення змін або шляхом перегляду чи доопрацювання проектів відповідно до цього параграфа, у тому числі якщо проекти не були подані, і повинні їх затвердити.

Стаття 6 — Затвердження умов або методологій ОСП

1. Кожен регуляторний орган або, якщо застосовно, Агентство, залежно від випадку, повинні затвердити умови або методології, розроблені ОСП згідно з параграфами 2 і 3. Суб’єкт, призначений державою-членом, повинен затвердити умови або методології, розроблені ОСП згідно з параграфом 4. Призначений суб’єкт повинен бути регуляторним органом, якщо інше не передбачено державою-членом. Перш ніж затвердити умови або методології, регуляторний орган, Агентство або призначений суб’єкт повинні розглянути пропозиції, за необхідності, після консультацій з відповідними ОСП, щоб переконатися, що вони відповідають меті цього Регламенту та сприяють ринковій інтеграції, недискримінації, ефективній конкуренції та належному функціонуванню ринку.

2. Пропозиції щодо зазначених нижче умов або методологій та будь-які зміни до них, стосовно яких держава-член може надати висновок відповідному регуляторному органу, підлягають затвердженню Агентством:

(a) ключові організаційні вимоги, функції та обов’язки щодо обміну даними, які пов’язані з операційною безпекою, згідно зі статтею 40(6);

(b) методологія створення спільних моделей мережі відповідно до статті 67(1) і статті 70;

3. Пропозиції щодо зазначених нижче умов або методологій та будь-які зміни до них, стосовно яких держава-член може надати висновок відповідному регуляторному органу, підлягають затвердженню всіма регуляторними органами у відповідному регіоні:

(a) методологія визначення мінімальної інерції для кожної синхронної області згідно зі статтею 39(3)(b);

(b) загальні положення щодо регіональної координації операційної безпеки для кожного регіону розрахування пропускної спроможності згідно зі статтею 76;

(c) методологія оцінювання відповідності активів для координації відключення принаймні для кожної синхронної області згідно зі статтею 84;

(d) методології, умови та значення, включені до операційних угод синхронної області згідно зі статтею 118 стосовно:

(i) параметрів визначення якості частоти та цільового параметра якості частоти згідно зі статтею 127;

(ii) правил визначення параметрів РПЧ згідно із статтею 153;

(iii) додаткових характеристик РПЧ згідно із статтею 154(2);

(iv) для синхронних областей Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії - заходів для забезпечення відновлення запасів енергії згідно зі статтею 156(6)(b);

(v) для синхронних областей континентальної Європи та Північної Європи - мінімального періоду активації, який повинен бути забезпечений постачальниками РПЧ згідно зі статтею 156(10);

(vi) для синхронних областей континентальної Європи та Північної Європи - припущень і методології аналізу витрат і вигід згідно зі статтею 156(11);

(vii) для синхронних областей, інших ніж континентальна Європа, і якщо застосовно - обмежень обміну РПЧ між ОСП згідно зі статтею 163(2);

(viii) для синхронних областей Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії - методології визначення мінімального обсягу надання резервної потужності РПЧ між синхронними областями, визначеної згідно зі статтею 174(2)(b);

(ix) обмежень обсягу обміну РВЧ між синхронними областями, визначених згідно зі статтею 176(1), і обмежень обсягу спільного використання РВЧ між синхронними областями, визначених відповідно до статті 177(1);

(x) обмежень обсягу обміну РЗ між синхронними областями, визначених згідно зі статтею 178(1), і обмежень обсягу спільного використання РЗ між синхронними областями, визначених відповідно до статті 179(1);

(e) методології та умови, включені до операційних угод блоку РЧП згідно зі статтею 119, стосовно:

(i) обмежень лінійної зміни вихідної активної потужності згідно зі статтею 137(3) та (4);

(ii) заходів координації, спрямованих на зменшення FRCE, які визначені у статті 152(14);

(iii) заходів зменшення FRCE за допомогою вимог щодо змінення відпуску або споживання активної потужності генеруючих модулів і електроустановок енергоспоживачів згідно зі статтею 152(16);

(iv) правил визначення параметрів РВЧ згідно зі статтею 157(1);

(f) пом’якшувальні заходи для кожної синхронної області або блоку РЧП згідно зі статтею 138;

(g) спільна пропозиція для кожної синхронної області щодо визначення блоків РЧП згідно зі статтею 141(2).

4. Якщо тільки державою-членом не визначене інше, указані нижче умови або методології та будь-які зміни до них підлягають індивідуальному затвердженню суб’єктом, призначеним державою-членом згідно з параграфом 1:

(a) для синхронних областей Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії - пропозиція кожного ОСП із зазначенням рівня втрати споживання, за якого система передачі опиниться в режимі системної аварії;

(b) обсяг обміну даними з ОСР і значними користувачами мережі згідно зі статтею 40(5);

(d) виключення груп постачання РПЧ із постачання РПЧ згідно зі статтею 154(4);

(e) для синхронних областей континентальної Європи та Північної Європи - пропозиція щодо проміжного мінімального періоду активації, який повинен бути забезпечений постачальниками РПЧ, як пропонується ОСП згідно зі статтею 156(9);

(f) технічні вимоги до РВЧ, визначені ОСП згідно зі статтею 158(3);

(g) відсторонення груп постачання РВЧ від постачання РВЧ згідно зі статтею 159(7);

(h) технічні вимоги до приєднання одиниць постачання РЗ і груп постачання РЗ, визначені ОСП згідно зі статтею 161(3);

(i) відсторонення груп постачання РЗ від постачання РЗ згідно зі статтею 162(6).

5. Якщо, згідно із цим Регламентом, відповідний оператор системи або ОСП зобов’язаний або йому дозволено визначати або погоджувати вимоги, які не підпадають під дію параграфа 4, держави-члени можуть вимагати попереднього затвердження таких вимог і будь-яких змін до них компетентним регуляторним органом.

6. Пропозиція щодо умов або методологій повинна включати пропонований строк їх імплементації та опис їх очікуваного впливу на цілі цього Регламенту. Пропозиції щодо умов або методологій, які підлягають затвердженню кількома регуляторними органами відповідно до параграфа 3, повинні бути подані до Агентства протягом 1 тижня з моменту їх подання до регуляторних органів. Пропозиції щодо умов або методологій, які підлягають затвердженню призначеним суб’єктом відповідно до параграфа 4, можуть бути подані до Агентства протягом 1 місяця з моменту їх подання за розсудом призначеного суб’єкта, але повинні бути подані на вимогу Агентства для інформаційних цілей відповідно до статті 3(2) Регламенту (ЄС) 2019/942, якщо Агентство вважає, що пропозиція має транскордонний вплив. За запитом компетентних регуляторних органів, Агентство повинне протягом 3 місяців надати висновок стосовно пропозицій щодо умов або методологій.

7. Якщо затвердження умов або методологій відповідно до параграфа 3 чи змін відповідно до статті 7 вимагає ухвалення рішення більш ніж одним регуляторним органом згідно з параграфом 3, компетентні регуляторні органи повинні проводити консультації, тісно співпрацювати та координувати свої дії один з одним, щоб досягти згоди. Якщо Агентство надає висновок, компетентні регуляторні органи повинні враховувати такий висновок. Регуляторні органи або Агентство, якщо це в його компетенції, повинні ухвалити рішення стосовно поданих умов або методологій відповідно до параграфів 2 та 3 протягом 6 місяців з моменту отримання умов або методологій Агентством чи регуляторним органом або, якщо застосовно, останнім відповідним регуляторним органом. Відлік цього строку починається з наступного дня за днем подання пропозиції Агентству відповідно до параграфа 2 або останньому відповідному регуляторному органу відповідно до параграфа 3.

8. Якщо регуляторні органи не змогли досягти згоди у строк, зазначений у параграфі 7, або за їх спільним запитом чи за запитом Агентства відповідно до третього підпараграфа статті 5(3) Регламенту (ЄС) 2019/942, Агентство повинне ухвалити рішення стосовно поданих пропозицій щодо умов або методологій протягом 6 місяців згідно зі статтею 5(3) і другим підпараграфом статті 6(10) Регламенту (ЄС) 2019/942.

9. Якщо затвердження умов або методологій вимагає ухвалення рішення єдиним призначеним суб’єктом відповідно до параграфа 4 або компетентним регуляторним органом відповідно до параграфа 5, призначений суб’єкт або компетентний регуляторний орган повинен ухвалити рішення протягом 6 місяців після отримання умов або методологій. Відлік цього строку починається з наступного дня за днем подання пропозиції призначеному суб’єкту відповідно до параграфа 4 або компетентному регуляторному органу відповідно до параграфа 5.

10. Будь-яка сторона може подати скаргу на відповідного оператора системи чи ОСП щодо обов’язків або рішень відповідного оператора системи або ОСП за цим Регламентом і може надіслати її до регуляторного органу, який, діючи в якості органу врегулювання спорів, повинен ухвалити рішення протягом 2 місяців після отримання скарги. Указаний строк може бути продовжений іще на 2 місяці, якщо регуляторному органу необхідна додаткова інформація. Такий продовжений строк може бути знову продовжений за згодою скаржника. Рішення регуляторного органу є обов’язковим, якщо і доки його не буде скасовано в порядку оскарження.

Стаття 7 — Зміни до умов або методологій ОСП

1. Якщо Агентство або всі компетентні регуляторні органи спільно вимагають внесення змін для затвердження умов або методологій, поданих відповідно до параграфів 2 і 3 статті 6, відповідні ОСП повинні подати на затвердження пропозицію щодо змінених умов або методологій протягом 2 місяців з дати запиту від Агентства або регуляторних органів. Агентство або компетентні регуляторні органи повинні ухвалити рішення щодо змінених умов або методологій протягом 2 місяців з моменту їх подання.

2. Якщо призначений суб’єкт вимагає внесення змін для затвердження умов або методологій, поданих відповідно до статті 6(4), або компетентний регуляторний орган вимагає внесення змін для затвердження вимог, поданих відповідно до статті 6(5), відповідні ОСП повинні подати на затвердження пропозицію щодо змінених умов або методологій протягом 2 місяців з дати запиту від призначеного суб’єкта або компетентного регуляторного органу. Призначений суб’єкт або компетентний регуляторний орган повинен ухвалити рішення щодо змінених умов або методологій протягом 2 місяців з моменту їх подання.

3. У випадку, коли компетентним регуляторним органам не вдалося досягти згоди щодо умов або методологій відповідно до параграфів 2 та 3 статті 6 протягом 2-місячного строку, або за їх спільним запитом чи за запитом Агентства відповідно до третього підпараграфа статті 5(3) Регламенту (ЄС) 2019/942, Агентство повинне ухвалити рішення щодо змінених умов або методологій протягом 6 місяців згідно зі статтею 5(3) і другим підпараграфом статті 6(10) Регламенту (ЄС) 2019/942. У разі неподання відповідними ОСП пропозиції щодо змінених умов або методологій застосовується процедура, передбачена у статті 5(9).

4. Агентство, регуляторні органи або призначені суб’єкти, якщо вони відповідають за ухвалення умов або методологій відповідно до параграфів 2, 3 та 4 статті 6, можуть, відповідно, вимагати подання пропозицій щодо внесення змін до таких умов або методологій і визначити кінцевий строк їх подання. ОСП, які відповідають за розроблення пропозиції щодо умов або методологій, можуть пропонувати внесення змін регуляторним органам або Агентству. Пропозиції щодо внесення змін до умов або методологій повинні бути подані для консультацій, якщо застосовно, згідно з процедурою, визначеною у статті 11, і затверджені згідно з процедурою, визначеною у статтях 5 та 6.

Стаття 8 — Публікація умов або методологій у мережі Інтернет

1. ОСП, які відповідають за визначення умов або методологій відповідно до цього Регламенту, повинні опублікувати їх у мережі Інтернет після затвердження Агентством чи компетентними регуляторними органами або, якщо таке затвердження не вимагається, після їх визначення, за винятком випадків, коли така інформація вважається конфіденційною відповідно до статті 12.

2. Публікація також повинна стосуватися:

(a) удосконалення інструментів експлуатації мережі згідно зі статтею 55(e);

(b) цільових параметрів FRCE згідно зі статтею 128;

(d) обмежень лінійної зміни на рівні блоку РЧП згідно зі статтею 137(3);

(e) заходів, вжитих у передаварійному режимі у зв’язку з недостатністю резервів активної потужності відповідно до статті 152(11); та

(f) запиту ОСП, що підключає резерви, до постачальника РПЧ про надання інформації в реальному часі, згідно зі статтею 154(11).

Стаття 9 — Відшкодування витрат

1. Витрати, понесені операторами систем, що підпадають під регулювання мережевих тарифів і випливають із обов’язків, встановлених цим Регламентом, повинні бути оцінені відповідними регуляторними органами. Витрати, оцінені як обґрунтовані, ефективні та пропорційні, повинні бути відшкодовані через мережеві тарифи або інші належні механізми.

2. За запитом відповідних регуляторних органів, оператори систем, згадані в параграфі 1, повинні протягом 3 місяців з дати запиту надати необхідну інформацію, щоб сприяти оцінюванню понесених витрат.

Стаття 10 — Залучення стейкхолдерів

Агентство, у тісній співпраці з ENTSO-E, повинні організувати залучення стейкхолдерів у зв’язку з безпечною експлуатацією системи та іншими аспектами імплементації цього Регламенту. Таке залучення повинне включати регулярні зустрічі зі стейкхолдерами з метою виявлення проблем і пропонування покращень, пов’язаних із безпечною експлуатацією мережі.

Стаття 11 — Консультації з громадськістю

1. ОСП, що відповідають за подання пропозицій щодо умов або методологій чи змін до них відповідно до цього Регламенту, повинні проводити консультації зі стейкхолдерами, включно з відповідними органами кожної держави-члена, стосовно проектів пропозицій щодо умов або методологій, зазначених у статті 6(2) та (3). Такі консультації повинні тривати не менше 1 місяця.

2. Пропозиції щодо умов або методологій, подані ОСП на рівні Союзу, повинні бути опубліковані та подані для консультацій із громадськістю на рівні Союзу. Пропозиції, подані ОСП на регіональному рівні, повинні бути подані для консультацій із громадськістю принаймні на регіональному рівні. Сторони, які подають пропозиції на двосторонньому або багатосторонньому рівні, повинні провести консультації з громадськістю принаймні у відповідних державах-членах.

3. ОСП, які відповідають за розроблення пропозиції щодо умов або методологій, повинні належним чином враховувати думки стейкхолдерів, отримані в результаті консультацій до її подання на регуляторне затвердження. У будь-якому випадку належне обґрунтування врахування або неврахування думок, отриманих в результаті консультацій, повинне бути надане одночасно з поданням пропозиції та своєчасно опубліковане до або одночасно з публікацією пропозиції щодо умов або методологій.

Стаття 12 — Обов’язки щодо забезпечення конфіденційності

1. Будь-яка конфіденційна інформація, яку отримують, передають або якою обмінюються відповідно до цього Регламенту, підпадає під дію умов збереження професійної таємниці, встановлених у параграфах 2, 3 і 4.

2. Обов’язок щодо збереження професійної таємниці застосовується до будь-яких осіб, які підпадають під дію цього Регламенту.

3. Конфіденційна інформація, отримана зазначеними в параграфі 2 особами або регуляторними органами в ході виконання своїх службових обов’язків, не може розголошуватися будь-яким іншим особам або органам, без обмеження випадків, передбачених національним правом, іншими положеннями цього Регламенту або іншим відповідним законодавством Союзу.

4. Без обмеження випадків, передбачених національним законодавством або законодавством Союзу, регуляторні органи, органи або особи, які отримують конфіденційну інформацію згідно із цим Регламентом, можуть використовувати її тільки для виконання своїх службових обов’язків відповідно до цього Регламенту.

Стаття 13 — Угоди з ОСП, які не підпадають під дію цього Регламенту

Якщо синхронна область об’єднує як ОСП Союзу, так і ОСП третіх країн, протягом 18 місяців після набуття чинності цим Регламентом усі ОСП Союзу в такій синхронній області повинні докласти зусиль для укладення з ОСП третіх країн, які не підпадають під дію цього Регламенту, угоди, що визначає основи їх співпраці у сфері безпечної експлуатації системи і встановлює умови для виконання ОСП третіх країн обов’язків, встановлених у цьому Регламенті.

Стаття 14 — Моніторинг

1. ENTSO-E повинна здійснювати моніторинг імплементації цього Регламенту відповідно до статті 8(8) Регламенту (ЄС) № 714/2009. Зазначений моніторинг повинен охоплювати щонайменше такі питання:

(a) показники операційної безпеки згідно зі статтею 15;

(b) регулювання частоти та потужності відповідно до статті 16;

(d) визначення будь-яких відмінностей національної імплементації цього Регламенту стосовно умов і методологій, визначених у статті 6(3);

(e) визначення будь-яких додаткових покращень інструментів і послуг згідно з підпараграфами (a) та (b) статті 55, які виходять за межі покращень, визначених ОСП згідно зі статтею 55(e);

(f) визначення будь-яких необхідних покращень у річному звіті про шкалу класифікації інцидентів відповідно до статті 15, які необхідні для підтримання сталої та довгострокової операційної безпеки; та

(g) визначення будь-яких труднощів співпраці у сфері безпечної експлуатації системи з ОСП третіх країн.

2. Агентство, у співпраці з ENTSO-E, повинні підготувати, протягом 12 місяців після набуття чинності цим Регламентом, перелік релевантної інформації, яку ENTSO-E має повідомляти Агентству відповідно до статей 8(9) і 9(1) Регламенту (ЄС) № 714/2009. Перелік релевантної інформації може оновлюватися. ENTSO-E повинна здійснювати комплексне архівування інформації, запитуваної Агентством, у вигляді цифрових даних у стандартизованому форматі.

3. Відповідні ОСП повинні надавати ENTSO-E інформацію, необхідну для виконання завдань, зазначених у параграфах 1 і 2.

4. На вимогу регуляторного органу ОСР повинні надавати ОСП інформацію відповідно до параграфа 2, крім випадків, коли така інформація вже доступна регуляторним органам, Агентству або ENTSO-E у зв’язку з їхніми відповідними завданнями з моніторингу імплементації, щоб уникнути дублювання інформації.

Стаття 15 — Річний звіт про показники операційної безпеки

1. До 30 вересня ENTSO-E повинна опублікувати річний звіт на основі шкали класифікації інцидентів, ухваленої згідно зі статтею 8(3)(a) Регламенту (ЄС) № 714/2009. Агентство може надати свій висновок щодо формату та змісту такого річного звіту, включно з географічною сферою охоплення повідомлених інцидентів, електричними взаємозалежностями між областями регулювання ОСП і будь-якою відповідною інформацією минулих періодів.

2. ОСП кожної держави-члена повинні надати ENTSO-E до 01 березня необхідні дані та інформацію для підготовки річних звітів на основі шкали класифікації інцидентів, зазначених у параграфі 1. Дані, надані ОСП, повинні стосуватися попереднього року.

3. Річні звіти, зазначені в параграфі 1, повинні містити принаймні зазначені нижче показники операційної безпеки, які мають значення для операційної безпеки:

(a) кількість відключених елементів системи передачі на рік для кожного ОСП;

(b) кількість відключених генеруючих об’єктів на рік для кожного ОСП;

(c) електроенергія, не постачена за рік у зв’язку з незапланованим відключенням об’єктів енергоспоживання, для кожного ОСП;

(d) тривалість і кількість випадків перебування в передаварійному та аварійному режимах для кожного ОСП;

(e) тривалість і кількість подій, під час яких був виявлений дефіцит резервів, для кожного ОСП;

(f) тривалість і кількість відхилень напруги, які виходять за межі діапазонів у таблицях 1 та 2 додатка II, для кожного ОСП;

(g) кількість хвилин перебування за межами стандартного діапазону частот і кількість хвилин перебування за межами 50% максимального усталеного відхилення частоти для кожної синхронної області;

(h) кількість відключень від системи або місцевих системних аварій; та

(i) кількість системних аварій за участю двох або більше ОСП.

4. Річний звіт, зазначений у параграфі 1, повинен містити принаймні вказані нижче показники операційної безпеки, які мають значення для оперативного планування:

(a) кількість подій, коли інциденти, які містяться в переліку аварійних ситуацій, призвели до погіршення робочого режиму системи;

(b) кількість подій, зазначених у пункті (a), при яких мало місце погіршення умов роботи системи внаслідок неочікуваних відхилень від прогнозів споживання або генерації;

(d) кількість подій, зазначених у пункті (c), при яких мало місце погіршення умов роботи системи внаслідок неочікуваних відхилень від прогнозів споживання або генерації; та

(e) кількість подій, які призвели до погіршення умов роботи системи внаслідок дефіциту резервів активної потужності.

5. Річні звіти повинні містити пояснення причин виникнення інцидентів на рівнях 2 та 3 шкали класифікації операційної безпеки відповідно до шкали класифікації інцидентів, ухваленої ENTSO-E. Такі пояснення повинні ґрунтуватися на розслідуванні інцидентів ОСП, процедура проведення якого повинна бути визначена у шкалі класифікації інцидентів. ОСП повинні повідомити відповідні регуляторні органи про розслідування в установлений строк до його початку. Регуляторні органи та Агентство можуть долучитися до розслідування за їх запитом.

Стаття 16 — Річний звіт про регулювання частоти та потужності

1. До 30 вересня ENTSO-E повинна опублікувати річний звіт про регулювання частоти та потужності на основі інформації, наданої ОСП згідно з параграфом 2. Річний звіт про регулювання частоти та потужності повинен містити інформацію, вказану в параграфі 2, для кожної держави-члена.

2. Починаючи з 14 вересня 2018 року ОСП кожної держави-члена повинні повідомляти ENTSO-E, до 01 березня кожного року, таку інформацію за попередній рік:

(a) визначення блоків РЧП, областей РЧП і областей моніторингу в державі-члені;

(b) визначення блоків РЧП, які розташовані за межами держави-члена і які містять області РЧП і області моніторингу, розташовані в державі-члені;

(d) дані, пов’язані з критеріями оцінювання якості частоти для кожної синхронної області та кожного блоку РЧП, зазначені в підпараграфах (a), (b) та (c), які охоплюють кожен місяць принаймні 2 попередніх календарних років;

(e) зобов’язання щодо РПЧ і початкове зобов’язання щодо РПЧ кожного ОСП, що здійснює діяльність у державі-члені, які охоплюють кожен місяць принаймні 2 попередніх календарних років; та

(f) опис і дата впровадження будь-яких пом’якшувальних заходів і вимог щодо лінійної зміни для послаблення детермінованих відхилень частоти, які були вжиті протягом попереднього календарного року згідно зі статтями 137 і 138 та у яких брали участь ОСП держави-члена.

3. Дані, надані ОСП, повинні стосуватися попереднього року. Інформацію стосовно синхронних областей, блоків РЧП, областей РЧП і областей моніторингу в підпараграфах (a), (b) та (c) необхідно повідомляти один раз. У разі зміни таких зон і областей таку інформацію необхідно повідомити до 01 березня наступного року.

4. У відповідних випадках усі ОСП у синхронній області або у блоці РЧП повинні співпрацювати під час збору даних, вказаних у параграфі 2.

Стаття 17 — Річний звіт про результати оцінювання регіональної координації

1. До 30 вересня ENTSO-E повинна опублікувати річний звіт про результати оцінювання регіональної координації на основі річних звітів про результати оцінювання регіональної координації, наданих регіональними координаторами безпеки згідно з параграфом 2, оцінити будь-які проблеми взаємодійності та запропонувати зміни, спрямовані на підвищення дієвості та ефективності координації експлуатації системи.

2. До 01 березня кожен регіональний координатор безпеки повинен підготувати річний звіт і подати його до ENTSO-E, надавши зазначену нижче інформацію стосовно завдань, які він виконує:

(a) кількість випадків, середня тривалість і причини невиконання ним своїх функцій;

(b) статистика щодо обмежень, включно з їх тривалістю, розташуванням і кількістю випадків, а також щодо пов’язаних активованих коригувальних дій та витрат на них, у разі їх виникнення;

(c) кількість випадків відмови ОСП здійснювати коригувальні дії, рекомендовані регіональним координатором безпеки, і причини такої відмови;

(d) кількість несумісностей планування відключення згідно зі статтею 80; та

(e) опис випадків, коли був оцінений дефіцит регіональної достатності, і опис встановлених пом’якшувальних заходів.

3. Дані, надані ENTSO-E регіональними координаторами безпеки, повинні стосуватися попереднього року.

ЧАСТИНА II

ОПЕРАЦІЙНА БЕЗПЕКА

Розділ 1. ВИМОГИ ОПЕРАЦІЙНОЇ БЕЗПЕКИ

Глава 1. Режими системи, коригувальні дії та межі операційної безпеки

Стаття 18 — Класифікація режимів системи

1. Система передачі перебуває в нормальному режимі, якщо виконуються всі зазначені нижче умови:

(a) напруги та перетоки потужності перебувають у межах операційної безпеки, визначених відповідно до статті 25;

(b) частота відповідає таким критеріям:

(i) усталене відхилення частоти системи перебуває в межах стандартного діапазону частот; або

(ii) абсолютна величина усталеного відхилення частоти системи не перевищує максимальне усталене відхилення частоти та не досягнуті межі частоти системи, встановлені для передаварійного режиму;

(c) резерви активної та реактивної потужності достатні для протидії аварійним ситуаціям із переліку аварійних ситуацій, визначеного відповідно до статті 33, без порушення меж операційної безпеки;

(d) робота області регулювання відповідного ОСП перебуває та перебуватиме в межах операційної безпеки після активації коригувальних дій після виникнення аварійної ситуації з переліку аварійних ситуацій, визначеного відповідно до статті 33.

2. Система передачі перебуває в передаварійному режимі, коли:

(a) напруги та перетоки потужності перебувають у межах операційної безпеки, визначених відповідно до статті 25; та

(b) резервна потужність ОСП знизилася на понад 20% упродовж понад 30 хвилин і без засобів компенсації такого зниження при експлуатації системи в реальному часі; або

(i) абсолютна величина усталеного відхилення частоти системи не перевищує максимальне відхилення частоти в усталеному стані; та

(ii) абсолютна величина усталеного відхилення частоти системи безперервно перевищує 50% максимального усталеного відхилення частоти протягом періоду часу, що перевищує час активації передаварійного режиму, або стандартний діапазон частот протягом періоду часу, що перевищує час відновлення частоти; або

(d) принаймні одна аварійна ситуація з переліку аварійних ситуацій, визначеного відповідно до статті 33, може призвести до порушення меж операційної безпеки ОСП навіть після активації коригувальних дій.

3. Система передачі перебуває в аварійному режимі, якщо виконується принаймні одна із зазначених нижче умов:

(a) має місце принаймні одне порушення меж операційної безпеки ОСП, визначених відповідно до статті 25;

(b) частота не відповідає критеріям для нормального режиму та передаварійного режиму, визначеним відповідно до параграфів 1 та 2;

(d) має місце порушення функціонування інструментів, засобів і об’єктів, визначених згідно зі статтею 24(1), що призвело до недоступності таких інструментів, засобів і об’єктів протягом більше 30 хвилин.

4. Система передачі перебуває в режимі системної аварії, якщо виконується принаймні одна із зазначених нижче умов:

(a) втрата понад 50% споживання в області регулювання відповідного ОСП;

(b) повна відсутність напруги впродовж принаймні трьох хвилин в області регулювання відповідного ОСП, що призвела до активації планів відновлення.

ОСП синхронних областей Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії може розробити пропозицію із зазначенням рівня втрати споживання, за якого система передачі опиниться в режимі системної аварії.ОСП синхронних областей Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії повинні повідомити про це ENTSO-E.

5. Система передачі перебуває в режимі відновлення, якщо після перебування в аварійному режимі або в режимі системної аварії ОСП розпочав активацію заходів плану відновлення.

Стаття 19 — Моніторинг і визначення режимів системи ОСП

1. Кожен ОСП повинен у режимі реального часу визначати режим його системи передачі.

2. Кожен ОСП повинен здійснювати моніторинг зазначених нижче параметрів системи передачі в режимі реального часу в його області регулювання на основі телеметричних вимірювань або розрахованих значень з його області спостереження, враховуючи структурні дані та дані в реальному часі згідно зі статтею 42:

(a) перетоки активної та реактивної потужності;

(b) напруги на системах шин;

(d) резерви активної та реактивної потужності; та

(e) генерація та споживання.

3. Щоб визначити режим системи, кожен ОСП повинен принаймні кожні 15 хвилин проводити аналіз аварійних ситуацій, здійснюючи моніторинг параметрів системи, визначених відповідно до параграфа 2, на основі меж операційної безпеки, визначених відповідно до статті 25, і критеріїв режимів системи, визначених відповідно до статті 18. Кожен ОСП повинен здійснювати моніторинг рівня доступних резервів у розрізі резервної потужності. У ході проведення аналізу аварійних ситуацій кожен ОСП повинен враховувати вплив коригувальних дій і заходів плану захисту системи.

4. Якщо його система передачі не перебуває в нормальному режимі і якщо такий режим системи кваліфікується як широкомасштабний режим, ОСП повинен:

(a) повідомити всіх ОСП про режим його системи передачі за допомогою ІТ-інструмента для обміну даними в реальному часі на загальноєвропейському рівні; та

(b) надати додаткову інформацію про елементи його системи передачі, які входять до області спостереження інших ОСП, відповідним ОСП.

Стаття 20 — Коригувальні заходи при експлуатації системи

1. Кожен ОСП повинен докладати зусиль для забезпечення того, щоб його система передачі залишалася в нормальному режимі, і відповідає за управління порушеннями операційної безпеки. Для досягнення цієї мети кожен ОСП повинен розробити, підготувати та активувати коригувальні дії з урахуванням їх доступності, часу та ресурсів, необхідних для їх активації, і будь-яких зовнішніх умов по відношенню до системи передачі, які мають значення для кожної коригувальної дії.

2. Коригувальні дії, які використовуються ОСП при експлуатації системи згідно з параграфом 1 і статтями 21-23 цього Регламенту, повинні узгоджуватися з коригувальними діями, врахованими при розрахунку пропускної спроможності згідно зі статтею 25 Регламенту (ЄС) 2015/1222.

Стаття 21 — Принципи та критерії, які застосовуються до коригувальних дій

1. Кожен ОСП повинен застосовувати такі принципи при активації та координації коригувальних дій згідно зі статтею 23:

(a) для порушень операційної безпеки, що не вимагають координованого управління, ОСП повинен розробити, підготувати та активувати коригувальні дії для повернення системи у нормальний режим і запобігання поширенню передаварійного або аварійного режиму за межі області регулювання ОСП із категорій, визначених у статті 22;

(b) для порушень операційної безпеки, які вимагають координованого управління, ОСП повинен розробити, підготувати та активувати коригувальні дії в координації з іншими відповідними ОСП відповідно до методології підготовки коригувальних дій у координований спосіб згідно зі статтею 76(1)(b) і з урахуванням рекомендації регіонального координатора безпеки згідно зі статтею 78(4).

2. При виборі відповідних коригувальних дій кожен ОСП повинен застосовувати такі критерії:

(a) активувати найбільш дієві та економічно ефективні коригувальні дії;

(b) активувати коригувальні дії в режимі, якомога наближенішому до реального часу, з урахуванням очікуваного часу активації та терміновості ситуації, пов’язаної з експлуатацією системи, яку вони повинні врегулювати;

(i) ризики відмови або короткого замикання внаслідок змін топології;

(ii) ризики відключення внаслідок змін активної або реактивної потужності генеруючих модулів або об’єктів енергоспоживання; та

(iii) ризики несправності, спричинені поведінкою обладнання;

(d) надавати перевагу коригувальним діям, які забезпечують найбільший обсяг міжзональної пропускної спроможності для цілей розподілу пропускної спроможності, забезпечуючи дотримання всіх меж операційної безпеки.

Стаття 22 — Категорії коригувальних дій

1. Кожен ОСП повинен використовувати такі категорії коригувальних дій:

(a) зміна тривалості планових відключень або повернення в роботу елементів системи передачі для забезпечення експлуатаційної готовності таких елементів системи передачі;

(b) активний вплив на перетоки потужності за допомогою:

(i) перемикання відгалужень силових трансформаторів;

(ii) перемикання відгалужень фазозсувних трансформаторів;

(iii) зміни топологій;

(i) перемикання відгалужень силових трансформаторів;

(ii) перемикання конденсаторів і реакторів;

(iii) перемикання пристроїв управління напругою та реактивною потужністю на основі силової електроніки;

(iv) надання приєднаним до системи передачі ОСР і значним користувачам мережі команд на блокування автоматичного регулювання напруги та реактивної потужності трансформаторів або на активацію на їхніх об’єктах коригувальних дій, визначених у пунктах (i)-(iii), якщо погіршення напруги становить загрозу для операційної безпеки або може призвести до лавини напруги в системі передачі;

(v) застосування вимоги щодо зміни вихідної реактивної потужності або уставки напруги приєднаних до системи передачі синхронних генеруючих модулів;

(vi) застосування вимоги щодо зміни вихідної реактивної потужності перетворювачів приєднаних до системи передачі несинхронних генеруючих модулів;

(d) перерахунок міжзональної пропускної спроможності на добу наперед і внутрішньодобової міжзональної пропускної спроможності згідно з Регламентом (ЄС) 2015/1222;

(e) передиспетчеризація приєднаних до системи передачі або розподілу користувачів системи в області регулювання ОСП між двома або більше ОСП;

(f) зустрічна торгівля між двома або більше торговими зонами;

(g) коригування перетоків активної потужності через системи ПСВН;

(h) активація процедур управління відхиленнями частоти;

(i) обмеження, згідно зі статтею 16(2) Регламенту (ЄС) № 714/2009, уже розподіленої міжзональної пропускної спроможності в надзвичайній ситуації, коли використання пропускної спроможності ставить під загрозу операційну безпеку, усі ОСП на відповідному міждержавному перетині погоджуються на таке коригування і передиспетчеризація або зустрічна торгівля неможлива; та

(j) якщо застосовно, введення ручного скидання навантаження в нормальному або передаварійному режимі.

2. Якщо це необхідно та обґрунтовано, для підтримання операційної безпеки кожен ОСП може підготувати й активувати додаткові коригувальні дії. ОСП повинен звітувати та обґрунтувати такі випадки перед відповідним регуляторним органом і, якщо застосовно, державою-членом, принаймні раз на рік, після активації додаткових коригувальних дій. Відповідні звіти та обґрунтування також підлягають публікації. Європейська Комісія або Агентство можуть вимагати від відповідного регуляторного органу надання додаткової інформації про активацію додаткових коригувальних дій у таких випадках, якщо вони впливають на суміжну систему передачі.

Стаття 23 — Підготовка, активація та координація коригувальних дій

1. Кожен ОСП повинен підготувати та активувати коригувальні дії згідно з критеріями, визначеними у статті 21(2), для запобігання погіршенню режиму системи на основі таких елементів:

(a) моніторинг і визначення режимів системи згідно зі статтею 19;

(b) аналіз аварійних ситуацій при експлуатації в реальному часі згідно зі статтею 34; та

2. У ході підготовки та активації коригувальної дії, у тому числі передиспетчеризації або зустрічної торгівлі згідно зі статтями 25 та 35 Регламенту (ЄС) 2015/1222, або процедури плану захисту системи ОСП, що впливає на інших ОСП, відповідний ОСП повинен оцінити, у координації з відповідними ОСП, вплив такої коригувальної дії або заходу в межах і за межами його області регулювання згідно зі статтею 75(1), статтею 76(1)(b) і статтею 78(1), (2) та (4) і повинен надати відповідним ОСП інформацію про такий вплив.

3. У ході підготовки та активації коригувальних дій, які впливають на приєднаних до системи передачі ЗКМ та ОСР, кожен ОСП повинен, якщо його система передачі перебуває в нормальному або передаварійному режимі, оцінити вплив таких коригувальних дій у координації із причетними ЗКМ та ОСР і вибрати коригувальні дії, що сприяють підтриманню нормального режиму та безпечного функціонування всіх відповідних сторін. Кожен причетний ЗКМ та ОСР повинен надати ОСП всю необхідну інформацію для такої координації.

4. У ході підготовки та активації коригувальних дій кожен ОСП повинен, якщо його система передачі не перебуває в нормальному або передаварійному режимі, координувати, наскільки це можливо, такі коригувальні дії з причетними приєднаними до системи передачі ЗКМ та ОСР для підтримання операційної безпеки та цілісності системи передачі.

Коли ОСП активує коригувальну дію, кожен приєднаний до системи передачі значний користувач мережі та ОСР, що зазнає впливу, повинен виконувати вказівки, надані ОСП.

5. Якщо обмеження мають наслідки тільки для локального режиму в межах області регулювання ОСП і порушення операційної безпеки не вимагає координованого управління, ОСП, відповідальний за таке управління, може ухвалити рішення не активувати коригувальні дії, пов’язані із витратами, для їх пом’якшення.

Стаття 24 — Доступність засобів, інструментів та об’єктів ОСП

1. Кожен ОСП повинен забезпечити доступність, надійність і резервованість таких елементів:

(a) об’єкти моніторингу режиму системи передачі, у тому числі застосунки для оцінювання режиму та об’єкти регулювання частоти та потужності;

(b) засоби управління перемиканням вимикачів, шиноз’єднувальних вимикачів, перемикачів відгалужень під навантаженням трансформаторів та іншого обладнання, яке призначене для управління елементами системи передачі;

(d) інструменти для аналізу операційної безпеки; та

(e) інструменти та засоби зв’язку, необхідні ОСП для сприяння транскордонним ринковим операціям.

2. Якщо інструменти, засоби та об’єкти ОСП, зазначені в параграфі 1, впливають на приєднаних до системи передачі ОСР або ЗКМ, які беруть участь у наданні послуг балансування, допоміжних послуг, захисті чи відновленні системи або наданні операційних даних у режимі реального часу згідно зі статтями 44, 47, 50, 51 та 52, відповідний ОСП і такі ОСР та ЗКМ повинні співпрацювати та координувати свої дії для визначення та забезпечення доступності, надійності та резервованості таких інструментів, засобів і об’єктів.

3. Упродовж 18 місяців після набуття чинності цим Регламентом кожен ОСП повинен ухвалити план забезпечення безперервної роботи, у якому визначаються заходи реагування на втрату критичних інструментів, засобів та об’єктів і який містить положення щодо їх технічного обслуговування, заміни та розвитку. Кожен ОСП повинен принаймні щорічно переглядати свій план забезпечення безперервної роботи та оновлювати його за необхідності та в будь-якому разі після будь-якої істотної зміни критичних інструментів, засобів і об’єктів або відповідних умов експлуатації системи. ОСП повинен надати частини плану забезпечення безперервності роботи, які впливають на ОСР і ЗКМ, відповідним ОСР і ЗКМ.

Стаття 25 — Межі операційної безпеки

1. Кожен ОСП повинен визначити межі операційної безпеки для кожного елемента своєї системи передачі з урахуванням принаймні таких фізичних характеристик:

(a) обмежень напруги згідно зі статтею 27;

(b) обмежень струмів короткого замикання згідно зі статтею 30; та

2. При визначенні меж операційної безпеки кожен ОСП повинен враховувати можливість ЗКМ запобігти тому, щоб діапазони напруг і обмеження частоти в нормальному та передаварійному режимах не призводили до їх відключення.

3. У разі змін одного з елементів системи передачі кожен ОСП повинен валідувати та, за необхідності, оновити межі операційної безпеки.

4. Для кожного перетину кожен ОСП повинен погодити з оператором суміжної системи передачі спільні межі операційної безпеки згідно з параграфом 1.

Стаття 26 — План забезпечення безпеки для захисту критичної інфраструктури

1. Кожен ОСП повинен визначити, з урахуванням статті 5 Директиви Ради 2008/114/ЄС (-8), конфіденційний план забезпечення безпеки, який містить оцінювання ризиків для активів, що перебувають у власності або експлуатації ОСП, і який охоплює сценарії серйозних фізичних або кіберзагроз, визначені державою-членом.

2. У плані забезпечення безпеки повинні бути враховані потенційні наслідки для європейських об’єднаних систем передачі, і він повинен містити організаційні та фізичні заходи, спрямовані на пом’якшення виявлених ризиків.

3. Кожен ОСП повинен регулярно переглядати план забезпечення безпеки з метою врахування змін сценаріїв загроз і відображення розвитку системи передачі.

Глава 2. Регулювання напруги та реактивної потужності

Стаття 27 — Обов’язки всіх ОСП щодо обмежень напруги

1. Згідно зі статтею 18, кожен ОСП повинен докладати зусиль для забезпечення того, щоб у нормальному режимі напруга залишалася в усталеному режимі в точках приєднання до системи передачі в межах діапазонів, визначених у таблицях 1 та 2 додатка II.

2. Якщо відповідний ОСП в Іспанії вимагає, згідно зі статтею 16(2) Регламенту (ЄС) 2016/631, щоб генеруючі модулі, приєднані при номінальні напрузі між 300 кВ і 400 кВ, залишалися приєднаними в межах діапазону напруг від 1,05 в.о. до 1,0875 в.о. протягом необмеженого часу, такий додатковий діапазон напруг повинен бути врахований відповідним ОСП Іспанії при дотриманні параграфа 1.

3. Кожен ОСП повинен визначити базовий рівень напруги для значень у в.о.

4. Кожен ОСП повинен докладати зусиль, щоб забезпечити, що в нормальному режимі та після виникнення аварійної ситуації напруга залишається в межах ширших діапазонів напруг протягом обмеженого часу експлуатації за наявності угоди про такі ширші діапазони напруг із приєднаними до системи передачі ОСР, власниками генеруючих об’єктів згідно зі статтею 16(2) Регламенту (ЄС) 2016/631 або з власниками систем ПСВН згідно зі статтею 18 Регламенту (ЄС) 2016/1447.

5. Кожен ОСП повинен погодити з приєднаними до системи передачі ОСР і приєднаними до системи передачі значними користувачами мережі діапазони напруг на точках приєднання нижче 110 кВ, якщо такі діапазони напруг мають значення для підтримання меж операційної безпеки. Кожен ОСП повинен докладати зусиль, щоб забезпечити, що напруга залишається в межах погодженого діапазону в нормальному режимі та після виникнення аварійної ситуації.

Стаття 28 — Обов’язки ЗКМ щодо регулювання напруги та реактивної потужності при експлуатації системи

1. Не пізніше ніж протягом 3 місяців після набуття чинності цим Регламентом усі ЗКМ, які є приєднаними до системи передачі генеруючими модулями, що не підпадають під дію статті 16 Регламенту (ЄС) 2016/631, або які є системами ПСВН, що не підпадають під дію статті 18 Регламенту (ЄС) 2016/1447, повинні повідомити ОСП про їхні можливості порівняно з вимогами до напруги у статті 16 Регламенту (ЄС) 2016/631 або у статті 18 Регламенту (ЄС) 2016/1447, заявивши їхні характеристики напруги та час, протягом якого вони можуть не відключатися.

2. ЗКМ, які є об’єктами енергоспоживання, що підпадають під дію вимог статті 3 Регламенту (ЄС) 2016/1388, не повинні відключатися у зв’язку з порушенням нормального режиму роботи в межах діапазонів напруг, зазначених у статті 27. Не пізніше ніж протягом 3 місяців після набуття чинності цим Регламентом ЗКМ, які є приєднаними до системи передачі об’єктами енергоспоживання і які не підпадають під дію статті 3 Регламенту (ЄС) 2016/1388, повинні повідомити ОСП про їхні можливості порівняно з вимогами до напруги, визначеними в додатку II до Регламенту (ЄС) 2016/1388, заявивши їхні характеристики напруги та час, протягом якого вони можуть не відключатися.

3. Кожен ЗКМ, який є приєднаним до системи передачі об’єктом енергоспоживання, повинен підтримувати уставки реактивної потужності, діапазони коефіцієнта потужності та уставки напруги для регулювання напруги в межах діапазону, погодженого з його ОСП згідно зі статтею 27.

Стаття 29 — Обов’язки всіх ОСП щодо регулювання напруги та реактивної потужності при експлуатації системи

1. Якщо напруга в точці приєднання до системи передачі виходить за межі діапазонів, визначених у таблицях 1 і 2 додатка II до цього Регламенту, кожен ОСП повинен застосувати коригувальні дії для регулювання напруги та реактивної потужності згідно зі статтею 22(1)(c) цього Регламенту з метою відновлення напруги в точці приєднання до діапазону, визначеного в додатку II, і в межах часового інтервалу, визначеного у статті 16 Регламенту (ЄС) 2016/631 і статті 13 Регламенту (ЄС) 2016/1388.

2. Кожен ОСП повинен враховувати у своєму аналізі операційної безпеки значення напруги, при яких приєднані до системи передачі ЗКМ, які не підпадають під дію вимог Регламенту (ЄС) 2016/631 або Регламенту (ЄС) 2016/1388, можуть відключатися.

3. Кожен ОСП повинен забезпечити резерв реактивної потужності з належним обсягом і часом реалізації, щоб утримувати напругу у своїй області регулювання та на перетинах у межах діапазонів, визначених у додатку II.

4. ОСП, з’єднані міжсистемними лініями електропередачі змінного струму, повинні спільно визначити належний режим регулювання напруги, щоб забезпечити дотримання спільних меж операційної безпеки, встановлених згідно зі статтею 25(4).

5. Кожен ОСП повинен погодити з кожним приєднаним до системи передачі ОСР уставки реактивної потужності, діапазони коефіцієнта потужності та уставки напруги для регулювання напруги в точці приєднання між ОСП і ОСР згідно зі статтею 15 Регламенту (ЄС) 2016/1388. Щоб забезпечити підтримання таких параметрів, кожен приєднаний до системи передачі ОСР повинен використовувати свої ресурси реактивної потужності та мати право надавати команди щодо регулювання напруги приєднаним до системи розподілу ЗКМ.

6. Кожен ОСП має право використовувати всі доступні приєднані до системи передачі ресурси реактивної потужності в межах своєї області регулювання для ефективного регулювання реактивної потужності та підтримки діапазонів напруг, визначених у таблицях 1 і 2 додатка II до цього Регламенту.

7. Кожен ОСП повинен, прямо або непрямо в координації з приєднаним до системи передачі ОСР, якщо застосовно, управляти ресурсами реактивної потужності в межах своєї області регулювання, у тому числі за рахунок блокування автоматичного регулювання напруги/реактивної потужності трансформаторів, зниження напруги та вимкнення навантаження при зниженні напруги, щоб підтримувати межі операційної безпеки та запобігти лавині напруги в системі передачі.

8. Кожен ОСП повинен визначити заходи регулювання напруги в координації з приєднаними до системи передачі ЗКМ і ОСР, а також із операторами суміжних систем передачі.

9. Якщо це доцільно для регулювання напруги та реактивної потужності в системі передачі, ОСП може вимагати, у координації з ОСР, щоб приєднаний до системи розподілу ЗКМ виконував команди щодо регулювання напруги.

Глава 3. Контроль струмів короткого замикання

Стаття 30 — Струм короткого замикання

Кожен ОСП повинен визначити:

(a) максимальну межу струму короткого замиканні, при якій перевищується номінальна потужність вимикачів; та

(b) мінімальну межу струму короткого замикання для правильної роботи засобів захисту.

Стаття 31 — Розрахунок струмів короткого замикання та пов’язані заходи

1. Кожен ОСП повинен виконувати розрахунки струмів короткого замикання, щоб оцінити вплив операторів суміжних систем передачі, приєднаних до системи передачі ЗКМ і приєднаних до системи передачі систем розподілу, у тому числі закритих систем розподілу, на рівні струмів короткого замикання в системі передачі. Якщо приєднана до системи передачі система розподілу, у тому числі закрита система розподілу, впливає на рівні струмів короткого замикання, вона повинна бути включена у розрахунки струмів короткого замикання у системі передачі.

2. При здійсненні розрахунків струмів короткого замикання кожен ОСП повинен:

(a) використовувати найточніші та найбільш якісні доступні дані;

(b) враховувати міжнародні стандарти; та

(c) брати за основу при розрахунку максимальних струмів короткого замикання такі експлуатаційні умови, які забезпечують максимально можливий рівень струму короткого замикання, враховуючи також внесок у струми короткого замикання від інших систем передачі та систем розподілу, включаючи закриті системи розподілу.

3. Кожен ОСП повинен застосовувати операційні або інші заходи для запобігання відхиленню від максимальних і мінімальних меж струмів короткого замикання, зазначених у статті 30, для всіх часових інтервалів і всіх засобів захисту. Якщо стається таке відхилення, кожен ОСП повинен активувати коригувальні дії або застосовувати інші заходи для забезпечення дотримання меж, зазначених у статті 30. Відхилення від таких меж дозволяється тільки при виконанні послідовності перемикань.

Глава 4. Контроль потокорозподілу

Стаття 32 — Граничні значення потоків потужності

1. Кожен ОСП повинен підтримувати потоки потужності в межах операційної безпеки, визначених, коли система перебуває в нормальному режимі та після виникнення аварійної ситуації з переліку аварійних ситуацій, зазначеного у статті 33(1).

2. У ситуації N-1 та в нормальному режимі кожен ОСП повинен підтримувати потоки потужності в межах перехідних допустимих перевантажень, зазначених у статті 25(1)(c), і підготувати коригувальні дії, які підлягають застосуванню та виконанню в межах часового інтервалу, дозволеного для перехідних допустимих перевантажень.

Глава 5. Аналіз аварійних ситуацій та їх ліквідація

Стаття 33 — Переліки аварійних ситуацій

1. Кожен ОСП повинен визначити перелік аварійних ситуацій, включаючи внутрішні і зовнішні аварійні ситуації в його області спостереження, шляхом оцінювання того, чи будь-яка з таких аварійних ситуацій ставить під загрозу операційну безпеку області регулювання ОСП. Перелік аварійних ситуацій повинен містити звичайні та виняткові аварійні ситуації, визначені шляхом застосування методології, розробленої відповідно до статті 75.

2. Для підготовки переліку аварійних ситуацій кожен ОСП повинен класифікувати кожну аварійну ситуацію з огляду на те, чи є така аварійна ситуація звичайною, винятковою або непередбаченою, з урахуванням ймовірності виникнення і таких принципів:

(a) кожен ОСП повинен класифікувати аварійні ситуації для його області регулювання;

(b) якщо експлуатаційні умови або погодні умови суттєво підвищують ймовірність виникнення виняткової аварійної ситуації, ОСП повинен включити таку виняткову аварійну ситуацію до свого переліку аварійних ситуацій; та

(c) з метою врахування виняткових аварійних ситуацій із високим впливом на власну або суміжні системи передачі кожен ОСП повинен включити такі аварійні ситуації до свого переліку аварійних ситуацій.

3. Кожен приєднаний до системи передачі ОСР і ЗКМ, що є генеруючим об’єктом, повинен надавати всю запитану ОСП інформацію, що має значення для аналізу аварійних ситуацій, у тому числі прогнозні дані та дані в реальному часі, з можливою агрегацією даних згідно зі статтею 50(2).

4. Кожен ОСП повинен координувати аналіз аварійних ситуацій у розрізі узгоджених переліків аварійних ситуацій принаймні з ОСП у його області спостереження згідно зі статтею 75.

5. Кожен ОСП повинен інформувати ОСП у його області спостереження про зовнішні аварійні ситуації, включені до його переліку аварійних ситуацій.

6. Кожен ОСП повинен достатньо завчасно інформувати відповідних ОСП у його області спостереження про будь-які заплановані топологічні зміни елементів його системи передачі, які включені як зовнішні аварійні ситуації до переліку аварійних ситуацій відповідних ОСП.

7. Кожен ОСП повинен забезпечити, щоб дані в реальному часі були достатньо точними для забезпечення можливості конвергенції розрахунків потокорозподілу, які здійснюються в ході аналізу аварійних ситуацій.

Стаття 34 — Аналіз аварійних ситуацій

1. Кожен ОСП повинен проводити аналіз аварійних ситуацій у своїй області спостереження для визначення аварійних ситуацій, які ставлять або можуть поставити під загрозу операційну безпеку в його області регулювання, і визначення коригувальних дій, які можуть бути необхідні для ліквідації аварійних ситуацій, у тому числі для пом’якшення наслідків виняткових аварійних ситуацій.

2. Кожен ОСП повинен забезпечити, щоб потенційні порушення меж операційної безпеки в його області регулювання, визначені в ході аналізу аварійних ситуацій, не ставили під загрозу операційну безпеку його системи передачі або об’єднаних систем передачі.

3. Кожен ОСП повинен проводити аналіз аварійних ситуацій на основі прогнозних оперативних даних і оперативних даних у реальному часі з його області спостереження. Відправною точкою для аналізу аварійних ситуацій у ситуації N є відповідна топологія системи передачі, яка повинна включати заплановані відключення на етапах оперативного планування.

Стаття 35 — Ліквідація аварійних ситуацій

1. Кожен ОСП повинен оцінити ризики, пов’язані з аварійними ситуаціями, після моделювання кожної аварійної ситуації з його переліку аварійних ситуацій і після оцінювання того, чи він може підтримувати свою систему передачі в межах операційної безпеки в ситуації N-1.

2. Якщо, за оцінками ОСП, ризики, пов’язані з аварійною ситуацією, є настільки істотними, що він не зможе своєчасно підготувати й активувати коригувальні дії для запобігання невідповідності критерію N-1, або якщо існує ризик поширення порушення нормального режиму роботи на об’єднану систему передачі, ОСП повинен підготувати й активувати коригувальні дії для якнайшвидшого досягнення відповідності критерію N-1.

3. У разі виникнення ситуації N-1 внаслідок порушення нормального режиму роботи кожен ОСП повинен активувати коригувальну дію, щоб забезпечити якнайшвидше відновлення системи передачі до нормального режиму та перетворення такої ситуації N-1 на нову ситуацію N.

4. ОСП не зобов’язаний дотримуватися критерію N-1 у таких випадках:

(a) протягом виконання послідовності перемикань;

(b) протягом періоду, необхідного для підготовки та активації коригувальних дій.

5. Якщо тільки держава-член не визначить інше, ОСП не зобов’язаний дотримуватися критерію N-1, поки мають місце тільки локальні наслідки в області регулювання ОСП.

Глава 6. Захист

Стаття 36 — Загальні вимоги до захисту

1. Кожен ОСП повинен управляти системою передачі із застосуванням основних і резервних засобів захисту для автоматичного запобігання поширенню порушень нормального режиму роботи, які могли би поставити під загрозу операційну безпеку його системи передачі або об’єднаної системи.

2. Принаймні кожні 5 років ОСП повинен переглядати свою стратегію і концепції захисту та оновлювати їх, якщо це необхідно для забезпечення правильного функціонування засобів захисту та підтримання операційної безпеки.

3.Після спрацювання засобів захисту, що мало вплив за межами області регулювання ОСП, включно з перетинами, ОСП повинен оцінити правильність роботи засобів захисту в його області регулювання та, у разі необхідності, здійснити коригувальні дії.

4. Кожен ОСП повинен задавати уставки для засобів захисту його системи передачі, які забезпечують надійне, швидке і селективне усунення пошкодження, включаючи резервний захист для усунення пошкодження в разі відмови системи основного захисту.

5. До введення в експлуатацію або після будь-яких змін основних і резервних засобів захисту ОСП повинен погоджувати з операторами суміжних систем передачі визначення уставок захисту для перетинів і повинен здійснювати координацію з такими ОСП до зміни налаштувань.

Стаття 37 — Спеціальні схеми захисту

Якщо ОСП використовує спеціальну схему захисту, він повинен:

(a) забезпечити селективність, надійність і ефективність дії кожної спеціальної схеми захисту;

(b) при розробленні спеціальної схеми захисту оцінити наслідки для системи передачі в разі її неправильного функціонування з урахуванням впливу на відповідних ОСП;

(c) переконатися, що спеціальна схема захисту має надійність, порівнянну з надійністю систем захисту, які використовуються для основного захисту елементів системи передачі;

(d) управляти системою передачі зі спеціальною схемою захисту в межах операційної безпеки, визначених згідно зі статтею 25; та

(e) координувати функції, принципи активації та уставки спеціальної схеми захисту з операторами суміжних систем передачі, причетними приєднаними до системи передачі ОСР, включно із закритими системами розподілу, і причетними приєднаними до системи передачі ЗКМ.

Стаття 38 — Моніторинг та оцінювання динамічної стійкості

1. Кожен ОСП повинен здійснювати моніторинг динамічної стійкості системи передачі за допомогою офлайнових досліджень згідно з параграфом 6. Кожен ОСП повинен здійснювати обмін релевантними даними для моніторингу динамічної стійкості системи передачі з іншими ОСП у його синхронній області.

2. Кожен ОСП повинен принаймні раз на рік проводити оцінювання динамічної стійкості для визначення меж динамічної стійкості та можливих проблем зі стійкістю в його системі передачі. Усі ОСП кожної синхронної області повинні координувати оцінювання динамічної стійкості, які повинні охоплювати всю синхронну область або її частини.

3. У ході проведення координованих оцінювань динамічної стійкості відповідні ОСП повинні визначити:

(a) обсяг координованого оцінювання динамічної стійкості, принаймні в розрізі спільної моделі мережі;

(b) набір даних для обміну між відповідними ОСП з метою проведення координованого оцінювання динамічної стабільності;

(d) перелік спільно узгоджених аварійних ситуацій або порушень нормального режиму роботи, вплив яких повинен бути оцінений у ході координованого оцінювання динамічної стійкості.

4. У разі проблем зі стійкістю внаслідок слабо затухаючих міжзональних коливань, які впливають на кількох ОСП у синхронній області, кожен ОСП повинен за першої можливості взяти участь у координованому оцінюванні динамічної стійкості на рівні синхронної області та надати дані, необхідні для такого оцінювання. Таке оцінювання повинне бути ініційоване та проведене відповідними ОСП або ENTSO-E.

5. Якщо ОСП виявляє потенційний вплив на напругу, кут вибігу ротора або стабільність частоти у зв’язку з іншими об’єднаними системами передачі, відповідні ОСП повинні координувати методи, використовувані при оцінюванні динамічної стійкості, надати необхідні дані, спланувати спільні коригувальні дії, спрямовані на підвищення стійкості, включно з процедурами співпраці між ОСП.

6. При ухваленні рішення щодо методів, які використовуються при оцінюванні динамічної стійкості, кожен ОСП повинен застосовувати такі правила:

(a) якщо, у розрізі переліку аварійних ситуацій, межі статичної стійкості досягаються раніше меж динамічної стійкості, ОСП повинен проводити оцінювання динамічної стійкості лише на основі результатів офлайнових досліджень стійкості, виконаних на етапі довгострокового оперативного планування;

(b) якщо за умов запланованих відключень у розрізі переліку аварійних ситуацій межі статичної стійкості та межі динамічної стійкості наближаються одна до одної або межі динамічної стійкості досягаються раніше меж статичної стійкості, ОСП повинен провести оцінювання динамічної стійкості на етапі оперативного планування на день наперед, поки існують такі умови. ОСП повинен підготувати коригувальні дії, які будуть використовуватися у разі необхідності під час експлуатації в реальному часі;

(c) якщо система передачі в режимі реального часу перебуває в ситуації N у розрізі переліку аварійних ситуацій, а межі динамічної стійкості досягаються раніше меж статичної стійкості, ОСП повинен проводити оцінювання динамічної стійкості на всіх етапах оперативного планування і якомога швидше повторно оцінювати межі динамічної стійкості після виявлення істотної зміни ситуації N.

Стаття 39 — Управління динамічною стійкістю

1. Якщо, за результатами оцінювання динамічної стійкості, існує порушення меж динамічної стійкості, ОСП, в області регулювання якого виникло таке порушення, повинен розробити, підготувати й активувати коригувальні дії для підтримання стійкості системи передачі. Такі коригувальні дії можуть передбачати залучення ЗКМ.

2. Кожен ОСП повинен забезпечити, щоб час усунення пошкодження для пошкоджень, які можуть призвести до широкомасштабної втрати стійкості системи передачі, був коротшим за критичний час усунення пошкодження, розрахований ОСП у ході оцінювання динамічної стійкості, проведеного згідно зі статтею 38.

3. Що стосується вимог до мінімальної інерції, що мають значення для стабільності частоти на рівні синхронної області:

(a) усі ОСП у відповідній синхронній області повинні провести, не пізніше ніж протягом 2 років після набуття чинності цим Регламентом, спільне дослідження для кожної синхронної області, щоб визначити, чи необхідно встановити вимоги до мінімальної інерції, з урахуванням витрат і вигід, а також потенційних альтернатив. Усі ОСП повинні повідомити результати досліджень їхнім регуляторним органам. Усі ОСП повинні проводити періодичний перегляд і оновлювати такі дослідження кожні 2 роки;

(b) якщо дослідження, зазначенні в пункті (a), демонструють необхідність визначення вимог до мінімальної інерції, усі ОСП у відповідній синхронній області повинні спільно розробити методологію визначення мінімальної інерції, необхідної для підтримання операційної безпеки та запобіганню порушенню меж динамічної стійкості. Така методологія повинна відповідати принципам ефективності та пропорційності, бути розроблена упродовж 6 місяців після завершення досліджень, зазначених у пункті (a), і підлягає оновленню упродовж 6 місяців після оновлення та надання результатів досліджень; та

(c) кожен ОСП повинен забезпечити при експлуатації в режимі реального часу мінімальну інерцію в його області регулювання згідно з методологією, визначеною, і результатами, отриманими відповідно до параграфа (b).

Розділ 2. ОБМІН ДАНИМИ

Глава 1. Загальні вимоги щодо обміну даними

Стаття 40 — Організація, функції, обов’язки та якість обміну даними

1. Обмін даними та інформацією та їх надання згідно із цим розділом повинні, наскільки це можливо, відображати реальний і прогнозний стан системи передачі.

2. Кожен ОСП відповідає за надання та використання високоякісних даних та інформації.

3. Кожен ОСП повинен збирати зазначену нижче інформацію про свою область спостереження та повинен обмінюватися цими даними з усіма іншими ОСП в обсязі, необхідному для проведення аналізу операційної безпеки згідно зі статтею 72:

(a) генерація;

(b) споживання;

(d) балансова позиція;

(e) заплановані відключення та топології підстанцій; та

(f) прогнози.

4. Кожен ОСП повинен представляти інформацію, зазначену в параграфі (3), у вигляді відпусків і відборів у кожному вузлі індивідуальної моделі мережі ОСП, зазначеної у статті 64.

5. У координації з ОСР і ЗКМ кожен ОСП повинен визначити сферу застосування та обсяг обміну даними на основі таких категорій:

(a) структурні дані відповідно до статті 48;

(b) дані графіків і прогнозів відповідно до статті 49;

(d) положення згідно зі статтями 51, 52 та 53.

6. Упродовж 6 місяців після набуття чинності цим Регламентом усі ОСП повинні спільно погодити ключові організаційні вимоги, функції та обов’язки, пов’язані з обміном даними. Такі організаційні вимоги, функції та обов’язки повинні враховувати та, у разі необхідності, доповнювати оперативні умови методології надання даних про генерацію та споживання, розробленої згідно зі статтею 16 Регламенту (ЄС) 2015/1222. Вони повинні застосовуватися до всіх положень про обмін даними в цьому розділі та повинні включати організаційні вимоги, функції та обов’язки стосовно таких елементів:

(a) обов’язки ОСП невідкладно повідомляти всіх операторів суміжних систем передачі про будь-які зміни уставок захисту, граничних значень температури і технічних можливостей на перетинах між їхніми областями регулювання;

(b) обов’язки ОСР, прямо приєднаних до системи передачі, інформувати ОСП, до системи яких вони приєднані, в узгоджені строки про будь-які зміни даних та інформації відповідно до цього розділу;

(c) обов’язки операторів суміжних систем розподілу та/або між ОСР вниз за потоком та ОСР вгору за потоком інформувати один одного в узгоджені строки про будь-які зміни даних та інформації відповідно до цього розділу;

(d) обов’язки ЗКМ інформувати їхніх ОСП або ОСР в узгоджені строки про будь-які відповідні зміни даних та інформації, встановлених відповідно до цього розділу;

(e) детальний зміст даних та інформації, встановлених відповідно до цього розділу, у тому числі основні принципи, тип даних, засоби зв’язку, формат і стандарти, які підлягають застосуванню, а також строки та відповідальність;

(f) мітки часу та періодичність надання даних та інформації, які повинні надаватися ОСР і ЗКМ і які використовуються ОСП для різних часових інтервалів. Необхідно визначити періодичність обміну інформацією для даних в реальному часі, даних щодо графіків і оновлення структурних даних; та

(g) формат повідомлення даних та інформації, встановлених відповідно до цього розділу.

Організаційні вимоги, функції та обов’язки повинні бути опубліковані ENTSO-E.

7. Упродовж 18 місяців після набуття чинності цим Регламентом кожен ОСП повинен погодити з відповідними ОСР дієві, ефективні та пропорційні процеси забезпечення обмінів даними та управління ними, у тому числі, якщо це необхідно для ефективної експлуатації мережі, надання даних стосовно систем розподілу та ЗКМ. Без обмеження положень параграфа 6(g), кожен ОСП повинен погодити з відповідними ОСР формат обміну даними.

8. Приєднані до системи передачі ЗКМ повинні мати доступ до даних, пов’язаних з їхніми введеними в експлуатацію мережевими установками в точці приєднання.

9. Кожен ОСП повинен погодити з приєднаними до системи передачі ОСР обсяг додаткової інформації, яка підлягає обміну між ними стосовно введених в експлуатацію мережевих установок.

10. ОСР із точкою приєднання до системи передачі мають право отримувати відповідні структурні дані, дані щодо графіків та інформацію в реальному часі від відповідних ОСП і збирати відповідну структурну інформацію, інформацію щодо графіків та інформацію в реальному часі від операторів суміжних систем розподілу. Оператори суміжних систем розподілу повинні визначити в координований спосіб обсяг інформації, яка може бути предметом обміну.

Глава 2. Обмін даними між ОСП

Стаття 41 — Обмін структурними та прогнозними даними

1. Оператори суміжних систем передачі повинні обмінюватися принаймні такою структурною інформацією стосовно області спостереження:

(a) регулярна топологія підстанцій та інші відповідні дані за рівнями напруги;

(b) технічні дані по лініях електропередачі;

(c) технічні дані трансформаторів, до яких приєднані ОСР або ЗКМ, які є об’єктами енергоспоживання, а також блочних трансформаторів генераторів ЗКМ, які є генеруючими об’єктами;

(d) максимальна та мінімальна активна і реактивна потужність ЗКМ, які є генеруючими модулями;

(e) технічні дані фазозсувних трансформаторів;

(f) технічні дані систем ПСВН;

(g) технічні дані реакторів, конденсаторів і статичних компенсаторів реактивної потужності; та

(h) межі операційної безпеки, визначені кожним ОСП відповідно до статті 25.

2. Для координації захисту їхніх систем передачі оператори суміжних систем передачі повинні обмінюватися уставками захисту ліній, аварійні ситуації на яких включені як зовнішні аварійні ситуації до їхніх переліків аварійних ситуацій.

3. Для координації аналізу операційної безпеки та створення спільної моделі мережі відповідно до статей 67, 68, 69 та 70 кожен ОСП повинен обмінюватися принаймні з усіма іншими ОСП в тій самій синхронній області щонайменше такими даними:

(a) топологія передавальних мереж 220 кВ і вищої напруги у його області регулювання;

(b) модель або еквівалент системи передачі з напругою нижче 220 кВ, яка чинить істотний вплив на його власну систему передачі;

(d) реалістичний і точний прогнозний агрегований обсяг відпуску та відбору для кожного первинного джерела енергії в кожному вузлі системи передачі для різних часових інтервалів.

4. Для координації оцінювань динамічної стійкості відповідно до статті 38(2) та (4) і їх проведення кожен ОСП повинен обмінюватися з іншими ОСП у тій самій синхронній області або її відповідній частині такими даними:

(a) дані щодо ЗКМ, які є генеруючими модулями, що, між іншим, стосуються:

(i) електричних параметрів генераторів змінного струму, придатних для оцінювання динамічної стійкості, включаючи повну інерцію;

(ii) моделей захисту;

(iii) генераторів змінного струму та первинних двигунів;

(iv) опису підвищувальних трансформаторів;

(v) мінімальної та максимальної реактивної потужності;

(vi) моделей напруги і моделей регулятора частоти обертання; та

(vii) моделей первинних двигунів і моделей системи збудження для великих порушень нормального режиму роботи;

(b) дані щодо типів регулювання і діапазонів регулювання напруги перемикачів відгалужень, у тому числі опис наявних перемикачів відгалужень під навантаженням, і дані про тип регулювання та діапазон регулювання напруги підвищувальних і мережевих трансформаторів; та

(c) дані щодо систем ПСВН та пристроїв FACTS стосовно динамічних моделей системи або пристрою і пов’язаного з ними регулювання, що підходить для великих порушень нормального режиму роботи.

Стаття 42 — Обмін даними в режимі реального часу

1. Згідно зі статтями 18 та 19, кожен ОСП повинен обмінюватися з іншими ОСП у тій самій синхронній області зазначеними нижче даними про стан його системи передачі зі використанням ІТ-інструмента для обміну даними в реальному часі на загальноєвропейському рівні, як передбачено ENTSO-E:

(a) частота;

(b) помилка регулювання при відновленні частоти;

(d) агреговане підживлення генерацією;

(e) режим системи відповідно до статті 18;

(f) уставка регулятора частоти та потужності; та

(g) обмін потужністю через віртуальні з’єднувальні лінії.

2. Кожен ОСП повинен обмінюватися з іншими ОСП у його області спостереження зазначеними нижче даними про його систему передачі з використанням обміну даними в реальному часі між системами диспетчерського керування та збору даних (SCADA) і системами енергетичного менеджменту ОСП:

(a) фактична топологія підстанцій;

(b) активна та реактивна потужність у комірці лінії, включаючи передавальні, розподільні лінії та лінії, що приєднують ЗКМ;

(c) активна та реактивна потужність у комірці трансформатора, включаючи передавальні, розподільні трансформатори, а також ті, що приєднують ЗКМ;

(d) активна та реактивна потужність у комірці генеруючого об’єкта;

(e) регулювальні положення трансформаторів, включаючи фазозсувні трансформатори;

(f) виміряні або оцінені значення напруги на системах шин;

(g) реактивна потужність у комірці реакторів і конденсаторів або від статичних компенсаторів реактивної потужності; та

(h) обмеження можливостей вироблення активної та реактивної потужності для області спостереження.

3. Кожен ОСП має право вимагати від усіх ОСП у його області спостереження надання миттєвих знімків оціночних даних у реальному часі про стан з області регулювання такого ОСП, якщо це доцільно для операційної безпеки системи передачі ОСП, що подає запит.

Глава 3. Обмін даними між ОСП і ОСР в області регулювання ОСП

Стаття 43 — Обмін структурними даними

1. Кожен ОСП повинен визначити область спостереження приєднаних до системи передачі систем розподілу, яка необхідна ОСП для точного та ефективного визначення режиму системи на основі методології, розробленої згідно зі статтею 75.

2. Якщо ОСП вважає, що не приєднана до системи передачі система розподілу має істотний вплив у розрізі напруги, перетоків потужності або інших електричних параметрів для представлення поведінки системи передачі, така система розподілу повинна бути визначена ОСП як така, що входить до його області спостереження згідно зі статтею 75.

3. Структурна інформація стосовно області спостереження, зазначеної у параграфах 1 і 2, яку кожен ОСР надає ОСП, повинна охоплювати принаймні:

(a) підстанції за напругою;

(b) лінії приєднання підстанцій за напругою, зазначених у пункті (a);

(d) ЗКМ; та

(e) реактори та конденсатори, приєднані до підстанцій, зазначених у пункті (a).

4. Кожен приєднаний до системи передачі ОСР повинен надавати ОСП оновлення структурної інформації згідно з параграфом 3 принаймні кожні 6 місяців.

5. Принаймні раз на рік кожен приєднаний до системи передачі ОСР повинен надавати ОСП, з розподілом за первинними джерелами енергії, дані про загальну агреговану генеруючу потужність генеруючих модулів типу А відповідно до вимог Регламенту (ЄС) 2016/631 і найкращі можливі оцінки генеруючої потужності генеруючих модулів типу A, які не підпадають під дію або отримали відступ від положень Регламенту (ЄС) 2016/631 і які приєднані до його системи розподілу, а також пов’язану інформацію стосовно їхньої частотної характеристики.

Стаття 44 — Обмін даними в режимі реального часу

Якщо ОСП не передбачено інше, кожен ОСР повинен надавати ОСП у режимі реального часу інформацію стосовно області спостереження ОСП, як зазначено у статті 43(1) та (2), зокрема:

(a) фактичну топологію підстанцій;

(b) активну та реактивну потужність у комірці лінії;

(d) інжекцію активної та реактивної потужності через комірку генеруючого об'єкта;

(e) положення відгалужень трансформаторів, приєднаних до системи передачі;

(f) напруги на системах шин;

(g) реактивну потужність у комірках реакторів і конденсаторів;

(h) найкращі наявні дані щодо агрегованої генерації за первинним джерелом енергії в області ОСР; та

(i) найкращі наявні дані про агреговане споживання в області ОСР.

Глава 4. Обмін даними між ОСП, власниками перетинів або інших ліній і генеруючих модулів, приєднаних до системи передачі

Стаття 45 — Обмін структурними даними

1. Кожен ЗКМ, який є власником генеруючого об’єкта, що експлуатує генеруючий модуль типу D, приєднаний до системи передачі, повинен надавати ОСП принаймні такі дані:

(a) загальні дані про генеруючий модуль, включаючи встановлену потужність і первинне джерело енергії;

(b) дані про турбіну і генеруючий об’єкт, включаючи час для пуску з холодного і гарячого станів;

(d) дані про трансформатори генеруючих об’єктів;

(e) дані про резерви підтримки частоти для генеруючих модулів, що пропонують або надають таку послугу, відповідно до статті 154;

(f) дані про резерви відновлення частоти для генеруючих модулів, які пропонують або надають таку послугу, відповідно до статті 158;

(g) дані про резерви заміщення для генеруючих модулів, які пропонують або надають таку послугу, відповідно до статті 161;

(h) дані, необхідні для відновлення системи передачі;

(i) дані та моделі, необхідні для виконання динамічного моделювання;

(j) дані про захист;

(k) дані, необхідні для визначення витрат на коригувальні дії згідно зі статтею 78(1)(b); якщо ОСП використовує ринкові механізми згідно зі статтею 4(2)(d), достатньо надати інформацію про ціни, які повинні бути сплачені ОСП;

(l) дані про можливість регулювання напруги та реактивної потужності.

2. Кожен ЗКМ, який є власником генеруючого об’єкта, що експлуатує генеруючий модуль типу B або C, приєднаний до системи передачі, повинен надавати ОСП принаймні такі дані:

(a) загальні дані про генеруючий модуль, включаючи встановлену потужність і первинне джерело енергії;

(b) дані для розрахунку струмів короткого замикання;

(c) дані про резерви підтримки частоти, згідно з визначенням і вимогами у статті 173, для генеруючих модулів, що пропонують або надають таку послугу;

(d) дані про резерви відновлення частоти для генеруючих модулів, які пропонують або надають таку послугу;

(e) дані про резерви заміщення для генеруючих модулів, які пропонують або надають таку послугу;

(f) дані про захист;

(g) дані про можливість регулювання реактивної потужності;

(h) дані, необхідні для визначення витрат на коригувальні дії згідно зі статтею 78(1)(b); якщо ОСП використовує ринкові механізми згідно зі статтею 4(2)(d), достатньо надати інформацію про ціни, які повинні бути сплачені ОСП;

(i) дані, необхідні для проведення оцінювання динамічної стійкості згідно зі статтею 38.

3. ОСП може вимагати від власника генеруючого об’єкта, що експлуатує генеруючий модуль, приєднаний до системи передачі, надання додаткових даних, у відповідних випадках, для аналізу операційної безпеки згідно з розділом 2 частини III.

4. Кожен власник системи ПСВН або власник перетину повинен надавати ОСП зазначені нижче дані стосовно системи ПСВН або перетину:

(a) паспортні дані установки;

(b) дані про трансформатори;

(d) дані про компенсацію реактивної потужності;

(e) дані про можливість регулювання активної потужності;

(f) дані про можливість регулювання реактивної потужності та напруги;

(g) дані про встановлення пріоритетів активного або реактивного робочого режиму, за наявності;

(h) дані про можливість підтримання частотної характеристики;

(i) динамічні моделі для динамічного моделювання;

(j) дані про захист; та

(k) дані про можливість проходження КЗ без відключення від мережі.

5. Кожен власник міжсистемної лінії ЗС повинен надавати ОСП принаймні такі дані:

(a) паспортні дані установки;

(b) електричні параметри;

Стаття 46 — Обмін даними щодо графіків

1. Кожен ЗКМ, який є власником генеруючого об’єкта, що експлуатує генеруючий модуль типу B, C або D, приєднаний до системи передачі, повинен надавати ОСП принаймні такі дані:

(a) вироблення активної потужності і обсяг та доступність резервів активної потужності на добу наперед та протягом доби;

(b) невідкладно - будь-які планові відключення або обмеження вироблення активної потужності;

(d) як виняток із пунктів (a) і (b), у регіонах із центральною диспетчерською системою - дані, запитані ОСП для підготовки графіка відпуску активної потужності.

2. Кожний оператор системи ПСВН повинен надавати ОСП принаймні такі дані:

(a) графік перетоків активної потужності та готовність на добу наперед та протягом доби;

(b) невідкладно - планові відключення або обмеження вироблення активної потужності;

3. Кожен оператор перетину або лінії ЗС повинен надавати ОСП дані про планові відключення або обмеження вироблення активної потужності.

Стаття 47 — Обмін даними в режимі реального часу

1. Якщо ОСП не передбачено інше, кожен значний користувач мережі, який є власником генеруючого об’єкта, що експлуатує генеруючий модуль типу B, C або D, повинен надавати ОСП принаймні такі дані в режимі реального часу:

(a) положення вимикачів у точці приєднання або в іншій точці взаємодії, погодженій з ОСП;

(b) активна та реактивна потужність у точці приєднання або в іншій точці взаємодії, погодженій з ОСП;

(c) у випадку генеруючого об’єкта зі споживанням, відмінним від споживання для власних потреб - сальдо перетоків активної та реактивної потужності.

2. Якщо ОСП не передбачено інше, кожен власник системи ПСВН або власник міжсистемної лінії ЗС повинен надавати ОСП у режимі реального часу принаймні зазначені нижче дані відносно точки приєднання системи ПСВН або міжсистемної лінії ЗС:

(a) положення вимикачів;

(b) оперативний статус; та

Глава 5. Обмін даними між ОСП, ОСР і приєднаними до системи розподілу генеруючими модулями

Стаття 48 — Обмін структурними даними

1. Якщо ОСП не передбачено інше, кожен власник генеруючого об’єкта, що експлуатує генеруючий модуль, який є ЗКМ відповідно до статті 2(1)(a) і шляхом агрегації ЗКМ відповідно до статті 2(1)(e) приєднаний до системи розподілу, повинен надавати ОСП і ОСР, з яким він має точку приєднання, принаймні такі дані:

(a) загальні дані про генеруючий модуль, включаючи встановлену потужність і первинне джерело енергії або тип палива;

(b) дані про резерви підтримки частоти, згідно з визначенням і вимогами у статті 173, для генеруючих об’єктів, що пропонують або надають послугу з постачання РПЧ;

(d) дані про резерви заміщення для генеруючих модулів, які пропонують або надають послугу з постачання РЗ;

(e) дані про захист;

(f) дані про можливість регулювання реактивної потужності;

(g) дані про можливість віддаленого доступу до вимикача;

(h) дані, необхідні для динамічного моделювання згідно з положеннями Регламенту (ЄС) 2016/631; та

(i) дані про рівень напруги та розташування кожного генеруючого модуля.

2. Кожен власник генеруючого об’єкта, що експлуатує генеруючий модуль, який є ЗКМ відповідно до статті 2(1)(a) та (e), повинен інформувати ОСП і ОСР, з яким він має точку приєднання, у погоджений строк, але не пізніше першого введення в експлуатацію або впровадження будь-яких змін наявної установки, про будь-які зміни обсягу та змісту даних, зазначених у параграфі 1.

Стаття 49 — Обмін даними щодо графіків

Якщо ОСП не передбачено інше, кожен власник генеруючого об’єкта, що експлуатує генеруючий модуль, який є ЗКМ відповідно до статті 2(1)(a) та 2(1)(e) і який приєднаний до системи розподілу, повинен надавати ОСП і ОСР, з яким він має точку приєднання, принаймні такі дані:

(a) планові відключення, планові обмеження вироблення активної потужності та прогнозний обсяг відпуску активної потужності в точці приєднання;

(b) будь-які прогнозовані обмеження можливості регулювання реактивної потужності; та

(c) як виняток із параграфів (a) і (b), у регіонах із центральною диспетчерською системою - дані, запитані ОСП для підготовки графіка відпуску активної потужності.

Стаття 50 — Обмін даними в режимі реального часу

1. Якщо ОСП не передбачено інше, кожен власник генеруючого об’єкта, що експлуатує генеруючий модуль, який є ЗКМ відповідно до статті 2(1)(a) та (e), приєднаний до системи розподілу, повинен надавати ОСП і ОСР, з яким він має точку приєднання, у режимі реального часу принаймні такі дані:

(a) статус комутаційних пристроїв і вимикачів у точці приєднання;

(b) перетоки активної та реактивної потужності, струм і напругу в точці приєднання.

2. Кожен ОСП повинен визначити, у координації з відповідальними ОСР, які ЗКМ можуть бути звільнені від обов’язку що надання даних у режимі реального часу, зазначених у параграфі 1, безпосередньо ОСП. У таких випадках відповідальні ОСП і ОСР повинні узгодити агреговані дані в реальному часі щодо відповідних ЗКМ, які повинні бути надані ОСП.

Стаття 51 — Обмін даними між ОСП і ОСР стосовно значних генеруючих модулів

1. Якщо інше не передбачено ОСП, кожен ОСР повинен надавати ОСП інформацію, вказану у статтях 48, 49 та 50, з періодичністю та рівнем деталізації, що вимагаються ОСП.

2. Кожен ОСП повинен надавати ОСР, до системи розподілу якого приєднані ЗКМ, інформацію, вказану у статтях 48, 49 та 50, за запитом ОСР.

3. ОСП може вимагати надання додаткових даних від власника генеруючого об’єкта, що експлуатує генеруючий модуль, який є ЗКМ згідно зі статтею 2(1)(a) та (e), приєднаний до системи розподілу, якщо це необхідно для аналізу операційної безпеки та валідації моделей.

Глава 6. Обмін даними між ОСП та об’єктами енергоспоживання

Стаття 52 — Обмін даними між ОСП та приєднаними до системи передачі об’єктами енергоспоживання

1. Якщо інше не передбачено ОСП, кожен власник приєднаного до системи передачі об’єкта енергоспоживання повинен надавати ОСП такі структурні дані:

(a) електричні дані трансформаторів, приєднаних до системи передачі;

(b) характеристики навантаження об’єкта енергоспоживання; та

2. Якщо інше не передбачено ОСП, кожен власник приєднаного до системи передачі об’єкта енергоспоживання повинен надавати ОСП такі дані:

(a) графіки споживання активної та прогнози споживання реактивної потужності на добу наперед і протягом доби, включаючи будь-які зміни таких графіків або прогнозів;

(b) будь-які прогнозовані обмеження можливості регулювання реактивної потужності;

(c) у випадку участі в управлінні попитом - графік структурного діапазону мінімальної та максимальної потужності, що підлягає обмеженню; та

(d) як виняток із пункту (a), у регіонах із центральною диспетчерською системою - дані, запитані ОСП для підготовки графіка відпуску активної потужності.

3. Якщо інше не передбачено ОСП, кожен власник приєднаного до системи передачі об’єкта енергоспоживання повинен надавати ОСП такі дані в режимі реального часу:

(a) активна та реактивна потужність у точці приєднання;

(b) діапазон мінімальної та максимальної потужності, що підлягає обмеженню.

4. Кожен власник приєднаного до системи передачі об’єкта енергоспоживання повинен описати ОСП його поведінку при діапазонах напруг, зазначених у статті 27.

Стаття 53 — Обмін даними між ОСП та приєднаними до системи розподілу об’єктами енергоспоживання або третіми особами, які беруть участь в управлінні попитом

1. Якщо інше не передбачено ОСП, кожен ЗКМ, який є приєднаним до системи передачі об’єктом енергоспоживання і який бере участь в управлінні попитом в інший спосіб, ніж через третю особу, повинен надавати ОСП і ОСР такі дані щодо графіків і в режимі реального часу:

(a) структурний діапазон мінімальної та максимальної активної потужності, що підлягає обмеженню, а також максимальна та мінімальна тривалість будь-якого потенційного використання цієї потужності для управління попитом;

(b) прогноз активної потужності без обмежень, доступної для будь-якого управління попитом і будь-якого планового управління попитом;

(d) підтвердження того, що застосовуються оцінки фактичних значень управління попитом.

2. Якщо інше не передбачено ОСП, кожен ЗКМ, який є третьою особою, що бере участь в управлінні попитом, як визначено у статті 27 Регламенту (ЄС) 2016/1388, повинен надати ОСП зазначені нижче дані на добу наперед і в режимі близько до реального часу від імені всіх приєднаних до його системи розподілу об’єктів енергоспоживання:

(a) структурний мінімум і максимум активної потужності, доступної для управління попитом, а також максимальна та мінімальна тривалість будь-якої потенційної активації управління попитом у конкретному географічному районі, визначеному ОСП і ОСР;

(b) прогноз активної потужності без обмежень, доступної для управління попитом, і будь-який запланований рівень управління попитом у конкретному географічному районі, визначеному ОСП і ОСР;

(d) підтвердження того, що застосовуються оцінки фактичних значень управління попитом.

Розділ 3. ВІДПОВІДНІСТЬ

Глава 1. Функції та обов’язки

Стаття 54 — Відповідальність ЗКМ

1. Кожен ЗКМ повинен повідомляти ОСП або ОСР, з яким він має точку приєднання, про будь-які заплановані зміни його технічних можливостей, які можуть вплинути на його відповідність вимогам цього Регламенту, до їх реалізації.

2. Кожен ЗКМ повинен повідомляти ОСП або ОСР, з яким він має точку приєднання, про будь-яке порушення режиму роботи його об’єкта, яке може вплинути на його відповідність вимогам цього Регламенту, якомога швидше після його виникнення.

3. Кожен ЗКМ повинен повідомляти ОСП або ОСР, з яким він має точку приєднання, про графіки та процедури планових випробувань, які повинні бути здійснені для перевірки відповідності його об’єкта вимогам цього Регламенту, у належний час і до їх початку. ОСП або ОСР повинен завчасно та своєчасно затвердити графіки та процедури планових випробувань і не може необґрунтовано відмовити наданні такого затвердження. Якщо ЗКМ має точку приєднання з ОСР і взаємодіє, відповідно до параграфа 2, тільки з ОСР, ОСП має право вимагати від відповідного ОСР надання результатів будь-яких випробувань на відповідність, які мають значення для операційної безпеки його системи передачі.

4. На вимогу ОСП або ОСР, згідно зі статтею 41(2) Регламенту (ЄС) 2016/631 та статтею 35(2) Регламенту (ЄС) 2016/1388, ЗКМ повинен провести випробування та моделювання на відповідність згідно із зазначеними Регламентами, у будь-який час протягом строку експлуатації його об’єкта, зокрема після будь-якого пошкодження, зміни або заміни будь-якого обладнання, що може вплинути на відповідність об’єкта вимогам цього Регламенту щодо здатності об’єкта досягати заявлених значень, вимогам щодо строків, які застосовуються до таких значень, і доступності або надання допоміжних послуг за договором. Треті особи, які надають послуги з управління попитом безпосередньо ОСП, надавачі послуг із передиспетчеризації генеруючих модулів або об’єктів енергоспоживання шляхом агрегації та постачальники резервів активної потужності повинні забезпечити, щоб об’єкти їхнього портфеля відповідали вимогам цього Регламенту.

Стаття 55 — Завдання ОСП щодо експлуатації системи

Кожен ОСП відповідає за операційну безпеку в його області регулювання, зокрема, він повинен:

(a) розробляти та впроваджувати інструменти експлуатації мережі, які є релевантними для його області регулювання і які пов’язані з експлуатацією в реальному часі та оперативним плануванням;

(b) розробляти та розгортати інструменти та рішення для запобігання та усунення порушень нормального режиму роботи;

(c) використовувати послуги, які надаються третіми особами в рамках закупівель, якщо застосовно, такі як передиспетчеризація або зустрічна торгівля, послуги з управління перевантаженнями, резерви генеруючих потужностей та інші допоміжні послуги;

(d) дотримуватися шкали класифікації інцидентів, ухваленої ENTSO-E згідно зі статтею 8(3)(a) Регламенту (ЄС) № 714/2009, і надавати ENTSO-E інформацію, необхідну для виконання завдань, пов’язаних із розробленням шкали класифікації інцидентів; та

(e) здійснювати щорічний моніторинг відповідності інструментів експлуатації мережі, створених відповідно до пунктів (a) та (b), які необхідні для підтримання операційної безпеки. Кожен ОСП повинен визначити будь-які відповідні покращення таких інструментів експлуатації мережі з урахуванням річних звітів, підготовлених ENTSO-E на основі шкали класифікації інцидентів згідно зі статтею 15. Будь-яке визначене покращення підлягає подальшому впровадженню ОСП.

Глава 2. Експлуатаційні випробування

Стаття 56 — Мета і обов’язки

1. Кожен ОСП і кожен приєднаний до системи передачі ОСР або ЗКМ може проводити експлуатаційні випробування, відповідно, своїх елементів системи передачі та своїх об’єктів за модельованих умов експлуатації протягом обмеженого періоду часу. У такому випадку вони повинні своєчасно надати повідомлення до початку випробувань і мінімізувати вплив на експлуатацію системи в реальному часі. Експлуатаційні випробування спрямовані на надання:

(a) підтвердження відповідності всім відповідним технічним і організаційним експлуатаційним положенням цього Регламенту для нового елемента системи передачі на момент першого введення в експлуатацію;

(b) підтвердження відповідності всім відповідним технічним і організаційним експлуатаційним положенням цього Регламенту для нового об’єкта ЗКМ або ОСР на момент першого введення в експлуатацію;

(c) підтвердження відповідності всім відповідним технічним і організаційним експлуатаційним положенням цього Регламенту після будь-якої зміни елемента системи передачі або об’єкта ЗКМ чи ОСР, що має значення для експлуатації системи;

(d) оцінювання можливих негативних наслідків відмови, короткого замикання або іншого незапланованого та неочікуваного інциденту при експлуатації системи для елемента системи передачі або об’єкта ЗКМ чи ОСР.

2. Результати експлуатаційних випробувань, зазначених у параграфі 1, повинні використовуватися ОСП, ОСР або ЗКМ, щоб:

(a) ОСП міг забезпечити правильне функціонування елементів системи передачі;

(b) ОСР і ЗКМ могли забезпечити правильне функціонування систем розподілу та об’єктів ЗКМ;

(d) ОСП міг забезпечити надання допоміжних послуг;

(e) ОСП, ОСР або ЗКМ могли отримати інформацію про ефективність роботи елементів системи передачі та об’єктів ЗКМ і ОСР за будь-яких умов та відповідно до всіх відповідних експлуатаційних положень цього Регламенту в розрізі:

(i) контрольованого застосування змін частоти або напруги з метою збору інформації про поведінку системи передачі та елементів; та

(ii) випробувань методів експлуатації в аварійному режимі та в режимі відновлення.

3. Кожен ОСП повинен забезпечити, щоб експлуатаційні випробування не ставили під загрозу операційну безпеку його системи передачі. Будь-які експлуатаційні випробування можуть бути відкладень або перервані у зв’язку з незапланованими умовами системи або з міркувань безпеки персоналу, громадськості, установки або апарату, що є об’єктом випробувань, елементів системи передачі чи об’єктів ОСР або ЗКМ.

4. У разі погіршення стану системи передачі, у якій проводять експлуатаційні випробування, оператор відповідної системи передачі має право перервати експлуатаційні випробування. Якщо проведення випробувань впливає на іншого ОСП і стан його системи також погіршився, ОСП, ЗКМ або ОСР, що проводить випробування, повинен негайно припинити експлуатаційне випробування після повідомлення відповідного ОСП.

5. Кожен ОСП повинен забезпечити, щоб результати відповідних проведених експлуатаційних випробувань разом з усіма пов’язаними аналізами були:

(a) включені у процес підготовки та сертифікації працівників, які відповідають за експлуатацію в реальному часі;

(b) використані як вхідні дані у процесі дослідження та розробки ENTSO-E; та

Стаття 57 — Проведення експлуатаційних випробувань і аналізу

1. Кожен ОСП або ОСР, з яким ЗКМ має точку приєднання, зберігає за собою право перевіряти відповідність ЗКМ вимогам цього Регламенту, очікуваної вхідної та вихідної потужності ЗКМ і надання ЗКМ допоміжних послуг за договором у будь-який час упродовж строку експлуатації об’єкта. Процедура таких експлуатаційних випробувань повинна бути повідомлена значному користувачу мережі оператором системи передачі або оператором системи розподілу у належний строк до початку експлуатаційних випробувань.

2. ОСП або ОСР, з яким ЗКМ має точку приєднання, повинен опублікувати перелік інформації та документів, які повинні бути надані, а також вимоги, які повинні бути виконані ЗКМ у ході експлуатаційних випробувань на відповідність. До такого переліку повинна входити принаймні така інформація:

(a) усі документи та сертифікати обладнання, які мають бути надані ЗКМ;

(b) детальні технічні дані об’єкта ЗКМ, що мають значення для експлуатації системи;

(d) дослідження, проведені ЗКМ, які демонструють очікувані результати оцінювання динамічної стійкості, якщо застосовно.

3. Якщо застосовно, кожен ОСП або ОСР повинен опублікувати інформацію про розподіл обов’язків між ЗКМ і ОСП або ОСР стосовно експлуатаційних випробувань на відповідність.

Розділ 4. ПІДГОТОВКА

Стаття 58 — Програма підготовки

1. Упродовж 18 місяців після набуття чинності цим Регламентом кожен ОСП повинен розробити та ухвалити:

(a) програму первинної підготовки для сертифікації та програму безперервної підготовки для безперервного навчання своїх працівників, які відповідають за експлуатацію системи передачі в реальному часі;

(b) програму підготовки для своїх працівників, які відповідають за оперативне планування. Кожен ОСП повинен сприяти розробленню та ухваленню програм підготовки для працівників відповідних регіональних координаторів безпеки;

2. Програми підготовки ОСП повинні включати знання елементів системи передачі, експлуатації системи передачі, використання систем і процесів на робочому місці, операцій між ОСП, ринкових механізмів, виявлення та реагування на виняткові ситуації при експлуатації системи, заходів та інструментів оперативного планування.

3. Працівники ОСП, які відповідають за експлуатацію системи передачі в реальному часі, у рамках первинної підготовки повинні проходити навчання з питань взаємодійності між системами передачі на основі досвіду експлуатації та зворотного зв’язку в результаті спільного навчання, проведеного з операторами суміжних систем передачі згідно зі статтею 63. Навчання з питань взаємодійності повинне включати підготовку й активацію координованих коригувальних дій, які вимагаються в усіх режимах системи.

4. Кожен ОСП повинен включити до своєї програми підготовки правників, які відповідають за експлуатацію системи передачі в реальному часі, періодичність проведення навчальних заходів і такі компоненти:

(a) опис елементів системи передачі;

(b) експлуатація системи передачі в усіх режимах системи, включно з відновленням;

(d) координація операцій між ОСП і ринкових механізмів;

(e) виявлення та реагування на виняткові експлуатаційні ситуації;

(f) відповідні сфери електроенергетики;

(g) відповідні аспекти внутрішнього ринку електроенергії Союзу;

(h) відповідні аспекти мережевих кодексів або настанов, ухвалених відповідно до статей 6 і 18 Регламенту (ЄС) № 714/2009;

(i) безпека осіб, ядерного та іншого обладнання при експлуатації системи передачі;

(j) співпраця та координація між ОСП при експлуатації в реальному часі та оперативному плануванні на рівні головних диспетчерських пунктів, що має викладатися англійською мовою, якщо не визначено інше;

(k) спільне навчання з приєднаними до системи передачі ОСР і ЗКМ, у відповідних випадках;

(l) поведінкові навички з приділенням особливої уваги навичкам з управління стресом, поведінці людини у критичній ситуації, відповідальності та мотивації; та

(m) методи та інструменти оперативного планування, у тому числі ті, які використовуються з відповідними регіональними координаторами безпеки в ході оперативного планування.

5. Програма підготовки працівників, які відповідають за оперативне планування, повинна включати принаймні аспекти, зазначені в пунктах (c), (f), (g), (h), (j) та (m) параграфа 4.

6. Програма підготовки працівників, які відповідають за балансування, повинна включати принаймні аспекти, зазначені в пунктах (c), (g) та (h) параграфа 4.

7. Кожен ОСП повинен вести облік програм підготовки працівників протягом усього періоду зайнятості. За запитом відповідного регуляторного органу, кожен ОСП повинен надати інформацію про обсяг і детальні характеристики його програм підготовки.

8. Кожен ОСП повинен переглядати свої програми підготовки принаймні щорічно або після значних змін системи. Кожен ОСП повинен оновлювати свої програми підготовки для відображення змін умов експлуатації, правил ринку, конфігурації мережі та характеристик системи, приділяючи особливу увагу новим технологіям, змінам структури генерації та споживання і розвитку ринку.

Стаття 59 — Умови навчання

1. Програми підготовки кожного ОСП для працівників, які відповідають за експлуатацію в реальному часі, повинні включати навчання на робочому місці та офлайнове навчання. Навчання на робочому місці повинне проводитися під наглядом досвідченого працівника, що відповідає за експлуатацію в реальному часі. Офлайнове навчання повинне проводитися в середовищі, що моделює диспетчерський пункт з детальним моделювання мережі на рівні, що відповідає завданням, стосовно яких проводиться навчання.

2. Кожен ОСП повинен проводити підготовку працівників, які відповідають за експлуатацію в реальному часі, на основі моделі їхньої мережі, що ґрунтується на всеохоплюючій базі даних, з відповідними даними з інших мереж принаймні в області спостереження та з рівнем деталізації, достатнім для відтворення експлуатаційних проблем між ОСП. Сценарії навчання повинні ґрунтуватися на реальних і модельованих системних умовах. У відповідних випадках також необхідно моделювати функції інших ОСП, приєднаних до системи передачі ОСР і значних користувачів мережі, крім випадків, коли вони можуть бути прямо відтворені в ході спільних навчань.

3. Кожен ОСП повинен координувати офлайнове навчання працівників, які відповідають за експлуатацію в реальному часі, з приєднаними до системи передачі ОСР і ЗКМ у контексті впливу їхніх об’єктів на експлуатацію системи передачі в реальному часі в комплексний і пропорційний спосіб, відображаючи актуальну топологію мережі та характеристики допоміжного обладнання. У відповідних випадках ОСП, приєднані до системи передачі ОСР і ЗКМ повинні проводити спільні офлайнові навчальні моделювання або навчальні семінари.

Стаття 60 — Координатори з питань підготовки та інструктори

1. Обов’язки координатора з питань підготовки включають розроблення, моніторинг і оновлення програм підготовки, а також визначення:

(a) кваліфікації та процесу відбору працівників ОСП для цілей підготовки;

(b) підготовки, необхідної для сертифікації працівників оператора системи, які відповідають за експлуатацію в реальному часі;

(d) процесу сертифікації працівників оператора системи, які відповідають за експлуатацію в реальному часі; та

(e) процесу продовження строку підготовки та строку сертифікації для працівників оператора системи, які відповідають за експлуатацію в реальному часі.

2. Кожен ОСП повинен визначити навички та рівень компетентності інструкторів на робочому місці. Інструктори на робочому місці повинні мати належний рівень досвіду експлуатації після їх сертифікації.

3. Кожен ОСП повинен мати реєстр працівників оператора системи, які відповідають за експлуатацію в реальному часі та виконують функції інструкторів на робочому місці, і перевіряти їхню спроможність здійснювати практичну підготовку при ухваленні рішення про продовження строку дії їхньої сертифікації.

Стаття 61 — Сертифікація працівників оператора системи, які відповідають за експлуатацію в реальному часі

1. Особа може стати працівником оператора системи, який відповідає за експлуатацію в реальному часі, за умови, що він або вона пройшли навчання та подальшу сертифікацію у призначеного представника ОСП стосовно відповідних завдань у строк, визначений у програмі підготовки. Працівник оператора системи, який відповідає за експлуатацію в реальному часі, не повинен працювати в диспетчерському пункті без нагляду, якщо він або вона не сертифіковані.

2. Упродовж 18 місяців після набуття чинності цим Регламентом кожен ОСП повинен визначити та впровадити процес, включно з рівнем компетентності, для сертифікації працівників оператора системи, які відповідають за експлуатацію в реальному часі.

3. Працівники ОСП, які відповідають за експлуатацію в реальному часі, отримують сертифікацію після успішного проходження формального оцінювання, що повинне включати усний та/або письмовий іспит та/або практичне оцінювання з попередньо визначеними критеріями успішності.

4. ОСП повинен зберігати копії виданих сертифікатів і результатів формального оцінювання. За запитом регуляторного органу, ОСП повинен надати копію протоколу сертифікаційного іспиту.

5. Кожен ОСП повинен вести облік строку дії сертифікації, виданої будь-якому працівнику, що відповідає за експлуатацію в реальному часі.

6. Кожен ОСП повинен визначити максимальний строк сертифікації, який не повинен перевищувати 5 років, проте який може бути продовжений на основі критеріїв, визначених кожним ОСП, і може враховувати участь працівників, які відповідають за експлуатацію в реальному часі, у програмі безперервної підготовки з достатнім практичним досвідом.

Стаття 62 — Спільна мова спілкування між працівниками оператора системи, які відповідають за експлуатацію в реальному часі

1. Якщо не погоджено інше, спільною мовою спілкування між працівниками ОСП і працівниками оператора суміжної системи передачі є англійська мова.

2. Кожен ОСП повинен провести навчання для відповідних працівників оператора системи для досягнення достатнього рівня володіння спільними мовами спілкування, погодженими з операторами суміжних систем передачі.

Стаття 63 — Співпраця між ОСП у сфері підготовки

1. Кожен ОСП повинен організувати регулярні навчальні заняття з операторами суміжних систем передачі для поглиблення знань характеристик суміжних систем передачі, а також комунікації та координації між працівниками операторів суміжних систем передачі, які відповідають за експлуатацію в реальному часі. Навчання між ОСП повинне включати детальні знання координованих дій у кожному режимі системи.

2. Кожен ОСП повинен визначити, у співпраці принаймні з оператором суміжної системи передачі, необхідність і періодичність спільних навчальних занять, у тому числі мінімальний зміст і обсяг таких занять, з урахуванням рівня взаємного впливу та необхідної експлуатаційної співпраці. Таке навчання між ОСП може, між іншим, включати спільні навчальні семінари та спільні заняття на навчальному тренажері.

3. Кожен ОСП повинен принаймні раз на рік брати участь з іншими ОСП у навчальних заняттях з питань управління проблемами між ОСП при експлуатації в реальному часі. Періодичність повинна визначатися з урахуванням рівня взаємного впливу систем передачі та типу міжсистемного з’єднання - ланки ПС/ЗС.

4. Кожен ОСП повинен обмінюватися досвідом експлуатації в реальному часі, включно з поїздками та обміном досвідом між працівниками оператора системи, які відповідають за експлуатацію в реальному часі, з операторами суміжних систем передачі, з будь-яким ОСП, з яким існує або існувала операційна взаємодія між ОСП, і з відповідними регіональними координаторами безпеки.

ЧАСТИНА III

ОПЕРАТИВНЕ ПЛАНУВАННЯ

Розділ 1. ДАНІ ДЛЯ АНАЛІЗУ ОПЕРАЦІЙНОЇ БЕЗПЕКИ В ХОДІ ОПЕРАТИВНОГО ПЛАНУВАННЯ

Стаття 64 — Загальні положення стосовно індивідуальних і спільних моделей мережі

1. Для проведення аналізу операційної безпеки відповідно до розділу 2 цієї частини кожен ОСП повинен підготувати індивідуальні моделі мережі згідно з методологіями, встановленими на виконання статті 17 Регламенту (ЄС) 2015/1222 та статті 18 Регламенту (ЄС) 2016/1719, для кожного із зазначених нижче часових періодів, застосовуючи формат даних, встановлений відповідно до статті 114(2):

(a) на рік наперед відповідно до статей 66, 67 та 68;

(b) якщо застосовно, на тиждень наперед відповідно до статті 69;

(d) протягом доби відповідно до статті 70.

2. Індивідуальні моделі мережі повинні включати структурну інформацію та дані, визначені у статті 41.

3. Кожен ОСП повинен створити індивідуальні моделі мережі, а кожен регіональний координатор безпеки повинен сприяти створенню спільних моделей мережі із застосуванням формату даних, встановленого відповідно до статті 114(2).

Стаття 65 — Сценарії на рік наперед

1. Усі ОСП повинні спільно підготувати перелік сценаріїв на рік наперед, за якими вони оцінюють роботу об’єднаної системи передачі на наступний рік. Такі сценарії повинні давати змогу визначити та оцінити вплив об’єднаної системи передачі на операційну безпеку. Сценарії повинні включати такі змінні:

(a) попит на електричну енергію;

(b) умови, пов’язані із внеском відновлюваних джерел енергії;

(c) визначені позиції імпорту/експорту, у тому числі погоджені референтні значення, що дають змогу виконати завдання з об’єднання;

(d) графік генерації з повністю доступним виробничим парком;

(e) розвиток мережі на рік наперед.

2. При розробленні спільного переліку сценаріїв ОСП повинні враховувати такі елементи:

(a) типові моделі транскордонного обміну електроенергією для різних рівнів споживання, використання відновлюваних джерел енергії та традиційної генерації;

(b) ймовірність реалізації сценаріїв;

(d) обсяг електроенергії, виробленої та спожитої генеруючими об’єктами та об’єктами енергоспоживання, приєднаними до систем розподілу.

3. Якщо ОСП не вдалося підготувати спільний перелік сценаріїв, зазначений у параграфі 1, вони повинні використовувати такі типові сценарії:

(a) зимовий максимум, 3-тя середа січня поточного року, 10:30 за центральноєвропейським часом;

(b) зимовий мінімум, 2-га неділя січня поточного року, 03:30 за центральноєвропейським часом;

(d) весняний мінімум, 2-га неділя квітня поточного року, 03:30 за центральноєвропейським часом;

(e) літній максимум, 3-тя середа липня попереднього року, 10:30 за центральноєвропейським часом;

(f) літній мінімум, 2-га неділя липня попереднього року, 03:30 за центральноєвропейським часом;

(g) осінній максимум, 3-тя середа жовтня попереднього року, 10:30 за центральноєвропейським часом;

(h) осінній мінімум, 2-га неділя жовтня попереднього року, 03:30 за центральноєвропейським часом.

4. ENTSO-E повинна щороку до 15 липня опублікувати спільний перелік сценаріїв, підготовлених на наступний рік, включно з описом таких сценаріїв і періодом, протягом якого вони повинні використовуватися.

Стаття 66 — Індивідуальні моделі мережі на рік наперед

1. Кожен ОСП повинен визначити індивідуальну модель мережі на рік наперед для кожного зі сценаріїв, розроблених відповідно до статті 65, використовуючи найкращі оцінки змінних, визначених у статті 65(1). Кожен ОСП повинен опублікувати свої індивідуальні моделі мережі на рік наперед у середовищі даних оперативного планування ENTSO-E відповідно до статті 114(1).

(a) узгодити з операторами суміжних систем передачі очікувані перетоки потужності через системи ПСВН, які з’єднують їх області регулювання;

(b) збалансувати для кожного сценарію суму:

(i) чистих обмінів по лініях змінного струму;

(ii) очікуваних перетоків потужності через системи ПСВН;

(iii) навантаження, включно з оцінкою втрат; та

(iv) генерації.

3. Кожен ОСП повинен включити в індивідуальну модель мережі на рік наперед агреговані потужності відпуску для генеруючих об’єктів, приєднаних до систем розподілу. Такі агреговані потужності відпуску повинні:

(a) узгоджуватися зі структурними даними, наданими відповідно до вимог статей 41, 43, 45 та 48;

(b) відповідати сценаріям, розробленим відповідно до статті 65; та

Стаття 67 — Спільні моделі мережі на рік наперед

1. Упродовж 6 місяців після набуття чинності цим Регламентом усі ОСП повинні спільно розробити пропозицію щодо методології створення спільних моделей мережі на рік наперед на основі індивідуальних моделей мережі, створених згідно зі статтею 66(1), і їх зберігання. Методологія повинна враховувати та, у разі необхідності, доповнювати оперативні умови методології створення спільної моделі мережі, розробленої відповідно до статті 17 Регламенту (ЄС) 2015/1222 і статті 18 Регламенту (ЄС) 2016/1719, стосовно таких елементів:

(a) кінцеві строки збору індивідуальних моделей мережі на рік наперед, об’єднання їх у спільну модель мережі та зберігання індивідуальних і спільних моделей мережі;

(b) контроль якості індивідуальних і спільних моделей мережі, який повинен бути впроваджений, щоб забезпечити їх повноту та узгодженість; та

(c) коригування та вдосконалення індивідуальних і спільних моделей мережі із впровадженням принаймні заходів контролю якості, зазначених у пункті (b).

2. Кожен ОСП має право вимагати від іншого ОСП надання будь-якої інформації про зміни в топології мережі або в оперативних механізмах, таких як уставки захисту або схеми захисту системи, однолінійні схеми та конфігурації підстанцій або додаткові моделі мережі, що мають значення для точного представлення системи передачі з метою проведення аналізу операційної безпеки.

Стаття 68 — Оновлення індивідуальних і спільних моделей мережі на рік наперед

1. Якщо ОСП змінює або виявляє зміну найкращих оцінок змінних, використаних для визначення індивідуальної моделі мережі на рік наперед, створеної відповідно до статті 66(1), що має істотне значення для операційної безпеки, він повинен оновити свою індивідуальну модель мережі та опублікувати її у середовищі даних оперативного планування ENTSO-E.

2. У разі оновлення індивідуальної моделі мережі спільна модель мережі підлягає відповідному оновленню із застосуванням методології, визначеної згідно зі статтею67(1).

Стаття 69 — Індивідуальні та спільні моделі мережі на тиждень наперед

1. Якщо два або більше ОСП вважають за необхідне, вони повинні визначити найбільш репрезентативні сценарії для координації аналізу операційної безпеки їхньої системи передачі на тиждень наперед і повинні розробити методологію об’єднання індивідуальних моделей мережі, аналогічну методології створення спільної моделі мережі на рік наперед на основі індивідуальних моделей мережі на рік наперед відповідно до статті 67(1).

2. Кожен ОСП, зазначений у параграфі 1, повинен створювати або оновлювати індивідуальні моделі мережі на тиждень наперед відповідно до сценаріїв, визначених відповідно до параграфа 1.

3. ОСП, зазначені в параграфі 1, або треті особи, яким було делеговане завдання, зазначене в параграфі 1, повинні створити спільні моделі мережі на тиждень наперед згідно з методологією, розробленою відповідно до параграфа 1, з використанням індивідуальних моделей мережі, створених відповідно до параграфа 2.

Стаття 70 — Методологія створення спільних моделей мережі на добу наперед і протягом доби

1. Упродовж 6 місяців після набуття чинності цим Регламентом усі ОСП повинні спільно розробити пропозицію щодо методології створення спільних моделей мережі на добу наперед і протягом доби на основі індивідуальних моделей мережі, і їх зберігання. Така методологія повинна враховувати та, у разі необхідності, доповнювати оперативні умови методології створення спільної моделі мережі, розробленої відповідно до статті 17 Регламенту (ЄС) 2015/1222, стосовно таких елементів:

(a) визначення міток часу;

(b) кінцеві строки збору індивідуальних моделей мережі, об’єднання їх у спільну модель мережі та зберігання індивідуальних і спільних моделей мережі. Такі кінцеві строки повинні узгоджуватися з регіональними процесами, встановленими для підготовки й активації коригувальних дій;

(c) контроль якості індивідуальних моделей мережі та спільної моделі мережі, який повинен бути впроваджений, щоб забезпечити їх повноту та узгодженість;

(d) коригування та вдосконалення індивідуальних і спільних моделей мережі із впровадженням принаймні заходів контролю якості, зазначених у пункті (c); та

(e) опрацювання додаткової інформації стосовно оперативних механізмів, таких як уставки захисту або схеми захисту системи, однолінійні схеми та конфігурації підстанцій, для управління операційною безпекою.

2. Кожен ОСП повинен створити індивідуальні моделі мережі на добу наперед і протягом доби згідно з параграфом 1 і опублікувати їх в середовищі даних оперативного планування ENTSO-E.

3. При створенні індивідуальних моделей мережі на добу наперед і протягом доби, зазначених у параграфі 2, кожен ОСП повинен включати:

(a) актуальні прогнози споживання та генерації;

(b) наявні результати процесів на ринку «на добу наперед» і внутрішньодобовому ринку;

(d) генеруючі об’єкти, приєднані до систем розподілу, агрегований обсяг вихідної активної потужності з розподілом за типом первинного джерела енергії на основі даних, наданих відповідно до статей 40, 43, 44, 48, 49 та 50;

(e) актуальна топологія системи передачі.

4. Усі коригувальні дії, щодо яких уже ухвалено рішення, повинні бути включені до індивідуальних моделей мережі на добу наперед і протягом доби та повинні бути чітко розмежовані з відпусками та відборами, встановленими згідно зі статтею 40(4), і топологією мережі без застосування коригувальних дій.

5. Кожен ОСП повинен оцінити точність змінних у параграфі 3 шляхом порівняння таких змінних з їхніми фактичними значеннями з урахуванням принципів, визначених згідно зі статтею 75(1)(c).

6. Якщо після оцінювання, зазначеного в параграфі 5, ОСП вважає, що точність змінних є недостатньою для оцінювання операційної безпеки, він повинен визначити причини неточності. Якщо такі причини залежать від процесів ОСП зі створення індивідуальних моделей мережі, відповідний ОСП повинен переглянути такі процеси для отримання точніших результатів. Якщо такі причини залежать від змінних, наданих іншими сторонами, відповідний ОСП разом з такими іншими сторонами повинні докласти зусиль для забезпечення точності відповідних змінних.

Стаття 71 — Контроль якості моделей мережі

При визначенні заходів контролю якості відповідно до статей 67(1)(b) та 70(1)(c) усі ОСП повинні спільно визначити заходи контролю, спрямовані принаймні на перевірку:

(a) узгодженості статусу приєднання перетинів;

(b) того, чи значення напруги перебувають у межах звичайних експлуатаційних значень для елементів системи передачі, які мають вплив на інші області регулювання;

(d) того, чи відпуски або відбори активної та реактивної потужності узгоджуються зі звичайними експлуатаційними значеннями.

Розділ 2. АНАЛІЗ ОПЕРАЦІЙНОЇ БЕЗПЕКИ

Стаття 72 — Аналіз операційної безпеки в ході оперативного планування

1. Кожен ОСП повинен проводити координовані аналізи операційної безпеки принаймні для таких часових періодів:

(a) на рік наперед;

(b) на тиждень наперед, якщо застосовно, відповідно до статті 69;

(d) протягом доби.

2. При проведенні координованого аналізу операційної безпеки ОСП повинен застосовувати методологію, ухвалену відповідно до статті 75.

3. Для проведення аналізів операційної безпеки кожен ОСП повинен у ситуації N імітувати кожну аварійну ситуацію з переліку аварійних ситуацій, встановленого відповідно до статті 33, і перевірити, чи межі операційної безпеки, визначені відповідно до статті 25, у ситуації N-1 не порушені в його області регулювання.

4. Кожен ОСП повинен проводити аналізи операційної безпеки з використанням принаймні спільних моделей мережі, встановлених згідно зі статтями 67, 68, 70 і, якщо застосовно, 69, і повинен враховувати планові відключення при проведенні таких аналізів.

5. Кожен ОСП повинен обмінюватися результатами свого аналізу операційної безпеки принаймні з ОСП, елементи яких входять до області спостереження ОСП і зазнають впливу відповідно до такого аналізу операційної безпеки, щоб дати змогу таким ОСП перевірити дотримання меж операційної безпеки в їхніх областях регулювання.

Стаття 73 — Аналіз операційної безпеки на період від року наперед до тижня наперед

1. Кожен ОСП повинен проводити аналізи операційної безпеки на рік наперед і, якщо застосовно, на тиждень наперед для виявлення принаймні таких обмежень:

(a) перетоків потужності та напруг, які перевищують межі операційної безпеки;

(b) порушень меж стійкості системи передачі, визначених згідно зі статтею 38(2) та (6); та

2. Якщо ОСП виявляє можливі обмеження, він повинен розробити коригувальні дії відповідно до статей 20-23. Якщо коригувальні дії без витрат не доступні і обмеження пов’язане з плановою недоступністю окремих відповідних активів, таке обмеження становить собою несумісність планування відключення і ОСП повинен ініціювати координацію відключення згідно зі статтею 95 або 100, залежно від пори року, коли ініціюють таку дію.

Стаття 74 — Аналіз операційної безпеки на добу наперед, протягом доби та близько до реального часу

1. Кожен ОСП повинен проводити аналізи операційної безпеки на добу наперед, протягом доби та близько до реального часу для визначення можливих обмежень і підготовки та активації коригувальних дій із будь-яким іншим відповідним ОСП та, якщо застосовно, причетним ОСР або ЗКМ.

2. Кожен ОСП повинен здійснювати моніторинг прогнозів споживання та генерації. Якщо такі прогнози вказують на значне відхилення споживання або генерації, ОСП повинен оновити свій аналіз операційної безпеки.

3. При проведенні аналізу операційної безпеки близько до реального часу у своїй області спостереження кожен ОСП повинен використовувати оцінку режиму.

Стаття 75 — Методологія координації аналізу операційної безпеки

1. У строк до 12 місяців після набуття чинності цим Регламентом усі ОСП повинні спільно розробити пропозицію щодо методології координації аналізу операційної безпеки. Така методологія повинна бути спрямована на стандартизацію аналізу операційної безпеки принаймні для кожної синхронної області і повинна включати принаймні:

(a) методи оцінювання впливу елементів системи передачі та ЗКМ, розташованих за межами області регулювання ОСП, щоб визначити такі елементи, включені до області спостереження ОСП, і порогові значення впливу аварійної ситуації, понад які аварійні ситуації з такими елементами вважаються зовнішніми аварійними ситуаціями;

(b) принципи спільного оцінювання ризиків, які охоплюють принаймні, для аварійних ситуацій, зазначених у статті 33:

(i) пов’язану ймовірність;

(ii) перехідні допустимі перевантаження; та

(iii) вплив аварійних ситуацій;

(c) принципи оцінювання та усунення невизначеності обсягів генерації та споживання з урахуванням запасу надійності відповідно до статті 22 Регламенту (ЄС) 2015/1222;

(d) вимоги щодо координації та обміну інформацією між регіональними координаторами безпеки стосовно завдань, зазначених у статті 77(3);

(e) роль ENTSO-E в управлінні спільними інструментами, вдосконаленні правил щодо якості даних, моніторингу методології координованого аналізу операційної безпеки та спільних положень щодо регіональної координації операційної безпеки в кожному регіоні розрахування пропускної спроможності.

2. Методи, зазначені в пункті (a) параграфа 1, повинні давати змогу ідентифікувати всі елементи в області спостереження ОСП, які є елементами мережі інших ОСП або приєднаних до системи передачі ОСР, генеруючих модулів або об’єктів енергоспоживання. Такі методи повинні враховувати зазначені нижче характеристики елементів системи передачі та ЗКМ:

(a) статус підключення або електричні характеристики (такі як напруги, перетоки потужності, кут вибігу ротора), які суттєво впливають на точність результатів оцінювання режиму в області регулювання ОСП і які перевищують загальні порогові значення;

(b) статус підключення або електричні характеристики (такі як напруги, перетоки потужності, кут вибігу ротора), які суттєво впливають на точність результатів аналізу операційної безпеки ОСП і які перевищують загальні порогові значення; та

3. Характеристики, зазначені в пунктах (a) та (b) параграфа 2, повинні визначатися за допомогою ситуацій, у яких представлені різні очікувані умови, що характеризуються такими змінними, як рівень і графік генерації, рівень транскордонних перетоків електроенергії та відключення активів.

4. Методи, зазначені в пункті (a) параграфа 1, повинні давати змогу ідентифікувати всі елементи з переліку зовнішніх аварійних ситуацій ОСП із такими характеристиками:

(a) кожен елемент має коефіцієнт впливу на електричні характеристики, такі як напруги, перетоки потужності та кут вибігу ротора, в області регулювання ОСП, який перевищує загальні порогові значення впливу аварійних ситуацій, що означає, що відключення такого елемента може суттєво вплинути на результати аналізу аварійних ситуацій ОСП;

(b) вибір порогових значень впливу аварійних ситуацій повинен мінімізувати ризик того, що виникнення аварійної ситуації, виявленої в області регулювання іншого ОСП, яка не входить до переліку зовнішніх аварійних ситуацій ОСП, може спричинити поведінку системи ОСП, яка вважається недопустимою для будь-якого елемента з його переліку внутрішніх аварійних ситуацій, як-от аварійний режим;

(c) оцінювання такого ризику повинне ґрунтуватися на ситуаціях, у яких представлені різні очікувані умови, що характеризуються такими змінними, як рівень і графік генерації, рівні обмінів, відключення активів.

5. Принципи спільного оцінювання ризиків, зазначені в пункті (b) параграфа 1, повинні визначати критерії оцінювання безпеки об’єднаної системи. Такі критерії повинні встановлюватися відносно гармонізованого рівня максимально допустимого ризику між аналізами безпеки різних ОСП. Такі принципи повинні стосуватися:

(a) узгодженості визначення виняткових аварійних ситуацій;

(b) оцінювання ймовірності виникнення та впливу виняткових аварійних ситуацій;

(c) врахування виняткових аварійних ситуацій у переліку аварійних ситуацій ОСП, якщо ймовірність їх виникнення перевищує загальне порогове значення.

6. Принципи оцінювання та усунення невизначеності, зазначені в пункті (c) параграфа 1, повинні передбачати утримання впливу невизначеності стосовно обсягів генерації та споживання нижче допустимого та гармонізованого максимального рівня для аналізу операційної безпеки кожного ОСП.

Такі принципи повинні визначати:

(a) гармонізовані умови, за яких один ОСП повинен оновити свій аналіз операційної безпеки. Такі умови повинні враховувати відповідні аспекти, такі як часовий горизонт прогнозів генерації та споживання, рівень зміни прогнозних значень в області регулювання ОСП або в області регулювання інших ОСП, розташування об’єктів генерації та споживання, попередні результати аналізу операційної безпеки; та

(b) мінімальну періодичність оновлення прогнозів генерації та споживання, залежно від їх варіативності та встановленої потужності виробництва електроенергії, що не підлягає диспетчеризації.

Стаття 76 — Пропозиція щодо регіональної координації операційної безпеки

1. У строк до 3 місяців після затвердження методології координації аналізу операційної безпеки, зазначеної у статті 75(1), ОСП у кожному регіоні розрахування пропускної спроможності повинні спільно розробити пропозицію стосовно загальних положень щодо регіональної координації операційної безпеки, які повинні застосовуватися регіональними координаторами безпеки і ОСП у регіоні розрахування пропускної спроможності. Така пропозиція повинна відповідати методологіям координації аналізу операційної безпеки, розробленим згідно зі статтею 75(1), і повинна доповнювати, за необхідності, методології, розроблені згідно зі статтями 35 і 74 Регламенту (ЄС) 2015/1222. У пропозиції повинні бути визначені:

(a) умови та періодичність внутрішньодобової координації регіональним координатором безпеки аналізу операційної безпеки та оновлень спільної моделі мережі;

(b) методологія підготовки коригувальних дій, управління якими здійснюється в координований спосіб, беручи до уваги їх транскордонне значення, як визначено згідно зі статтею 35 Регламенту (ЄС) 2015/1222, з урахуванням вимог статей 20-23 і визначенням принаймні:

(i) процедури обміну інформацією про доступні коригувальні дії між відповідними ОСП і регіональним координатором безпеки;

(ii) класифікації обмежень і коригувальних дій згідно зі статтею 22;

(iii) найбільш дієвих і економічно ефективних коригувальних дій у випадку порушень операційної безпеки, зазначених у статті 22;

(iv) підготовки й активації коригувальних дій згідно зі статтею 23(2);

(v) розподілу витрат, пов’язаних із коригувальними діями, зазначеними у статті 22, на доповнення, за необхідності, спільної методології, розробленої згідно зі статтею 74 Регламенту (ЄС) 2015/1222. За загальним принципом, витрати, пов’язані з перевантаженнями, які не мають транскордонного значення, покладаються на ОСП, відповідальних за конкретну область регулювання, а витрати, пов’язані з усуненням перевантажень, які мають транскордонне значення, покладаються на ОСП, відповідальних за області регулювання, пропорційно до обтяжуючого впливу обміну енергією між відповідними областями регулювання в рамках перевантаженого елемента мережі.

2. При визначенні того, чи перевантаження має транскордонне значення, ОСП повинен враховувати перевантаження, яке виникло би за відсутності обмінів енергією між областями регулювання.

Стаття 77 — Організація регіональної координації операційної безпеки

1. Пропозиція всіх ОСП у регіоні розрахування пропускної спроможності стосовно загальних положень щодо регіональної координації операційної безпеки відповідно до статті 76(1) також повинна включати загальні положення щодо організації регіональної координації операційної безпеки, які принаймні включають:

(a) призначення регіональних координаторів безпеки, які виконуватимуть завдання, зазначені в параграфі 3, для такого регіону розрахування пропускної спроможності;

(b) правила управління та функціонування регіональних координаторів безпеки, які забезпечують рівне ставлення до всіх ОСП, що є учасниками;

(i) пропозицію щодо узгодженого розподілу завдань між регіональними координаторами безпеки, які працюватимуть у такому регіоні розрахування пропускної спроможності. У такій пропозиції потрібно повністю врахувати необхідність координації різних завдань, покладених на регіональних координаторів безпеки;

(ii) оцінювання, яке підтверджує, що пропонована структура регіональних координаторів безпеки та розподіл завдань є дієвим, ефективним і узгоджується з регіональним координованим розрахуванням пропускної спроможності, встановленим відповідно до статей 20 і 21 Регламенту (ЄС) 2015/1222;

(iii) ефективний процес координації та вироблення й ухвалення рішень для вирішення конфліктуючих позицій між регіональними координаторами безпеки в межах регіону розрахування пропускної спроможності.

2. При розробленні пропозиції стосовно загальних положень щодо організації регіональної координації операційної безпеки згідно з параграфом 1 необхідно дотримуватися таких вимог:

(a) кожен ОСП повинен охоплюватися принаймні одним регіональним координатором безпеки;

(b) усі ОСП повинні забезпечити, щоб загальна кількість регіональних координаторів безпеки в Союзі не перевищувала шість осіб.

3. ОСП у кожному регіоні розрахування пропускної спроможності повинні пропонувати делегування таких завдань згідно з параграфом 1:

(a) регіональна координація операційної безпеки згідно зі статтею78 для підтримки виконання ОСП їхніх обов’язків у часових періодах на рік наперед, на добу наперед і протягом доби, зазначених у статті 34(3) і статтях 72 та 74;

(b) створення спільної моделі мережі відповідно до статті 79;

(c) регіональна координація відключення згідно зі статтею 80 для підтримки виконання ОСП їхніх обов’язків, зазначених у статтях 98 і 100;

(d) регіональне оцінювання достатності згідно зі статтею 81 для підтримки виконання ОСП їхніх обов’язків, зазначених у статті 107.

4. У ході виконання своїх завдань регіональний координатор безпеки повинен враховувати дані, які охоплюють принаймні всі регіони розрахування пропускної спроможності, стосовно яких на нього були покладені завдання, включно з областями спостереження всіх ОСП у таких регіонах розрахування пропускної спроможності.

5. Усі регіональні координатори безпеки повинні координувати виконання їхніх завдань для сприяння досягненню цілей цього Регламенту. Усі регіональні координатори безпеки повинні забезпечити гармонізацію процесів та, якщо дублювання не виправдане з огляду на міркування ефективності або необхідність забезпечити безперервність обслуговування, створення спільних інструментів для забезпечення ефективної співпраці та координації між регіональними координаторами безпеки.

Стаття 78 — Регіональна координація операційної безпеки

1. Кожен ОСП повинен надавати регіональному координатору безпеки всю інформацію та дані, необхідні для проведення регіонального координованого оцінювання операційної безпеки, у тому числі принаймні:

(a) оновлений перелік аварійних ситуацій, створений на основі критеріїв, визначених у методології координації аналізу операційної безпеки, ухваленій відповідно до статті 75(1);

(b) оновлений перелік можливих коригувальних дій у межах категорій, визначених у статті 22, які спрямовані на сприяння усуненню будь-яких обмежень, виявлених у регіоні, і пов’язані з ними очікувані витрати, вказані згідно зі статтею 35 Регламенту (ЄС) 2015/1222, якщо коригувальна дія включає передиспетчеризацію або зустрічну торгівлю;

2. Кожен регіональний координатор безпеки повинен:

(a) провести координоване регіональне оцінювання операційної безпеки згідно зі статтею 76 на основі спільних моделей мережі, створених відповідно до статті 79, переліку аварійних ситуацій і меж операційної безпеки, наданих кожним ОСП відповідно до параграфа 1. Він повинен надати результати координованого регіонального оцінювання операційної безпеки принаймні всім ОСП у регіоні розрахування пропускної спроможності. У разі виявлення обмеження він повинен рекомендувати ОСП найбільш дієві та економічно ефективні коригувальні дії і також може рекомендувати коригувальні дії, інші ніж ті, що передбачені ОСП. Рекомендація щодо коригувальних дій повинна супроводжуватися поясненнями щодо їх обґрунтування;

(b) координувати підготовку коригувальних дій з та між ОСП згідно зі статтею 76(1)(b), щоб дати змогу ОСП досягти координованої активації коригувальних дій у реальному часі.

3. При проведенні координованого регіонального оцінювання операційної безпеки та визначенні належних коригувальних дій кожен регіональний координатор безпеки повинен координувати свої дії з іншими регіональними координаторами безпеки.

4. Коли ОСП отримує від відповідного регіонального координатора безпеки результати координованого регіонального оцінювання операційної безпеки з пропозицією щодо коригувальних дій, він повинен оцінити рекомендовані коригувальні дії, які стосуються елементів, задіяних у таких коригувальних діях і розташованих у його області регулювання. При цьому він повинен застосовувати положення статті 20. ОСП повинен вирішити, чи здійснювати рекомендовані коригувальні дії. Якщо він вирішить не здійснювати рекомендовані коригувальні дії, він повинен надати пояснення щодо свого рішення регіональному координатору безпеки. Якщо ОСП вирішить здійснити рекомендовані коригувальні дії, він повинен застосувати такі дії до елементів, розташованих у його області регулювання, за умови, що вони відповідають умовам у реальному часі.

Стаття 79 — Створення спільної моделі мережі

1. Кожен регіональний координатор безпеки може перевірити якість індивідуальних моделей мережі, щоб сприяти створенню спільної моделі мережі для кожного згаданого часового періоду згідно з методологіями, зазначеними у статтях 67(1) та 70(1).

2. Кожен ОСП повинен надати регіональному координатору безпеки індивідуальну модель мережі, необхідну для створення спільної моделі мережі для кожного часового періоду, у середовищі даних оперативного планування ENTSO-E.

3. За необхідності, кожен регіональний координатор безпеки повинен вимагати від відповідних ОСП коригування їхніх індивідуальних моделей мережі для досягнення їх відповідності заходам контролю якості та для їх вдосконалення.

4. Кожен ОСП повинен коригувати свої індивідуальні моделі мережі після перевірки необхідності коригування, якщо застосовно, на підставі вимог регіонального координатора безпеки або іншого ОСП.

5. Згідно з методологіями, зазначеними у статтях 67(1) та 70(1), і згідно зі статтею 28 Регламенту (ЄС) 2015/1222, регіональний координатор безпеки повинен бути призначений усіма ОСП для створення спільної моделі мережі для кожного часового періоду та її зберігання в середовищі даних оперативного планування ENTSO-E.

Стаття 80 — Регіональна координація відключення

1. Регіони координації відключення, у межах яких ОСП повинні здійснювати координацію відключення, повинні принаймні дорівнювати регіонам розрахування пропускної спроможності.

2. ОСП у двох або більше регіонах координації відключення можуть домовитися об’єднати їх в один окремий регіон координації відключення. У такому разі вони повинні визначити регіонального координатора безпеки, що виконує завдання, зазначені у статті 77(3).

3. Кожен ОСП повинен надавати регіональному координатору безпеки інформацію, необхідну для виявлення та усунення несумісності планування відключення, у тому числі принаймні:

(a) плани доступності його внутрішніх відповідних активів, які зберігаються в середовищі даних оперативного планування ENTSO-E;

(b) останні плани доступності його невідповідних активів в області регулювання, які:

(i) здатні впливати на результати аналізу несумісності планування включення;

(ii) моделюються в індивідуальних моделях мережі, які використовуються для оцінювання несумісності відключення;

(c) сценарії, за якими несумісність планування відключення повинна досліджуватися та використовуватися для створення відповідних спільних моделей мережі на основі спільних моделей мережі для різних часових періодів, встановлених згідно зі статтями 67 і 79.

4. Кожен регіональний координатор безпеки повинен проводити регіональні аналізи операційної безпеки на основі інформації, наданої відповідними ОСП, для виявлення будь-якої несумісності планування відключення. Він повинен надати всім ОСП у регіоні координації відключення перелік виявлених несумісностей планування відключення та рішення, які він пропонує для усунення таких несумісностей планування відключення.

5. У ході виконання своїх обов’язків відповідно до параграфа 4 кожен регіональний координатор безпеки повинен координувати свої аналізи з іншими регіональними координаторами безпеки.

6. У ході виконання їхніх обов’язків згідно зі статтею 98(3) і статтею 100(4)(b) усі ОСП повинні враховувати результати оцінювання, надані регіональним координатором безпеки відповідно до параграфа 3 та параграфа 4.

Стаття 81 — Регіональне оцінювання достатності

1. Кожен регіональний координатор безпеки повинен проводити регіональні оцінювання достатності принаймні для часового періоду на тиждень наперед.

2. Кожен ОСП повинен надавати регіональному координатору безпеки інформацію, необхідну для проведення регіональних оцінювань достатності, зазначених у параграфі 1, у тому числі:

(a) очікуваний загальний обсяг споживання та доступні ресурси для управління попитом;

(b) доступність генеруючих модулів; та

3. Кожен регіональний координатор безпеки повинен проводити оцінювання достатності на основі інформації, наданої відповідними ОСП, з метою виявлення ситуацій, у яких очікується дефіцит достатності в будь-якій з областей регулювання або на регіональному рівні, з урахуванням можливих транскордонних обмінів електроенергією та меж операційної безпеки. Він повинен надати результати разом із заходами, які він пропонує для зниження ризиків, ОСП у регіоні розрахування пропускної спроможності. Такі заходи повинні включати пропозиції щодо коригувальних дій, які дають змогу збільшити транскордонні обміни електроенергією.

4. При проведенні регіонального оцінювання достатності кожен регіональний координатор безпеки повинен координувати свої дії з іншими регіональними координаторами безпеки.

Розділ 3. КООРДИНАЦІЯ ВІДКЛЮЧЕННЯ

Глава 1. Регіони координації відключення, відповідні активи

Стаття 82 — Мета координації відключення

Кожен ОСП повинен, за підтримки регіонального координатора безпеки у випадках, визначених у цьому Регламенті, здійснювати координацію відключення згідно з принципами цього розділу з метою моніторингу статусу доступності відповідних активів і координації планів доступності для забезпечення операційної безпеки системи передачі.

Стаття 83 — Регіональна координація

1. Усі ОСП в регіоні планування відключення повинні спільно розробити операційну процедуру регіональної координації, спрямовану на встановлення операційних аспектів впровадження координації відключення в кожному регіоні, що включає:

(a) періодичність, обсяг і тип координації принаймні для часових періодів на рік наперед і на тиждень наперед;

(b) положення стосовно використання оцінювань, проведених регіональним координатором безпеки згідно зі статтею 80;

(c) практичні механізми валідації планів доступності відповідних елементів мережі на рік наперед, як вимагається у статті 98.

2. Кожен ОСП повинен брати участь у координації відключення в його регіонах координації відключення та застосовувати операційні процедури регіональної координації, встановлені згідно з параграфом 1.

3. У разі виникнення несумісностей планування відключення між різними регіонами координації відключення усі ОСП і регіональні координатори безпеки в таких регіонах повинні здійснювати координацію для усунення таких несумісностей планування відключення.

4. Кожен ОСП повинен надавати іншим ОСП у тому самому регіоні координації відключення всю релевантну інформацію, що перебуває в його розпорядженні, про інфраструктурні проекти, пов’язані із системою передачі, системами розподілу, закритими системами розподілу, генеруючими модулями або об’єктами енергоспоживання, які можуть впливати на роботу області регулювання іншого ОСП у межах регіону координації відключення.

5. Кожен ОСП повинен надавати приєднаним до системи передачі ОСР, які розташовані в його області регулювання, усю релевантну інформацію, що перебуває в його розпорядженні, стосовно інфраструктурних проектів, пов’язаних із системою передачі, які можуть впливати на роботу системи розподілу таких ОСР.

6. Кожен ОСП повинен надавати приєднаними до системи передачі операторам закритих систем розподілу (ОЗСР), які розташовані в його області регулювання, усю релевантну інформацію, що перебуває в його розпорядженні, стосовно інфраструктурних проектів, пов’язаних із системою передачі, які можуть впливати на роботу закритої системи розподілу таких ОЗСР.

Стаття 84 — Методологія оцінювання відповідності активів для координації відключення

1. У строк до 12 місяців після набуття чинності цим Регламентом усі ОСП повинні спільно розробити принаймні для кожної синхронної області методологію оцінювання відповідності для координації відключення генеруючих модулів, об’єктів енергоспоживання та елементів мережі, розташованих у межах системи передачі або системи розподілу, включно із закритими системами розподілу.

2. Методологія, зазначена в параграфі 1, повинна ґрунтуватися на якісних і кількісних аспектах, які визначають вплив на область регулювання ОСП статусу доступності генеруючих модулів, об’єктів енергоспоживання або елементів мережі, які розташовані в межах системи передачі або системи розподілу, включно із закритою системою розподілу, і які приєднані прямо або опосередковано до області регулювання іншого ОСП, зокрема на:

(a) кількісних аспектах, які ґрунтуються на оцінюванні змін електричних характеристик, таких як напруги, перетоки потужності, кут вибіг ротора, принаймні одного елемента мережі в області регулювання ОСП внаслідок зміни статусу доступності потенційного відповідного активу, розташованого в іншій області регулювання. Таке оцінювання повинне здійснюватися на основі спільних моделей мережі на рік наперед;

(b) порогових значеннях чутливості електричних характеристик, зазначених у пункті (a), відносно яких необхідно оцінювати відповідність активу. Такі порогові значення повинні бути гармонізовані принаймні для кожної синхронної області;

(d) якісних аспектах, таких як, між іншим, розмір і близькість до меж області регулювання потенційних відповідних генеруючих модулів, об’єктів енергоспоживання або елементів мережі;

(e) систематичній відповідності всіх елементів мережі. розташованих у межах системи передачі або системи розподілу, які з’єднують різні області регулювання; та

(f) систематичній відповідності всіх критичних елементів мережі.

3. Методологія, розроблена відповідно до параграфа 1, повинна узгоджуватися з методами оцінювання впливу елементів системи передачі та ЗКМ, розташованих за межами області регулювання ОСП, встановленими згідно зі статтею 75(1)(a).

Стаття 85 — Перелік відповідних генеруючих модулів і відповідних об’єктів енергоспоживання

1. У строк до 3 місяців після затвердження методології оцінювання відповідності активів для координації відключення відповідно до статті 84(1) усі ОСП в кожному регіоні координації відключення повинні спільно оцінити відповідність генеруючих модулів і об’єктів енергоспоживання для координації відключення на основі такої методології та створити єдиний перелік відповідних генеруючих модулів і відповідних об’єктів енергоспоживання для кожного регіону координації відключення.

2. Усі ОСП у регіоні координації відключення повинні спільно скласти перелік відповідних генеруючих модулів і відповідних об’єктів енергоспоживання в такому регіоні координації відключення, доступний у середовищі даних оперативного планування ENTSO-E.

3. Кожен ОСП повинен надати своєму регуляторному органу перелік відповідних генеруючих модулів і відповідних об’єктів енергоспоживання для кожного регіону координації відключення, учасником якого він є.

4. Для кожного внутрішнього відповідного активу, що є генеруючим модулем або об’єктом енергоспоживання, ОСП повинен:

(a) повідомити власнику відповідного генеруючого модуля або відповідного об’єкта енергоспоживання, що його внесено до переліку;

(b) повідомити ОСР про відповідні генеруючі модулі та відповідні об’єкти енергоспоживання, приєднані до їхньої системи розподілу; та

(c) повідомити ОЗСР про відповідні генеруючі модулі та відповідні об’єкти енергоспоживання, приєднані до їхньої закритої системи розподілу.

Стаття 86 — Оновлення переліків відповідних генеруючих модулів і відповідних об’єктів енергоспоживання

1. До 01 липня кожного календарного року всі ОСП у кожному регіоні координації відключення повинні спільно переоцінити відповідність генеруючих модулів і об’єктів енергоспоживання для координації відключення на основі методології, розробленої згідно зі статтею 84(1).

2. За необхідності, усі ОСП у кожному регіоні координації відключення повинні спільно ухвалити рішення про оновлення переліку відповідних генеруючих модулів і відповідних об’єктів енергоспоживання в такому регіоні координації відключення до 01 серпня кожного календарного року.

3. Усі ОСП у регіоні координації відключення повинні спільно опублікувати оновлений перелік для такого регіону координації відключення в середовищі даних оперативного планування ENTSO-E.

4. Кожен ОСП у регіоні координації відключення повинен повідомити сторонам, зазначеним у статті 85(4), зміст оновленого переліку.

Стаття 87 — Переліки відповідних елементів мережі

1. У строк до 3 місяців після затвердження методології оцінювання відповідності активів для координації відключення відповідно до статті 84(1) усі ОСП в кожному регіоні координації відключення повинні спільно оцінити на основі такої методології відповідність для координації відключення елементів мережі, розташованих у межах системи передачі або системи розподілу, у тому числі закритої системи розподілу, і створити єдиний перелік відповідних елементів мережі для кожного регіону координації відключення.

2. Перелік відповідних елементів мережі для регіону координації відключення повинен містити всі елементи мережі в системі передачі або системі розподілу, включно із закритою системою розподілу, розташовані у такому регіоні координації відключення, які ідентифіковані як відповідні в результаті застосування методології, встановленої відповідно до статті 84(1).

3. Усі ОСП у регіоні координації відключення повинні спільно скласти перелік відповідних елементів мережі, доступний у середовищі даних оперативного планування ENTSO-E.

4. Кожен ОСП повинен надати своєму регуляторному органу перелік відповідних елементів мережі для кожного регіону координації відключення, учасником якого він є.

5. Для кожного внутрішнього відповідного активу, що є елементом мережі, ОСП повинен:

(a) повідомити власнику відповідного елемента мережі, що його внесено до переліку;

(b) повідомити ОСР про відповідні елементи мережі, приєднані до їхньої системи розподілу; та

Стаття 88 — Оновлення переліку відповідних елементів мережі

1. До 01 липня кожного календарного року всі ОСП у кожному регіоні координації відключення повинні спільно переоцінити, на основі методології, розробленої згідно зі статтею 84(1), відповідність для координації відключення елементів мережі, розташованих у межах системи передачі або системи розподілу, включно із закритою системою розподілу.

2. За необхідності, усі ОСП у кожному регіоні координації відключення повинні спільно ухвалити рішення про оновлення переліку відповідних елементів мережі в такому регіоні координації відключення до 01 серпня кожного календарного року.

3. Усі ОСП у регіоні координації відключення повинні спільно опублікувати оновлений перелік у середовищі даних оперативного планування ENTSO-E.

Стаття 89 — Призначення агентів планування відключення

1. Кожен ОСП повинен діяти як агент планування відключення для кожного елемента мережі, яким він управляє.

2. Для всіх інших відповідних активів власник повинен призначити або сам діяти в якості агента планування відключення для відповідного активу та повідомити ОСП про таке призначення.

Стаття 90 — Підхід до відповідних активів, розташованих у межах системи розподілу або закритої системи розподілу

1. Кожен ОСП повинен координувати з ОСР планування відключення внутрішніх відповідних активів, приєднаних до його системи розподілу.

2. Кожен ОСП повинен координувати з ОЗСР планування відключення внутрішніх відповідних активів, приєднаних до його закритої системи розподілу.

Глава 2. Розроблення та оновлення планів доступності відповідних активів

Стаття 91 — Зміни кінцевих термінів координації відключення на рік наперед

Усі ОСП у синхронній області можуть спільно погодити ухвалення та впровадження терміну координації відключення на рік наперед, що відхиляється від терміну, визначеного у статтях 94, 97 і 99, за умови, що це не впливає на координацію відключення в інших синхронних областях.

Стаття 92 — Загальні положення щодо планів доступності

1. Статус доступності відповідного активу повинен бути одним із зазначених нижче:

(a) «доступно», якщо відповідний актив здатний і готовий надавати послуги, незалежно від того, чи він перебуває в експлуатації;

(b) «недоступно», якщо відповідний актив не здатний або не готовий надавати послуги;

2. Статус «випробування» застосовується тільки в разі потенційного впливу на систему передачі та для таких часових періодів:

(a) між першим підключенням і остаточним введенням в експлуатацію відповідного активу;

(b) відразу після технічного обслуговування відповідного активу.

3. Плани доступності повинні містити принаймні таку інформацію:

(a) причина статусу «недоступно» відповідного активу;

(b) у разі визначення таких умов - умови, які повинні бути виконані перед застосуванням статусу «недоступно» до відповідного активу в реальному часі;

4. Статус доступності кожного відповідного активу на рік наперед повинен вказуватися з добовим розподілом.

5. У разі подання до ОСП графіків генерації та графіків споживання відповідно до статті 111 розподіл статусів доступності в часі повинен узгоджуватися з такими графіками.

Стаття 93 — Довгострокові орієнтовні плани доступності

1. У строк до 2 років до початку будь-якої координації відключення на рік наперед кожен ОСП повинен оцінити відповідні орієнтовні плани доступності внутрішніх відповідних активів, надані агентами планування відключення згідно зі статтями 4, 7 та 15 Регламенту (ЄС) № 543/2013, і повинен надати попередні коментарі щодо будь-яких виявлених несумісностей планування відключення всім відповідним агентам планування відключення.

2. Кожен ОСП повинен провести оцінювання стосовно орієнтовних планів доступності внутрішніх відповідних активів, зазначених у параграфі 1, кожного року до початку координації відключення на рік наперед.

Стаття 94 — Надання пропозицій щодо плану доступності на рік наперед

1. До 01 серпня кожного календарного року агент планування відключення, інший ніж ОСП, який є учасником регіону координації відключення, ОСР або ОЗСР, повинен подати ОСП, які є учасниками регіону координації відключення, а також, у відповідних випадках, ОСР або ОЗСР план доступності кожного з його відповідних активів, що охоплює наступний календарний рік.

2. ОСП, зазначені в параграфі 1, повинні докласти зусиль для розгляду запитів про внесення змін до плану доступності в разі їх отримання. Якщо це неможливо, вони повинні розглянути запити про внесення змін до плану доступності після завершення координації відключення на рік наперед.

3. ОСП, зазначені в параграфі 1, повинні розглянути запити про внесення змін до плану доступності після завершення координації відключення на рік наперед:

(a) у порядку отримання запитів; та

(b) із застосуванням процедури, встановленої згідно зі статтею 100.

Стаття 95 — Координація статусу доступності відповідних активів на рік наперед, де агент планування відключення не є ОСП, який є учасником регіону координації відключення, ОСР або ОЗСР

1. Кожен ОСП повинен оцінити на рік наперед, чи з планів доступності, отриманих відповідно до статті 94, не виникають несумісності планування відключення.

2. Якщо ОСП виявляє несумісності планування відключення, він повинен здійснити такий процес:

(a) повідомити кожного відповідного агента планування відключення про умови, які він повен виконати для усунення виявлених несумісностей планування відключення;

(b) ОСП може вимагати від одного або більше агентів планування відключення надання альтернативного плану доступності, що відповідає умовам, зазначеним у пункті (a); та

(c) ОСП повинен повторно провести оцінювання відповідно до параграфа 1, щоб визначити, чи залишаються будь-які несумісності планування відключення.

3. Після отримання вимоги ОСП згідно з пунктом (b) параграфа 2, якщо агент планування відключення не подає альтернативний план доступності, спрямований на усунення всіх несумісностей планування відключення, ОСП розробляє альтернативний план доступності, який повинен:

(a) враховувати вплив, повідомлений відповідними агентами планування відключення, а також ОСР або ОЗСР, у відповідних випадках;

(b) обмежувати зміни в альтернативному плані доступності суворо необхідним для усунення несумісностей планування відключення; та

(c) надати своєму регуляторному органу, причетним ОСР та ОЗСР, за наявності, і відповідним агентам планування відключення альтернативний план доступності, включно з причинами його розроблення, а також впливом, повідомленим відповідними агентами планування відключення, а також ОСР або ОЗСР, у відповідних випадках.

Стаття 96 — Координація статусу доступності відповідних активів на рік наперед, де агент планування відключення є ОСП, який є учасником регіону координації відключення, ОСР або ОЗСР

1. ОСП повинен планувати статус доступності відповідних елементів мережі, що з’єднують різні області регулювання, для яких він діє як агент планування відключення, у координації з іншими ОСП у тому самому регіоні координації відключення.

2. Кожен ОСП, ОСР та ОЗСР повинні планувати статус доступності відповідних елементів мережі, для яких вони виконують обов’язки агентів планування відключення і які не з’єднують різні області регулювання, беручи за основу плани доступності, розроблені згідно з параграфом 1.

3. У ході встановлення статусу доступності відповідних елементів мережі згідно з параграфами 1 та 2 ОСП, ОСР і ОЗСР повинні:

(a) мінімізувати вплив на ринок з одночасним збереженням операційної безпеки; та

(b) брати за основу плани доступності, подані та розроблені згідно зі статтею 94.

4. Якщо ОСП виявляє несумісність планування відключення він має право запропонувати зміни до планів доступності внутрішніх відповідних активів, де агент планування відключення не є ОСП, який є учасником регіону координації відключення, ОСР або ОЗСР, і повинен визначити рішення в координації з відповідними агентами планування відключення, ОСП та ОЗСР, використовуючи засоби, які перебувають в його розпорядженні.

5. Якщо статус «недоступно» відповідного елемента мережі не був запланований після вжиття заходів у параграфі 4 і відсутність такого планування може поставити під загрозу операційну безпеку, ОСП повинен:

(a) вжити необхідних заходів для планування статусу «недоступно» з одночасним забезпеченням операційної безпеки, враховуючи вплив, повідомлений ОСП відповідними агентами планування відключення;

(b) повідомити про заходи, зазначені в пункті (a), усіх причетних сторін;

(c) повідомити про вжиті заходи відповідні регуляторні органи, причетних ОСР або ОЗСР, за наявності, і відповідних агентів планування відключення, включно з обґрунтуванням таких заходів, впливом, повідомленим відповідними агентами планування відключення, ОСР або ОЗСР, у відповідних випадках.

6. Кожен ОСП повинен надати в середовищі даних оперативного планування ENTSO-E всю інформацію, яка перебуває в його розпорядженні, про пов’язані з мережею умови, які повинні бути виконані, і коригувальні дії, які повинні бути підготовлені й активовані перед реалізацією статусу доступності «недоступно» або «випробування» відповідного елемента мережі.

Стаття 97 — Надання попередніх планів доступності на рік наперед

1. До 01 листопада кожного календарного року кожен ОСП повинен надати всім іншим ОСП у середовищі даних оперативного планування ENTSO-E попередні плани доступності на рік наперед на наступний календарний рік для всіх внутрішніх відповідних активів.

2. До 01 листопада кожного календарного року ОСП повинен надати ОСР попередній план доступності на рік наперед для кожного внутрішнього відповідного активу, розташованого в системі розподілу.

3. До 01 листопада кожного календарного року ОСП повинен надати ОЗСР попередній план доступності на рік наперед для кожного внутрішнього відповідного активу, розташованого в закритій системі розподілу.

Стаття 98 — Валідація планів доступності на рік наперед у регіонах координації відключення

1. Кожен ОСП повинен проаналізувати, чи виникає будь-яка несумісність планування відключення в ході врахування всіх попередніх планів доступності на рік наперед.

2. За відсутності несумісностей планування відключення всі ОСП у регіоні координації відключення повинні спільно валідувати плани доступності на рік наперед для всіх відповідних активів у такому регіоні координації відключення.

3. Якщо ОСП виявляє несумісність планування відключення, відповідні ОСП у відповідних регіонах координації відключення повинні спільно визначити рішення в координації з відповідними агентами планування відключення, ОСР та ОЗСР з використання засобів, які перебувають у їхньому розпорядженні, з максимально можливим дотриманням планів доступності, поданих агентами планування відключення, що не є ОСП, який є учасником регіону координації відключення, ОСР або ОЗСР, і розроблених згідно зі статтями 95 і 96. У разі визначення рішення всі ОСП у відповідних регіонах координації відключення повинні оновити та валідувати плани доступності на рік наперед для всіх відповідних активів.

4. У разі невизначення рішення для усунення несумісності планування відключення кожен відповідний ОСП повинен, за умови затвердження компетентним регуляторним органом, якщо це передбачено державою-членом:

(a) примусово привести всі статуси «недоступно» або «випробування» до статусу «доступно» для відповідних активів, яких стосується несумісність планування відключення, протягом відповідного періоду; та

(b) повідомити про вжиті заходи відповідні регуляторні органи, причетних ОСР або ОЗСР, за наявності, і відповідних агентів планування відключення, включно з обґрунтуванням таких заходів, впливом, повідомленим відповідними агентами планування відключення, ОСР або ОЗСР, у відповідних випадках.

5. Після цього всі ОСП у відповідних регіонах координації відключення повинні оновити та валідувати плани доступності на рік наперед для всіх відповідних активів.

Стаття 99 — Остаточні плани доступності на рік наперед

1. До 01 грудня кожного календарного року кожен ОСП повинен:

(a) завершити координацію відключення внутрішніх відповідних активів на рік наперед; та

(b) доопрацювати плани доступності внутрішніх відповідних активів на рік наперед і зберігати їх у середовищі даних оперативного планування ENTSO-E.

2. До 01 грудня кожного календарного року ОСП повинен надати своєму агенту планування відключення остаточний план доступності на рік наперед для кожного внутрішнього відповідного активу.

3. До 01 грудня кожного календарного року ОСП повинен надати відповідному ОСР остаточний план доступності на рік наперед для кожного внутрішнього відповідного активу, розташованого в системі розподілу.

4. До 01 грудня кожного календарного року ОСП повинен надати відповідному ОЗСР остаточний план доступності на рік наперед для кожного внутрішнього відповідного активу, розташованого в закритій системі розподілу.

Стаття 100 — Оновлення остаточних планів доступності на рік наперед

1. Агент планування відключення повинен бути здатний ініціювати процедуру внесення змін до остаточного плану доступності на рік наперед у період часу між завершенням координації відключення на рік наперед і його виконанням у реальному часі.

2. Агент планування відключення, що не є ОСП, який є учасником регіону координації відключення, повинен бути здатний подати відповідним ОСП запит про внесення змін до остаточного плану доступності на рік наперед для відповідних активів у сфері його відповідальності.

3. У разі подання запиту про внесення змін відповідно до параграфа 2 застосовується така процедура:

(a) ОСП, що отримав запит, повинен підтвердити отримання запиту та в найкоротший розумний строк оцінити, чи зміни призводять до виникнення несумісностей планування відключення;

(b) у разі виявлення несумісностей планування відключення відповідні ОСП у регіоні координації відключення повинні спільно визначити рішення в координації з відповідними агентами планування відключення та, у відповідних випадках, ОСР та ОЗСР з використання засобів, які перебувають у їхньому розпорядженні;

(c) якщо не було виявлено або не залишається жодної несумісності планування відключення, ОСП, що отримав запит, повинен валідувати запитані зміни і відповідні ОСП повинні потім повідомити всіх причетних сторін і оновити остаточний план доступності на рік наперед у середовищі даних оперативного планування ENTSO-E; та

(d) у разі відсутності рішення для усунення несумісностей планування відключення ОСП, що отримав запит, повинен відхилити запитані зміни.

4. Якщо ОСП, який є учасником регіону координації відключення, має намір внести зміни до остаточного плану доступності на рік наперед для відповідного активу, для якого він виступає в ролі агента планування відключення, він повинен ініціювати таку процедуру:

(a) ОСП, що подає запит, повинен підготувати пропозицію про внесення змін до остаточного плану доступності на рік наперед, включно з оцінюванням того, чи такі зміни призведуть до виникнення несумісностей планування відключення, і повинен подати пропозицію всім іншим ОСП у регіонах координації відключення;

(c) якщо не було виявлено жодної несумісності планування відключення або якщо знайдено рішення для усунення несумісності планування відключення, відповідні ОСП, повинні валідувати запитані зміни, повідомити всіх причетних сторін і оновити остаточний план доступності на рік наперед у середовищі даних оперативного планування ENTSO-E;

(d) у разі відсутності рішення для усунення несумісностей планування відключення ОСП, який подає запит, повинен припинити процедуру внесення змін.

Глава 3. Виконання планів доступності

Стаття 101 — Управління статусом «випробування» відповідних активів

1. Агент планування відключення для відповідного активу, для якого був заявлений статус доступності «випробування», повинен надати ОСП та, у разі приєднання до системи розподілу, включно із закритою системою розподілу, ОСР або ОЗСР протягом 1 місяця до початку застосування статусу «випробування»:

(a) детальний план випробувань;

(b) орієнтовний графік генерації або споживання, якщо відповідний актив є відповідним генеруючим модулем або відповідним об’єктом енергоспоживання; та

2. Агент планування відключення повинен оновити інформацію, зазначену в параграфі 1, відразу після внесення до неї будь-яких змін.

3. ОСП відповідного активу, для якого був заявлений статус доступності «випробування», повинен надати інформацію, отриману згідно з параграфом 1, усім іншим ОСП у його регіонах координації відключення, за їх запитом.

4. Якщо відповідний актив, зазначений у параграфі 1, є відповідним елементом мережі, який з’єднує дві або більше областей регулювання, ОСП відповідних областей регулювання повинні узгодити, яку інформацію необхідно надавати відповідно до параграфа 1.

Стаття 102 — Процедура управління примусовими відключеннями

1. Кожен ОСП повинен розробити процедуру реагування у випадку, коли примусове відключення може поставити під загрозу його операційну безпеку. Процедура повинна давати змогу ОСП забезпечити можливість зміни статусу «доступно» або «недоступно» для всіх відповідних активів у його області регулювання на «недоступно» або «доступно», відповідно.

2. ОСП повинен дотримуватися процедури, зазначеної в параграфі 1, тільки за відсутності угоди з агентами планування відключення стосовно рішень для примусових відключень. ОСП повинен повідомити її регуляторному органу.

3. При здійсненні процедури ОСП повинен, наскільки це можливо, дотримуватися технічних обмежень відповідних активів.

4. Агент планування відключення повинен повідомити про примусове відключення одного або більше його відповідних активів ОСП або, у разі приєднання до системи розподілу або до закритої системи розподілу, ОСР або ОЗСР, відповідно, у якнайкоротший строк після початку примусового відключення.

5. Повідомляючи про примусове відключення, агент планування відключення повинен надати таку інформацію:

(a) причину примусового відключення;

(b) очікувану тривалість примусового відключення; та

(c) якщо застосовно, вплив примусового відключення на статус доступності інших відповідних активів, для яких він є агентом планування відключення.

6. Якщо ОСП виявляє, що одне або кілька примусових відключень, зазначених у параграфі 1, можуть призвести до виходу системи передачі з нормального режиму, він повинен повідомити відповідним агентам планування відключення кінцевий термін, після якого операційну безпеку більше неможливо підтримувати, якщо їхні відповідні активи у стані примусового відключення не повернуться до статусу «доступно». Агенти планування відключення повинні повідомити ОСП, чи вони здатні дотримуватися такого кінцевого терміну, і повинні надати вмотивоване обґрунтування, якщо вони не здатні його дотримуватися.

7. Після внесення будь-яких змін до плану доступності у зв’язку з примусовими відключеннями та у строк, встановлений у статтях 7, 10 та 15 Регламенту (ЄС) № 543/2013, відповідний ОСП повинен опублікувати в середовищі даних оперативного планування ENTSO-E останню актуальну інформацію.

Стаття 103 — Виконання планів доступності в реальному часі

1. Кожен власник генеруючого об’єкта повинен забезпечити, щоб усі відповідні генеруючі модулі, які перебувають у його власності і які заявлені зі статусом «доступно», були готові виробляти електроенергію відповідно до їхніх заявлених технічних можливостей, коли це необхідно для підтримання операційної безпеки, окрім як у випадку примусових відключень.

2. Кожен власник генеруючого об’єкта повинен забезпечити, щоб усі відповідні генеруючі модулі, які перебувають у його власності і які заявлені зі статусом «недоступно», не виробляли електроенергію.

3. Кожен власник об’єкта енергоспоживання повинен забезпечити, щоб усі відповідні об’єкти енергоспоживання, які перебувають у його власності і які заявлені зі статусом «недоступно», не споживали електроенергію.

4. Кожен власник відповідних елементів мережі повинен забезпечити, щоб усі відповідні елементи мережі, які перебувають у його власності і які заявлені зі статусом «доступно», були готові передавати електроенергію відповідно до їхніх заявлених технічних можливостей, коли це необхідно для підтримання операційної безпеки, окрім як у випадку примусових відключень.

5. Кожен власник відповідних елементів мережі повинен забезпечити, щоб усі відповідні елементи мережі, які перебувають у його власності і які заявлені зі статусом «недоступно», не передавали електроенергію.

6. Якщо до реалізації статусу «недоступно» або «випробування» відповідного елемента мережі застосовуються спеціальні пов’язані з мережею умови згідно зі статтею 96(6), відповідний ОСП, ОСР або ОЗСР повинен оцінити виконання таких умов до реалізації зазначеного статусу. Якщо такі умови не виконані, він повинен надати команду власнику відповідного елемента мережі не реалізовувати статус «недоступно» або «випробування» чи його частину.

7. Якщо ОСП виявляє, що реалізація статусу «недоступно» або «випробування» відповідного активу призводить або може призвести до виходу системи передачі з нормального режиму, він повинен надати команду власнику відповідного активу, якщо він приєднаний до системи передачі, ОСР або ОЗСР, якщо він приєднаний до системи розподілу або закритої системи розподілу, відкласти реалізацію такого статусу «недоступно» або «випробування» зазначеного відповідного активу, згідно з його командами та наскільки це можливо, з одночасним дотриманням технічних обмежень і меж безпеки.

Розділ 4. ДОСТАТНІСТЬ

Стаття 104 — Прогноз для аналізу достатності області регулювання

Кожен ОСП повинен опублікувати будь-який прогноз, що використовується для аналізів достатності області регулювання відповідно до статей 105 і 107, для всіх інших ОСП у середовищі даних оперативного планування ENTSO-E.

Стаття 105 — Аналіз достатності області регулювання

1. Кожен ОСП повинен провести аналіз достатності області регулювання, оцінивши можливість того, що сума генеруючих потужностей у його області регулювання та потужностей транскордонного імпорту відповідатиме загальному обсягу споживання в його області регулювання за різних операційних сценаріїв, з урахуванням необхідного рівня резервів активної потужності, визначеного у статтях 118 і 119.

2. У ході проведення аналізу достатності області регулювання відповідно до параграфа 1 кожен ОСП повинен:

(a) використовувати останні редакції планів доступності та останні наявні дані стосовно:

(i) можливостей генеруючих модулів, наданих відповідно до статті 43(5) та статей 45 і 51;

(ii) міжзональної пропускної спроможності;

(iii) можливого управління попитом, забезпеченого відповідно до статей 52 і 53;

(b) враховувати внески генерації електроенергії з відновлюваних джерел енергії та споживання;

(c) оцінити ймовірність і очікувану тривалість відсутності достатності, а також очікуваний обсяг енергії, не постачений внаслідок такої відсутності.

3. У якнайкоротший строк після оцінювання відсутності достатності в його області регулювання кожен ОСП повинен повідомити про неї свій регуляторний орган або, якщо це явно передбачено національним правом, інший компетентний орган і, якщо застосовно, будь-яку причетну сторону.

4. У якнайкоротший строк після оцінювання відсутності достатності в його області регулювання кожен ОСП повинен повідомити всіх ОСП з використанням середовища даних оперативного планування ENTSO-E.

Стаття 106 — Достатність області регулювання на період до тижня наперед

1. Кожен ОСП повинен зробити внесок у підготовку загальноєвропейських щорічних літніх і зимових прогнозів достатності генеруючих потужностей, застосовуючи методологію, ухвалену ENTSO-E, яка зазначена у статті 8(3)(f) Регламенту (ЄС) № 714/2009.

2. Двічі на рік кожен ОСП повинен проводити аналіз достатності області регулювання на наступний літній і зимовий період, відповідно, з урахуванням загальноєвропейських сценаріїв, які узгоджуються із загальноєвропейськими щорічними літніми та зимовими прогнозами достатності генеруючих потужностей.

3. Кожен ОСП повинен оновити аналізи достатності області регулювання, якщо він виявить будь-які ймовірні зміни статусу доступності генеруючих модулів, оцінок споживання, оцінок відновлюваних джерел енергії або міжзональної пропускної спроможності, які можуть істотно вплинути на очікувану достатність.

Стаття 107 — Достатність області регулювання на добу наперед і протягом доби

1. Кожен ОСП повинен провести аналіз достатності області регулювання на добу наперед і протягом доби на основі:

(a) графіків, зазначених у статті 111;

(b) прогнозованого обсягу споживання;

(d) резервів активної потужності згідно з даними, наданими відповідно до статті 46(1)(a);

(e) потужностей імпорту та експорту в області регулювання, які узгоджуються з обсягами міжзональної пропускної спроможності, розрахованими, якщо застосовно, відповідно до статті 14 Регламенту (ЄС) 2015/1222;

(f) можливостей генеруючих модулів згідно з даними, наданими відповідно до статті 43(4) і статей 45 та 51, і їхніх статусів доступності; та

(g) можливостей об’єктів енергоспоживання з управлінням попитом згідно з даними, наданими відповідно до статей 52 і 53, і їхніх статусів доступності.

2. Кожен ОСП повинен оцінити:

(a) мінімальний рівень імпорту та максимальний рівень експорту, сумісний з достатністю області регулювання;

(b) очікувану тривалість потенційної відсутності достатності; та

3. Якщо, за результатами аналізу, зазначеного в параграфі 1, достатність не досягнута, кожен ОСП повинен повідомити про відсутність достатності свій регуляторний орган або інший компетентний орган. ОСП повинен надати своєму регуляторному органу або іншому компетентному органу аналіз причин відсутності достатності та запропонувати пом’якшувальні дії.

Розділ 5. ДОПОМІЖНІ ПОСЛУГИ

Стаття 108 — Допоміжні послуги

1. Кожен ОСП повинен здійснювати моніторинг доступності допоміжних послуг.

2.Щодо послуг з регулювання активної та реактивної потужності та в координації з іншими ОСП, у відповідних випадках, кожен ОСП повинен:

(a) підготувати, організувати закупівлі допоміжних послуг та управляти ними;

(b) здійснювати, на основі даних, наданих відповідно до розділу 2 частини II, моніторинг того, чи рівень і розташування допоміжних послуг дають змогу забезпечити операційну безпеку; та

(c) використовувати всі наявні економічно ефективні та доступні засоби для закупівлі необхідного рівня допоміжних послуг.

3. Кожен ОСП повинен публікувати інформацію про рівні резервної потужності, необхідні для підтримання операційної безпеки.

4. Кожен ОСП повинен повідомляти інформацію про доступний рівень резервів активної потужності іншим ОСП, за їх запитом.

Стаття 109 — Допоміжні послуги з регулювання реактивної потужності

1. Для кожного часового періоду оперативного планування кожен ОСП повинен оцінити на основі своїх прогнозів, чи його доступні послуги з регулювання реактивної потужності є достатніми для підтримання операційної безпеки системи передачі.

2. Щоб підвищити ефективність роботи елементів його системи передачі, кожен ОСП повинен здійснювати моніторинг:

(a) доступних можливостей генеруючих модулів щодо реактивної потужності;

(b) доступних можливостей приєднаних до системи передачі об’єктів енергоспоживання щодо реактивної потужності;

(d) доступного приєднаного до системи передачі обладнання, призначеного для подачі реактивної потужності; та

(e) співвідношення активної та реактивної потужності на межі між системою передачі та приєднаними до системи передачі системами розподілу.

3. Якщо рівень допоміжних послуг з регулювання реактивної потужності не достатній для підтримання операційної безпеки, кожен ОСП повинен:

(a) повідомити операторів суміжних систем передачі; та

(b) підготувати й активувати коригувальні дії відповідно до статті 23.

Розділ 6. СКЛАДАННЯ ГРАФІКІВ

Стаття 110 — Встановлення процесів складання графіків

1. При встановленні процесу складання графіків ОСП повинні враховувати та, за необхідності, доповнювати оперативні умови методології надання даних про генерацію та споживання, розробленої згідно зі статтею 16 Регламенту (ЄС) 2015/1222.

2. Якщо торгова зона охоплює тільки одну область регулювання, сфера географічного охоплення області складання графіків дорівнює торговій зоні. Якщо торгова зона охоплює кілька областей регулювання, сфера географічного охоплення області складання графіків дорівнює торговій зоні. Якщо торгова зона охоплює кілька областей регулювання, ОСП у такій торговій зоні можуть спільно вирішити використовувати спільний процес складання графіків, в іншому випадку кожна область регулювання в межах такої торгової зони вважається окремою областю складання графіків.

3. Для кожного генеруючого об’єкта і об’єкта енергоспоживання, відповідно до вимог щодо складання графіків, визначених у національних умовах, відповідний власник повинен призначити або сам діяти в якості агента зі складання графіків.

4. Кожен учасник ринку та торговий агент, відповідно до вимог щодо складання графіків, визначених у національних умовах, повинні призначити або самі діяти в якості агента зі складання графіків.

5. Кожен ОСП, який управляє областю складання графіків, повинен створити механізми, необхідні для опрацювання графіків, наданих агентами зі складання графіків.

6. Якщо область складання графіків охоплює більше ніж одну область регулювання, ОСП, які відповідають за такі області регулювання, повинні узгодити, який ОСП управлятиме областю складання графіків.

Стаття 111 — Повідомлення графіків в областях складання графіків

1. Кожен агент зі складання графіків, за винятком агентів зі складання графіків торгових агентів, повинен подати ОСП, який управляє областю складання графіків, якщо це вимагається таким ОСП, і, якщо застосовно, третій особі такі графіки:

(a) графіки генерації;

(b) графіки споживання;

(d) графіки зовнішньої комерційної торгівлі.

2. Кожен агент зі складання графіків торгового агента або, якщо застосовно, центральний контрагент повинен подати ОСП, який управляє областю складання графіків, що охоплюється об’єднанням ринків, якщо це вимагається відповідним ОСП, і, якщо застосовно, третій особі такі графіки:

(a) графіки зовнішньої комерційної торгівлі у формі:

(i) багатосторонніх обмінів між областю складання графіків і групою інших областей складання графіків;

(ii) двосторонніх обмінів між областю складання графіків та іншою областю складання графіків;

(b) графіки внутрішньої комерційної торгівлі між торговим агентом і центральними контрагентами;

Стаття 112 — Узгодженість графіків

1. Кожен ОСП, який управляє областю складання графіків, повинен перевіряти, чи графіки генерації, споживання, зовнішньої комерційної торгівлі та зовнішні графіки ОСП у його області складання графіків, у цілому, є збалансованими.

2. Для зовнішніх графіків ОСП кожен ОСП повинен узгодити значення графіка з відповідним ОСП.

За відсутності згоди застосовується нижче значення.

3. Для двосторонніх обмінів між двома областями складання графів кожен ОСП повинен узгодити графіки зовнішньої комерційної торгівлі з відповідним ОСП. За відсутності згоди щодо значень графіків зовнішньої комерційної торгівлі застосовується нижче значення.

4. Усі ОСП, які управляють областями складання графіків, повинні перевіряти, чи всі агреговані сальдовані зовнішні графіки між усіма областями складання графіків у межах синхронної області є збалансованими. У разі розбіжностей і відсутності згоди між ОСП щодо значень агрегованих сальдованих зовнішніх графіків застосовуються нижчі значення.

5. Кожен агент зі складання графіків торгового агента або, якщо застосовно, центральний контрагент повинен надати ОСП, за їх запитом, значення графіків зовнішньої комерційної торгівлі в кожній області складання графіків, задіяній в об’єднанні ринків, у формі агрегованих сальдованих зовнішніх графіків.

6. Кожен суб’єкт, що здійснює розрахування планових обмінів, повинен надати ОСП, за їх запитом, значення планових обмінів, пов’язаних з областями складання графіків, задіяними в об’єднанні ринків, у формі агрегованих сальдованих зовнішніх графіків, включно з двосторонніми обмінами між двома областями складання графіків.

Стаття 113 — Надання інформації іншим ОСП

1. За запитом іншого ОСП, ОСП, що отримав запит, повинен розрахувати та надати:

(a) агреговані сальдовані зовнішні графіки; та

(b) сальдовану позицію області за змінними струмом, якщо область складання графіків з’єднана з іншими областями складання графіків лініями електропередачі змінного струму.

2. Якщо це вимагається для створення спільних моделей мережі, згідно зі статтею 70(1), кожен ОСП, який управляє областю складання графіків, повинен надати будь-якому ОСП, що подав запит:

(a) графіки генерації; та

(b) графіки споживання.

Розділ 7. СЕРЕДОВИЩЕ ДАНИХ ОПЕРАТИВНОГО ПЛАНУВАННЯ ENTSO-E

Стаття 114 — Загальні положення щодо середовища даних оперативного планування ENTSO-E

1. У строк до 24 місяців після набуття чинності цим Регламентом ENTSO-E повинна, згідно зі статтями 115, 116 та 117, реалізувати та управляти середовищем даних оперативного планування ENTSO-E для зберігання, обміну та управління всією релевантною інформацією.

2. У строк до 6 місяців після набуття чинності цим Регламентом усі ОСП повинні визначити гармонізований формат даних для обміну даними, що є невід’ємною частиною середовища даних оперативного планування ENTSO-E.

3. Усі ОСП та регіональні координатори безпеки повинні мати доступ до всієї інформації, яка міститься в середовищі даних оперативного планування ENTSO-E.

4. До реалізації середовища даних оперативного планування ENTSO-E усі ОСП можуть обмінюватися релевантними даними між собою та з регіональними координаторами безпеки.

5. ENTSO-E повинна підготувати план забезпечення безперервної роботи, який повинен застосовуватися в разі недоступності її середовища даних оперативного планування.

Стаття 115 — Індивідуальні моделі мережі, спільні моделі мережі та аналіз операційної безпеки

1. У середовищі даних оперативного планування ENTSO-E повинні зберігатися всі індивідуальні моделі мережі та пов’язана релевантна інформація для всіх відповідних часових періодів, визначених у цьому Регламенті, у статті 14(1) Регламенту (ЄС) 2015/1222 та у статті 9 Регламенту (ЄС) 2016/1719.

2. Інформація про індивідуальні моделі мережі, що міститься в середовищі даних оперативного планування ENTSO-E, повинна давати змогу об’єднати їх у спільні моделі мережі.

3. Спільні моделі мережі, створені для кожного із часових періодів, повинні бути доступні в середовищі даних оперативного планування ENTSO-E.

4.Для часового періоду на рік наперед в середовищі даних оперативного планування ENTSO-E повинна бути доступна така інформація:

(a) індивідуальна модель мережі на рік наперед для кожного ОСП та кожного сценарію, визначеного відповідно до статті 66; та

(b) спільна модель мережі для кожного сценарію, визначеного відповідно до статті 67.

5. Для часових періодів на добу наперед і протягом доби в середовищі даних оперативного планування ENTSO-E повинна бути доступна така інформація:

(a) індивідуальні моделі мережі на добу наперед і протягом доби для кожного ОСП згідно із часовим розподілом, визначеним відповідно до статті 70(1);

(b) планові обміни у відповідні моменти часу для кожної області складання графіків або межі області складання графіків, залежно від того, що вважатиме доцільним ОСП, і для кожної системи ПСВН, що з’єднує області складання графіків;

(c) спільні моделі мережі на добу наперед і протягом доби згідно із часовим розподілом, визначеним відповідно до статті 70(1); та

(d) перелік підготовлених і узгоджених коригувальних дій, визначених для подолання обмежень, які мають транскордонне значення.

Стаття 116 — Координація відключення

1. Середовище даних оперативного планування ENTSO-E повинне включати модуль для зберігання та обміну всією релевантною інформацією для координації відключення.

2. Інформація, зазначена в параграфі 1, повинна включати принаймні статус доступності відповідних активів та інформацію про плани доступності, зазначену у статті 92.

Стаття 117 — Достатність системи

1. Середовище даних оперативного планування ENTSO-E повинне включати модуль для зберігання та обміну всією релевантною інформацією для проведення координованого аналізу достатності.

2. Інформація, зазначена в параграфі 1, повинна принаймні включати:

(a) дані про достатність системи на сезон наперед, надані кожним ОСП;

(b) звіт про результати загальноєвропейського аналізу достатності системи на сезон наперед;

(d) інформацію про відсутність достатності згідно зі статтею 105(4).

ЧАСТИНА IV

РЕГУЛЮВАННЯ ЧАСТОТИ ТА ПОТУЖНОСТІ І РЕЗЕРВИ

Розділ 1. ОПЕРАЦІЙНІ УГОДИ

Стаття 118 — Операційні угоди синхронних областей

1. У строк до 12 місяців після набуття чинності цим Регламентом усі ОСП у синхронній області повинні спільно розробити спільні пропозиції щодо:

(a) правил визначення параметрів РПЧ згідно із статтею 153;

(b) додаткових характеристик РПЧ згідно із статтею 154(2);

(d) для синхронних областей континентальної Європи та Північної Європи - цільових параметрів помилки регулювання при відновленні частоти для кожного блоку РЧП згідно зі статтею 128;

(e) методології оцінювання ризику та розвитку ризику виснаження РПЧ у синхронній області згідно зі статтею 131(2);

(f) суб’єкта моніторингу синхронної області згідно зі статтею 133;

(g) розрахування програми регулювання із сальдованої позиції області за змінним струмом з використання спільного періоду лінійної зміни для розрахування ACE для синхронної області з більш ніж однією областю РЧП згідно зі статтею 136;

(h) якщо застосовно, обмежень вихідної активної потужності міжсистемних ліній ПСВН між синхронними областями згідно зі статтею 137;

(i) структури РЧП згідно зі статтею 139;

(j) якщо застосовно, методології зменшення відхилення електричного часу згідно зі статтею 181;

(k) якщо синхронною областю управляє більше ніж один ОСП - конкретного розподілу обов’язків між ОСП згідно зі статтею 141;

(l) операційних процедур у разі виснаження РПЧ згідно зі статтею 152(7);

(m) для синхронних областей Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії - заходів для забезпечення відновлення запасів енергії згідно зі статтею 156(6)(b);

(n) операційних процедур для зменшення відхилення частоти системи для відновлення режиму системи до нормального режиму та обмеження ризику переходу в аварійний режим згідно зі статтею 152(10);

(o) функцій і обов’язків ОСП, які впроваджують процес неттінгу небалансів, процес транскордонної активації РВЧ або процес транскордонної активації РЗ згідно зі статтею 149(2);

(p) вимог щодо доступності, надійності та резервованості технічної інфраструктури згідно зі статтею 151(2);

(q) спільних правил експлуатації в нормальному та передаварійному режимах згідно зі статтею 152(6), а також дій, зазначених у статті 152(15);

(r) для синхронних областей континентальної Європи та Північної Європи - мінімального періоду активації, який повинен бути забезпечений постачальниками РПЧ згідно зі статтею 156(10);

(s) для синхронних областей континентальної Європи та Північної Європи - припущень і методології аналізу витрат і вигід згідно зі статтею 156(11);

(t) якщо застосовно, для синхронних областей, інших ніж континентальна Європа, - обмежень обміну РПЧ між ОСП згідно зі статтею 163(2);

(u) функцій і обов’язків ОСП, що підключає резерви, ОСП, що отримує резерви, і причетного ОСП стосовно обміну РВЧ і РЗ, визначених згідно зі статтею 165(1);

(v) функцій і обов’язків ОСП, що надає можливість регулювання, ОСП, що отримує можливість регулювання, і причетного ОСП стосовно спільного використання РВЧ і РЗ, визначених згідно зі статтею 166(1);

(w) функцій і обов’язків ОСП, що підключає резерви, ОСП, що отримує резерви, і причетного ОСП стосовно обміну резервами між синхронними областями, а також ОСП, що надає можливість регулювання, ОСП, що отримує можливість регулювання, і причетного ОСП стосовно спільного використання резервів між синхронними областями, визначених згідно зі статтею 171(2);

(x) методології визначення обмежень обсягу спільного використання РПЧ між синхронними областями, визначеної згідно зі статтею 174(2);

(y) для синхронних областей Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії - методології визначення мінімального обсягу надання резервної потужності РПЧ згідно зі статтею 174(2)(b);

(z) методології визначення обмежень обсягу обміну РВЧ між синхронними областями, визначеної згідно зі статтею 176(1), і методології визначення обмежень обсягу спільного використання РВЧ між синхронними областями, визначеної відповідно до статті 177(1); та

(aa) методології визначення обмежень обсягу обміну РЗ між синхронними областями, визначеної згідно зі статтею 178(1), і методології визначення обмежень обсягу спільного використання РЗ між синхронними областями, визначеної відповідно до статті 179(1).

2. Усі ОСП у синхронній області повинні подати методології та умови, зазначені у статті 6(3)(d), на затвердження всіма регуляторними органами у відповідній синхронній області. Упродовж 1 місяця після затвердження таких методологій і умов усі ОСП у кожній синхронній області повинні укласти операційну угоду синхронної області, яка набуває чинності протягом 3 місяців після затвердження методологій і умов.

Стаття 119 — Операційні угоди блоків РЧП

1. У строк до 12 місяців після набуття чинності цим Регламентом усі ОСП у кожному блоці РЧП повинні спільно розробити спільні пропозиції щодо:

(a) якщо блок РЧП складається з більш ніж однієї області РЧП - цільових параметрів FRCE для кожної області РЧП, визначених відповідно до статті 128(4);

(b) суб’єкта моніторингу блоку РЧП згідно зі статтею 134(1);

(d) якщо блоком РЧП управляє більше ніж один ОСП - конкретного розподілу обов’язків між ОСП у межах блоку РЧП згідно зі статтею 141(9);

(e) якщо застосовно, призначення ОСП, відповідального за завдання, зазначені у статті 145(6);

(f) додаткових вимог щодо доступності, надійності та резервованості технічної інфраструктури, визначених згідно зі статтею 151(3);

(g) операційних процедур у разі виснаження РВЧ або РЗ згідно зі статтею 152(8);

(h) правил визначення параметрів РВЧ, визначених згідно зі статтею 157(1);

(i) правил визначення параметрів РЗ, визначених згідно зі статтею 160(2);

(j) якщо блоком РЧП управляє більше ніж один ОСП - конкретного розподілу обов’язків, визначених згідно зі статтею 157(3), і, якщо застосовно, конкретного розподілу обов’язків, визначених згідно зі статтею 160(6);

(k) процедури врегулювання проблем на вищих рівнях, визначеної згідно зі статтею 157(4) і, якщо застосовно, процедури врегулювання проблем на вищих рівнях, визначеної згідно зі статтею 160(7);

(l) вимог щодо доступності РВЧ, вимог щодо якості регулювання, визначених згідно зі статтею 158(2), і, якщо застосовно, вимог щодо доступності РЗ і вимог щодо якості регулювання, визначених згідно зі статтею 161(2);

(m) якщо застосовно, будь-яких обмежень обміну РПЧ між різними областями РЧП у синхронній області континентальної Європи та обміну РВЧ або РЗ між областями РЧП блоку РЧП у синхронній області, що складається з більш ніж одного блоку РЧП, визначених згідно зі статтею 163(2), статтею 167 і статтею 169(2);

(n) функцій і обов’язків ОСП, що підключає резерви, ОСП, що отримує резерви, і причетного ОСП стосовно обміну РВЧ та/або РЗ з ОСП в інших блоках РЧП, визначених згідно зі статтею 165(6);

(o) функцій і обов’язків ОСП, що надає можливість регулювання, ОСП, що отримує можливість регулювання, і причетного ОСП стосовно спільного використання РВЧ і РЗ, визначених згідно зі статтею166(7);

(p) функцій і обов’язків ОСП, що надає можливість регулювання, ОСП, що отримує можливість регулювання, і причетного ОСП стосовно спільного використання РВЧ і РЗ між синхронними областями згідно зі статтею 175(2);

(q) заходів координації, спрямованих на зменшення FRCE, які визначені у статті 152(14); та

(r) заходів для зменшення FRCE за допомогою вимог щодо змінення відпуску або споживання активної потужності генеруючих модулів і електроустановок енергоспоживачів згідно зі статтею 152(16).

2. Усі ОСП у кожному блоці РЧП повинні подати методології та умови, зазначені у статті 6(3)(e), на затвердження всіма регуляторними органами у відповідному блоці РЧП. Упродовж 1 місяця після затвердження таких методологій і умов усі ОСП у кожному блоці РЧП повинні укласти операційну угоду блоку РЧП, яка набуває чинності протягом 3 місяців після затвердження методологій і умов.

Стаття 120 — Операційна угода області РЧП

У строк до 12 місяців після набуття чинності цим Регламентом усі ОСП у кожній області РЧП повинні укласти операційну угоду області РЧП, яка повинна включати принаймні:

(a) конкретний розподіл обов’язків між ОСП в області РЧП згідно зі статтею 141(8);

(b) призначення ОСП, відповідального за впровадження та управління процесом відновлення частоти згідно зі статтею 143(4).

Стаття 121 — Операційна угода області моніторингу

У строк до 12 місяців після набуття чинності цим Регламентом усі ОСП у кожній області моніторингу повинні укласти операційну угоду області моніторингу, яка повинна включати принаймні розподіл обов’язків між ОСП у тій самій області моніторингу згідно зі статтею 141(7).

Стаття 122 — Угода про неттінг небалансів

Усі ОСП, які беруть участь у тому самому процесі неттінгу небалансів, повинні укласти угоду про неттінг небалансів, яка повинна включати принаймні функції та обов’язки ОСП згідно зі статтею 149(3).

Стаття 123 — Угода про транскордонну активацію РВЧ

Усі ОСП, які беруть участь у тому самому процесі транскордонної активації РВЧ, повинні укласти угоду про транскордонну активацію РВЧ, яка повинна включати принаймні функції та обов’язки ОСП згідно зі статтею 149(3).

Стаття 124 — Угода про транскордонну активацію РЗ

Усі ОСП, які беруть участь у тому самому процесі транскордонної активації РЗ, повинні укласти угоду про транскордонну активацію РЗ, яка повинна включати принаймні функції та обов’язки ОСП згідно зі статтею 149(3).

Стаття 125 — Угода про спільне використання

Усі ОСП, які беруть участь у тому самому процесі спільного використання РПЧ, РВЧ або РЗ, повинні укласти угоду про спільне використання, яка повинна включати принаймні:

(a) у випадку спільного використання РВЧ або РЗ у синхронній області - функції та обов’язки ОСП, що отримує можливість регулювання, ОСП, що надає можливість регулювання, і причетного ОСП згідно зі статтею 165(3); або

(b) у випадку спільного використання резервів між синхронними областями - функції та обов’язки ОСП, що отримує можливість регулювання, і ОСП, що надає можливість регулювання, згідно зі статтею 171(4), а також процедури у випадку, коли спільне використання резервів між синхронними областями не здійснюється в реальному часі згідно зі статтею 171(9).

Стаття 126 — Угода про обмін

Усі ОСП, які беруть участь у тому самому обміні РПЧ, РВЧ або РЗ, повинні укласти угоду про обмін, яка повинна включати принаймні:

(a) у випадку обміну РВЧ або РЗ у синхронній області - функції та обов’язки ОСП, що підключає резерви, і ОСП, що отримує резерви, згідно зі статтею 165(3); або

(b) у випадку обміну резервами між синхронними областями - функції та обов’язки ОСП, що підключає резерви, і ОСП, що отримує резерви, згідно зі статтею 171(4), а також процедури у випадку, коли обмін резервами між синхронними областями не здійснюється в реальному часі згідно зі статтею 171(9).

Розділ 2. ЯКІСТЬ ЧАСТОТИ

Стаття 127 — Параметри визначення якості частоти та цільові параметри якості частоти

1. Параметри визначення якості частоти включають:

(a) номінальну частоту для всіх синхронних областей;

(b) стандартний діапазон частот для всіх синхронних областей;

(d) максимальне усталене відхилення частоти для всіх синхронних областей;

(e) час відновлення частоти для всіх синхронних областей;

(f) час повернення частоти для синхронних областей Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії;

(g) діапазон відновлення частот для синхронних областей Великобританії, Ірландії/Північної Ірландії та Північної Європи;

(h) діапазон повернення частот для синхронних областей Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії; та

(i) час активації передаварійного режиму для всіх синхронних областей.

2. Номінальна частота становить 50 Гц для всіх синхронних областей.

3. Типові значення параметрів визначення якості частоти, зазначених у параграфі 1, визначені в таблиці 1 додатка III.

4. Цільовий параметр якості частоти є максимальною кількістю хвилин перебування за межами стандартного діапазону частот на рік для кожної синхронної області, а його типове значення для кожної синхронної області визначене в таблиці 2 додатка III.

5. Значення параметрів визначення якості частоти в таблиці 1 додатка III і цільового параметра якості частоти в таблиці 2 додатка III застосовуються, якщо тільки ОСП у синхронній області не запропонує інші значення відповідно до параграфів 6, 7 і 8.

6. Усі ОСП у синхронних областях континентальної Європи та Північної Європи мають право пропонувати в операційній угоді синхронної області значення, відмінні від тих, які визначені в таблицях 1 і 2 додатка ІІІ, для:

(a) часу активації передаварійного режиму;

(b) максимальної кількості хвилин перебування за межами стандартного діапазону частот.

7. Усі ОСП у синхронних областях Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії мають право пропонувати в операційній угоді синхронної області значення, відмінні від тих, які визначені в таблицях 1 і 2 додатка III, для:

(a) часу відновлення частоти;

(b) часу активації передаварійного режиму; та

8. Пропозиція щодо змінення значень відповідно до параграфів 6 та 7 повинна ґрунтуватися на результатах оцінювання зареєстрованих значень частоти системи за період тривалістю принаймні 1 рік і розвитку синхронної області та повинна відповідати таким умовам:

(a) пропонована зміна параметрів визначення якості частоти в таблиці 1 додатка III або цільового параметра якості частоти в таблиці 2 додатка III враховує:

(i) розмір системи, що ґрунтується на обсягах споживання та генерації в синхронній області та інерції синхронної області;

(ii) еталонний інцидент;

(iii) структуру мережі та/або топологію мережі;

(iv) характеристики споживання та генерації;

(v) кількість і реакцію генеруючих модулів у режимі з обмеженою чутливістю до частоти - підвищена частота та в режимі з обмеженою чутливістю до частоти - знижена частота, як означено у статті 13(2) та статті 15(2)(c) Регламенту (ЄС) 2016/631;

(vi) кількість і реакцію електроустановок енергоспоживачів, які працюють із регулюванням частоти в системі за рахунок управління попитом або з дуже швидким регулюванням активної потужності за рахунок управління попитом, як означено у статтях 29 і 30 Регламенту (ЄС) 2016/1388; та

(vii) технічні можливості генеруючих модулів і електроустановок енергоспоживачів;

(b) усі ОСП у синхронній області повинні провести консультації з громадськістю щодо впливу на стейкхолдерів пропонованої зміни параметрів визначення якості частоти в таблиці 1 додатка III або цільового параметра якості частоти в таблиці 2 додатка III.

9. Усі ОСП повинні докладати зусиль для дотримання значень параметрів визначення якості частоти або цільового параметра якості частоти. Усі ОСП повинні принаймні щорічно перевіряти дотримання цільового параметра якості частоти.

Стаття 128 — Цільові параметри FRCE

1. Усі ОСП у синхронних областях континентальної Європи та Північної Європи повинні принаймні щорічно визначати в операційній угоді синхронної області значення діапазону FRCE 1-го рівня та діапазону FRCE 2-го рівня для кожного блоку РЧП у синхронних областях континентальної Європи та Північної Європи.

2. Усі ОСП у синхронних областях континентальної Європи та Північної Європи, якщо вони включають більш ніж один блок РЧП, повинні забезпечити, щоб діапазони FRCE 1-го рівня та діапазони FRCE 2-го рівня для блоків РЧП у таких синхронних областях були пропорційними квадратному кореню суми початкових зобов’язань щодо РПЧ ОСП, які утворюють блоки РЧП, згідно зі статтею 153.

3. Усі ОСП у синхронних областях континентальної Європи та Північної Європи повинні докладати зусиль для дотримання зазначених нижче цільових параметрів FRCE для кожного блоку РЧП у синхронній області:

(a) кількість часових інтервалів на рік за межами діапазону FRCE 1-го рівня, де часовий інтервал дорівнює часу відновлення частоти, повинна становити менше 30% від кількості часових інтервалів на рік; та

(b) кількість часових інтервалів на рік за межами діапазону FRCE 2-го рівня, де часовий інтервал дорівнює часу відновлення частоти, повинна становити менше 5% від кількості часових інтервалів на рік.

4. Якщо блок РЧП складається з більш ніж однієї області РЧП, усі ОСП у блоці РЧП повинні визначити в операційній угоді блоку РЧП значення цільових параметрів FRCE для кожної області РЧП.

5. Для синхронних областей Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії діапазон FRCE 1-го рівня повинен дорівнювати або перевищувати 200 МГц, а діапазон FRCE 2-го рівня повинен дорівнювати або перевищувати 500 МГц.

6. Усі ОСП у синхронних областях Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії повинні докладати зусиль для дотримання зазначених нижче цільових параметрів FRCE в синхронній області:

(a) максимальна кількість часових інтервалів перебування за межами діапазону FRCE 1-го рівня повинна бути меншою або дорівнювати значенню в таблиці в додатку IV, вираженому як відсоток від кількості часових інтервалів на рік;

(b) максимальна кількість часових інтервалів перебування за межами діапазону FRCE 2-го рівня повинна бути меншою або дорівнювати значенню в таблиці в додатку IV, вираженому як відсоток від кількості часових інтервалів на рік.

7. Усі ОСП повинні принаймні щорічно перевіряти дотримання цільових параметрів FRCE.

Стаття 129 — Процес застосування критеріїв

Процес застосування критеріїв повинен включати:

(a) збір даних оцінювання якості частоти; та

(b) розрахування критеріїв оцінювання якості частоти.

Стаття 130 — Дані оцінювання якості частоти

1. Дані оцінювання якості частоти включають:

(a) для синхронної області:

(i) дані про миттєву частоту; та

(ii) дані про миттєве відхилення частоти;

(b) для кожного блоку РЧП у синхронній області - дані про миттєву FRCE.

2. Точність визначення даних про миттєву частоту та даних про миттєву FRCE, якщо вони вимірюються у Гц, повинна бути не гіршою за 1 МГц.

Стаття 131 — Критерії оцінювання якості частоти

1. Критерії оцінювання якості частоти включають:

(a) для синхронної області під час роботи в нормальному режимі або передаварійному режимі, як визначено у статті 18(1) і (2), на місячній основі для даних про миттєву частоту:

(i) середнє значення;

(ii) стандартне відхилення;

(iii) 1-й, 5-й, 10-й, 90-й, 95-й та 99-й процентиль;

(iv) загальний час, протягом якого абсолютне значення миттєвого відхилення частоти перевищувало стандартне відхилення частоти, окремо для від’ємних і додатних миттєвих відхилень частоти;

(v) загальний час, протягом якого абсолютне значення миттєвого відхилення частоти перевищувало максимальне миттєве відхилення частоти, окремо для від’ємних і додатних миттєвих відхилень частоти;

(vi) кількість випадків, коли абсолютне значення миттєвого відхилення частоти в синхронній області перевищувало 200% від стандартного відхилення частоти і миттєве відхилення частоти не було повернуто до значення 50% від стандартного відхилення частоти для синхронної області континентальної Європи та до діапазону відновлення частоти для синхронних областей Великобританії, Ірландії/Північної Ірландії та Північної Європи протягом часу відновлення частоти. Дані повинні визначатися окремо для від’ємних і додатних відхилень частоти;

(vii) для синхронних областей Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії - кількість випадків, коли абсолютне значення миттєвого відхилення частоти перебувало за межами діапазону повернення частоти та не було повернуто до діапазону повернення частоти протягом часу повернення частоти, окремо для від’ємних і додатних відхилень частоти;

(b) для кожного блоку РЧП синхронної області континентальної Європи або Північної Європи під час роботи в нормальному режимі або передаварійному режимі згідно зі статтею 18(1) і (2) на місячній основі:

(i) для набору даних, який містить середні значення FRCE для блоку РЧП протягом часових інтервалів, які дорівнюють часу відновлення частоти:

середнє значення,
стандартне відхилення,
1-й, 5-й, 10-й, 90-й, 95-й та 99-й процентиль,
кількість часових інтервалів, коли середнє значення FRCE перебувало за межами діапазону FRCE 1-го рівня, окремо для від’ємних і додатних значень FRCE, та
кількість часових інтервалів, коли середнє значення FRCE перебувало за межами діапазону FRCE 2-го рівня, окремо для від’ємних і додатних значень FRCE;

(ii) для набору даних, який містить середні значення FRCE для блоку РЧП протягом часових інтервалів тривалістю одна хвилина: кількість випадків протягом місячного періоду, коли значення FRCE перевищувало 60% резервної потужності РВЧ і не повернулося до 15% резервної потужності РВЧ протягом часу відновлення частоти, окремо для додатних і від’ємних значень FRCE;

(c) для блоків РЧП у синхронній області Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії під час роботи в нормальному режимі або передаварійному режимі згідно зі статтею 18(1) та (2) на місячній основі або для набору даних, який містить середні значення FRCE для блоку РЧП протягом часових інтервалів тривалістю одна хвилина: кількість випадків протягом місячного періоду, коли абсолютне значення FRCE перевищувало максимальне усталене відхилення частоти і значення FRCE не повернулося до 10% максимального усталеного відхилення частоти протягом часу відновлення частоти, окремо для додатних і від’ємних значень FRCE.

2. Усі ОСП у синхронній області повинні визначити в операційній угоді синхронної області спільну методологію оцінювання ризику та розвитку ризику виснаження РПЧ у синхронній області. Така методологія повинна використовуватися принаймні щорічно і повинна ґрунтуватися принаймні на даних про миттєву частоту системи за минулий період тривалістю не менше 1 року. Усі ОСП у кожній синхронній області повинні надавати необхідні вхідні дані для такого оцінювання.

Стаття 132 — Процес збору та надання даних

1. Процес збору та надання даних повинен включати:

(a) вимірювання частоти системи;

(b) розрахування даних оцінювання якості частоти; та

2. Процес збору та надання даних повинен здійснюватися суб’єктом моніторингу синхронної області, призначеним згідно зі статтею 133.

Стаття 133 — Суб’єкт моніторингу синхронної області

1. Усі ОСП у синхронній області в операційній угоді синхронної області повинні призначити одного ОСП в такій синхронній області суб’єктом моніторингу синхронної області.

2. Суб’єкт моніторингу синхронної області повинен здійснювати процес збору та надання даних у синхронній області, зазначений у статті 132.

3. Суб’єкт моніторингу синхронної області повинен здійснювати процес застосування критеріїв, зазначений у статті 129.

4. Суб’єкт моніторингу синхронної області повинен збирати дані оцінювання якості частоти в його синхронній області та здійснювати процес застосування критеріїв, у тому числі розрахування критеріїв оцінювання якості частоти, кожні 3 місяці та протягом 3 місяців після завершення аналізованого періоду.

Стаття 134 — Суб’єкт моніторингу блоку РЧП

1. Усі ОСП у блоці РЧП в операційній угоді блоку РЧП повинні призначити одного ОСП в такому блоці РЧП суб’єктом моніторингу блоку РЧП.

2. Суб’єкт моніторингу блоку РЧП повинен збирати дані оцінювання якості частоти для блоку РЧП згідно з процесом застосування критеріїв, зазначеним у статті 129.

3. Кожен ОСП в області РЧП повинен надавати суб’єкту моніторингу блоку РЧП дані вимірювання в області РЧП, необхідні для збору даних оцінювання якості частоти для блоку РЧП.

4. Суб’єкт моніторингу блоку РЧП повинен надавати дані оцінювання якості частоти для блоку РЧП та його областей РЧП принаймні кожні 3 місяці та протягом 2 місяців після завершення аналізованого періоду.

Стаття 135 — Інформація про характеристики споживання та генерації

Згідно зі статтею 40, кожен ОСП, що забезпечує підключення, має право вимагати від ЗКМ надання інформації, необхідної для моніторингу характеристик споживання та генерації, пов’язаних із небалансами. Така інформація може включати:

(a) уставка активної потужності з міткою часу при експлуатації в реальному часі та в майбутньому;

(b) загальну вихідну активну потужність з міткою часу.

Стаття 136 — Період лінійної зміни в синхронній області

Усі ОСП у кожній синхронній області з більш ніж однією областю РЧП повинні визначити в операційній угоді синхронної області загальний період лінійної зміни агрегованих сальдованих графіків між областями РЧП у синхронній області. Розрахування програми регулювання із сальдованої позиції області за змінним струмом для розрахування ACE здійснюється з використанням загального періоду лінійної зміни.

Стаття 137 — Обмеження лінійної зміни вихідної активної потужності

1. Усі ОСП у двох синхронних областях мають право визначити в операційній угоді синхронної області обмеження вихідної активної потужності міжсистемних ліній ПСВН між синхронними областями для обмеження їх впливу на дотримання цільових параметрів якості частоти в синхронній області шляхом визначення комбінованої максимальної швидкості лінійної зміни для всіх міжсистемних ліній ПСВН, які з’єднують одну синхронну область з іншою синхронною областю.

2. Обмеження в параграфі 1 не застосовуються до неттінгу небалансів, зв’язування частоти та транскордонної активації РВЧ і РЗ на міжсистемних лініях ПСВН.

3. Усі ОСП, які забезпечують підключення міжсистемної лінії ПСВН, мають право визначити в операційній угоді блоку РЧП спільні обмеження вихідної активної потужності такої міжсистемної лінії ПСВН між синхронними областями для обмеження її впливу на дотримання цільового параметра FRCE приєднаних блоків РЧП шляхом узгодження періодів лінійної зміни та/або максимальної швидкості лінійної зміни для такої міжсистемної лінії ПСВН. Такі спільні обмеження не застосовуються до неттінгу небалансів, зв’язування частоти та транскордонної активації РВЧ і РЗ на міжсистемних лініях ПСВН. Усі ОСП у синхронній області повинні координувати такі заходи в межах синхронної області.

4. Усі ОСП у блоці РЧП мають право визначити в операційній угоді блоку РЧП зазначені нижче заходи для підтримки дотримання цільового параметра FRCE блоку РЧП та послаблення детермінованих відхилень частоти з урахуванням технологічних обмежень генеруючих модулів і електроустановок енергоспоживачів:

(a) зобов’язання щодо періодів лінійної зміни та/або максимальних значень швидкості лінійної зміни для генеруючих модулів та/або електроустановок енергоспоживачів;

(b) зобов’язання щодо індивідуального часу початку лінійної зміни для генеруючих модулів та/або електроустановок енергоспоживачів у межах блоку РЧП; та

(c) координація лінійної зміни між генеруючими модулями, електроустановками енергоспоживачів і споживанням активної потужності в межах блоку РЧП.

Стаття 138 — Пом’якшення ризику

Якщо значення, розраховані за період тривалістю один календарний рік, для цільових параметрів якості частоти або цільових параметрів FRCE перебувають за межами цільових показників, встановлених для синхронної області або блоку РЧП, усі ОСП у відповідній синхронній області або у відповідному блоці РЧП повинні:

(a) проаналізувати, чи цільові параметри якості частоти або цільові параметри FRCE залишатимуться за межами цільових показників, встановлених для синхронної області або блоку РЧП, і, за наявності обґрунтованого ризику виникнення такої ситуації, проаналізувати причини та розробити рекомендації; та

(b) розробити пом’якшувальні заходи для забезпечення дотримання цільових показників для синхронної області або блоку РЧП у майбутньому.

Розділ 3. СТРУКТУРА РЕГУЛЮВАННЯ ЧАСТОТИ ТА ПОТУЖНОСТІ

Стаття 139 — Основна структура

1. Усі ОСП у кожній синхронній області повинні визначити в операційній угоді синхронної області структуру регулювання частоти та потужності для синхронної області. Кожен ОСП відповідає за впровадження структури регулювання частоти та потужності у своїй синхронній області та експлуатацію згідно з такою структурою.

2. Структура регулювання частоти та потужності в кожній синхронній області повинна включати:

(a) структуру активації процесів згідно зі статтею 140; та

(b) структуру відповідальності за процеси згідно зі статтею 141.

Стаття 140 — Структура активації процесів

1. Структура активації процесів повинна включати:

(a) процес підтримки частоти відповідно до статті 142;

(b) процес відновлення частоти відповідно до статті 143; та

2. Структура активації процесів може включати:

(a) процес заміщення резервів відповідно до статті 144;

(b) процес неттінгу небалансів відповідно до статті 146;

(d) процес транскордонної активації РЗ відповідно до статті 148; та

(e) для синхронної області, іншої ніж континентальна Європа - процес регулювання часу відповідно до статті 181.

Стаття 141 — Структура відповідальності за процеси

1. При визначенні структури відповідальності за процеси всі ОСП у кожній синхронній області повинні враховувати принаймні такі критерії:

(a) розмір та загальну інерцію, у тому числі штучну інерцію синхронної області;

(b) структуру мережі та/або топологію мережі; та

2. У строк до 4 місяців після набуття чинності цим Регламентом усі ОСП у синхронній області повинні спільно розробити спільну пропозицію щодо визначення блоків РЧП, яка повинна відповідати таким вимогам:

(a) область моніторингу відповідає або є частиною тільки однієї області РЧП;

(b) область РЧП відповідає або є частиною тільки одного блоку РЧП;

(d) кожен елемент мережі відповідає або є частиною тільки однієї області моніторингу, тільки однієї області РЧП і тільки одного блоку РЧП.

3. Усі ОСП у кожній синхронній області повинні безперервно розраховувати та здійснювати моніторинг обміну активною потужністю в реальному часі в області моніторингу.

4. Усі ОСП у кожній області РЧП повинні:

(a) здійснювати постійний моніторинг FRCE в області РЧП;

(b) впровадити та здійснювати ПВЧ в області РЧП;

(d) мати право на впровадження одного або кількох процесів, зазначених у статті 140(2).

5. Усі ОСП у кожному блоці РЧП повинні:

(a) докладати зусиль для дотримання цільових параметрів FRCE у блоці РЧП, як визначено у статті 128; та

(b) дотримуватися правил визначення параметрів РВЧ згідно зі статтею 157 і правил визначення параметрів РЗ згідно зі статтею 160.

6. Усі ОСП у кожній синхронній області повинні:

(a) впровадити та здійснювати ППЧ у синхронній області;

(b) дотримуватися правил визначення параметрів РПЧ згідно зі статтею 153; та

7. Усі ОСП у кожній області моніторингу повинні визначити в операційній угоді області моніторингу розподіл обов’язків між ОСП в області моніторингу для виконання обов’язку, визначеного в параграфі 3.

8. Усі ОСП у кожній області РЧП повинні визначити в операційній угоді області РЧП розподіл обов’язків між ОСП в області РЧП для виконання обов’язків, визначених у параграфі 4.

9. Усі ОСП у кожному блоці РЧП повинні визначити в операційній угоді блоку РЧП розподіл обов’язків між ОСП у блоці РЧП для виконання обов’язків, визначених у параграфі 5.

10. Усі ОСП у кожній синхронній області повинні визначити в операційній угоді синхронної області розподіл обов’язків між ОСП у синхронній області для виконання обов’язків, визначених у параграфі 6.

11. Усі ОСП у двох або більше областях РЧП, з’єднаних міжсистемними лініями, мають право сформувати блок РЧП у разі виконання вимог до блоку РЧП, визначених у параграфі 5.

Стаття 142 — Процес підтримки частоти

1. Метою регулювання ППЧ є стабілізація частоти системи шляхом активації РПЧ.

2. Загальна характеристика активації РПЧ у синхронній області повинна відображати монотонне зниження активації РПЧ як функцію відхилення частоти.

Стаття 143 — Процес відновлення частоти

1. Метою регулювання ПВЧ є:

(a) зменшення FRCE до нуля протягом часу відновлення частоти;

(b) для синхронних областей континентальної Європи та Північної Європи - поступова заміна активованих РПЧ активацією РВЧ згідно зі статтею 145.

2. FRCE є:

(a) ACE області РЧП, якщо синхронна область включає більше ніж одну області РЧП; або

(b) відхиленням частоти, якщо блоку РЧП та синхронній області відповідає одна область РЧП.

3. ACE області РЧП розраховують як суму добутку К-фактора області РЧП та відхилення частоти та різниці між:

(a) загальним перетоком активної потужності через міжсистемну лінію та віртуальну з’єднувальну лінію; та

(b) програмою регулювання згідно зі статтею 136.

4. Якщо область РЧП складається з більш ніж однієї області моніторингу, усі ОСП в області РЧП повинні призначити в операційній угоді області РЧП одного ОСП, відповідального за впровадження та здійснення процесу відновлення частоти.

5. Якщо область РЧП складається з більше ніж однієї області моніторингу, процес відновлення частоти в такій області РЧП повинен надавати можливість регулювання обміну активною потужністю в кожній області моніторингу до досягнення значення, визначеного як безпечне на основі результатів аналізу операційної безпеки в реальному часі.

Стаття 144 — Процес заміщення резервів

1. Метою регулювання ПЗР є досягнення принаймні однієї із зазначених нижче цілей шляхом активації РЗ:

(a) поступове відновлення активованих РВЧ;

(b) підтримка активації РВЧ;

2. ПЗР здійснюють шляхом надання команд на ручну активацію резервів для досягнення мети регулювання згідно з параграфом 1.

Стаття 145 — Автоматичний і ручний процес відновлення частоти

1. Кожен ОСП у кожній області РЧП повинен впровадити автоматичний процес відновлення частоти (аПВЧ) і ручний процес відновлення частоти (рПВЧ).

2. У строк до 2 років після набуття чинності цим Регламентом кожен ОСП у синхронних областях Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії може подати компетентним регуляторним органам пропозицію щодо незастосування аПВЧ. Такі пропозиції повинні містити аналіз витрат і вигід, який доводить, що застосування аПВЧ призведе до вищих витрат порівняно з вигодами. У разі затвердження пропозиції компетентними регуляторними органами відповідні ОСП і регуляторні органи повинні здійснювати переоцінку такого рішення кожні 4 роки.

3. Якщо область РЧП складається з більш ніж однієї області моніторингу, усі ОСП в області РЧП повинні визначити в операційній угоді області РЧП процес впровадження аПВЧ і рПВЧ. Якщо блок РЧП складається з більш ніж однієї області РЧП, усі ОСП в областях РЧП повинні визначити в операційній угоді блоку РЧП процес впровадження рПВЧ.

4. аПВЧ повинен здійснюватися у формі замкнутого циклу, де FRCE є вхідними даними, а уставка для активації автоматичних РВЧ - результатом. Уставка для активації автоматичних РВЧ розраховує єдиний регулятор відновлення частоти, яким управляє ОСП у його області РЧП. Для синхронних областей континентальної Європи та Північної Європи регулятор відновлення частоти повинен:

(a) бути автоматичний регулювальним пристроєм, призначеним для зменшення FRCE до нуля;

(b) мати пропорційно-інтегральну характеристику;

(c) мати алгоритм управління, який не дає інтегральній складовій пропорційно-інтегрального регулятора накопичувати помилку регулювання та відхилення від заданого значення; та

(d) мати функціональні можливості для надзвичайних режимів роботи у передаварійному та аварійному режимах.

5. рПВЧ здійснюють шляхом надання команд на активацію ручних РВЧ для досягнення мети регулювання згідно зі статтею 143(1).

6. На додаток до впровадження аПВЧ в областях РЧП, усі ОСП блоку РЧП, який складається з більш ніж однієї області РЧП, повинні мати право на призначення в операційній угоді блоку РЧП одного ОСП у блоці РЧП для:

(a) розрахування та моніторингу FRCE у всьому блоці РЧП; та

(b) врахування FRCE у всьому блоці РЧП для розрахування уставки для активації аРВЧ згідно зі статтею 143(3) на додаток до FRCE в його області РЧП.

Стаття 146 — Процес неттінгу небалансів

1. Метою регулювання процесу неттінгу небалансів є зниження обсягу одночасних активацій РВЧ у протилежних напрямках у різних областях РЧП, що беруть участь, шляхом обміну потужністю для неттінгу небалансів.

2. Кожен ОСП має право впроваджувати процес неттінгу небалансів для областей РЧП у межах одного блоку РЧП, між різними блоками РЧП або між різними синхронними областями шляхом укладення угоди про неттінг небалансів.

3. ОСП повинні здійснювати процес неттінгу небалансів у спосіб, що не впливає:

(a) на стабільність ППЧ у синхронній області або синхронних областях, які беруть участь у процесі неттінгу небалансів;

(b) стабільність ПВЧ і ПЗР у кожній області РЧП, якою управляють ОСП, що беруть участь, або причетні ОСП; та

4. ОСП повинні здійснювати обмін потужністю для неттінгу небалансів між областями РЧП у синхронній області принаймні одним із зазначених нижче способів:

(a) шляхом визначення перетоку активної потужності по віртуальній з’єднувальній лінії, що має бути включений до розрахунку FRCE;

(b) шляхом коригування перетоків активної потужності по міжсистемних лініях ПСВН.

5. ОСП повинні здійснювати обмін потужністю для неттінгу небалансів між областями РЧП у різних синхронних областях шляхом коригування перетоків активної потужності по міжсистемних лініях ПСВН.

6. ОСП повинні здійснювати обмін потужністю для неттінгу небалансів в області РЧП так, щоб не перевищувати фактичний обсяг активації РВЧ, необхідний для зменшення FRCE в такій області РЧП до нуля без обміну потужністю для неттінгу небалансів.

7. Усі ОСП, які беруть участь в одному процесі неттінгу небалансів, повинні забезпечити, щоб сума всіх обмінів потужністю для неттінгу небалансів дорівнювала нулю.

8. Процес неттінгу небалансів повинен включати резервний механізм, який забезпечує, щоб обмін потужністю для неттінгу небалансів в кожній області РЧП дорівнював нулю або був обмежений величиною, при якій можна гарантувати операційну безпеку.

9. Якщо блок РЧП складається з більш ніж однієї області РЧП і резервну потужність РВЧ та резервну потужність РЗ розраховують на основі небалансів у блоці РЧП, усі ОСП в тому самому блоці РЧП повинні впровадити процес неттінгу небалансів і обмінюватися максимальним обсягом потужності для неттінгу небалансів, визначеним у параграфі 6, з іншими областями РЧП у межах того самого блоку РЧП.

10. Якщо процес неттінгу небалансів впроваджують в областях РЧП у різних синхронних областях, усі ОСП повинні обмінюватися максимальним обсягом потужності для неттінгу небалансів, визначеним у параграфі 6, з іншими ОСП у тій самій синхронній області, які беруть участь у такому процесі неттінгу небалансів.

11. Якщо процес неттінгу небалансів впроваджують в областях РЧП, які не входять до того самого блоку РЧП, усі задіяні ОСП у блоках РЧП повинні виконувати обов’язки у статті 141(5) щодо обміну потужністю для неттінгу небалансів.

Стаття 147 — Процес транскордонної активації РВЧ

1. Метою регулювання процесу транскордонної активації РВЧ є надання ОСП можливості здійснювати ПВЧ шляхом обміну потужністю при відновленні частоти між областями РЧП.

2. Кожен ОСП має право впроваджувати процес транскордонної активації РВЧ для областей РЧП у межах одного блоку РЧП, між різними блоками РЧП або між різними синхронними областями шляхом укладання угоди про транскордонну активацію РВЧ.

3. ОСП повинні здійснювати процес транскордонної активації РВЧ у спосіб, що не впливає на:

(a) стабільність ППЧ у синхронній області або синхронних областях, які беруть участь у процесі транскордонної активації РВЧ;

(b) стабільність ПВЧ і ПЗР у кожній області РЧП, якою управляють ОСП, що беруть участь, або причетні ОСП; та

4. ОСП повинні здійснювати обмін потужністю при відновленні частоти між областями РЧП в одній синхронній області шляхом здійснення однієї із зазначених нижче дій:

(a) визначення перетоку активної потужності по віртуальній з’єднувальній лінії, що має бути включений до розрахунку FRCE, якщо активація РВЧ є автоматичною;

(b) коригування програми регулювання або визначення перетоку активної потужності по віртуальній з’єднувальній лінії між областями РЧП, якщо активація РВЧ є ручною; або

5. ОСП повинні здійснювати обмін потужністю при відновленні частоти між областями РЧП у різних синхронних областях шляхом коригування перетоків активної потужності по міжсистемних з’єднувальних лініях ПСВН.

6. Усі ОСП, які беруть участь в одному процесі транскордонної активації РВЧ, повинні забезпечити, щоб сума всіх обмінів потужністю при відновленні частоти дорівнювала нулю.

7. Процес транскордонної активації РВЧ повинен включати резервний механізм, який забезпечує, щоб обмін потужністю при відновленні частоти в кожній області РЧП дорівнював нулю або був обмежений величиною, при якій можна гарантувати операційну безпеку.

Стаття 148 — Процес транскордонної активації РЗ

1. Метою регулювання процесу транскордонної активації РЗ є надання ОСП можливості здійснювати ПЗР шляхом реалізації програми регулювання між областями РЧП.

2. Кожен ОСП має право впроваджувати процес транскордонної активації РЗ для областей РЧП у межах одного блоку РЧП, між різними блоками РЧП або між різними синхронними областями шляхом укладання угоди про транскордонну активацію РЗ.

3. ОСП повинні здійснювати процес транскордонної активації РЗ у спосіб, що не впливає на:

(a) стабільність ППЧ у синхронній області або синхронних областях, які беруть участь у процесі транскордонної активації РЗ;

(b) стабільність ПВЧ і ПЗР у кожній області РЧП, якою управляють ОСП, що беруть участь, або причетні ОСП; та

4. ОСП повинні реалізувати програму регулювання між областями РЧП в одній синхронній області шляхом здійснення принаймні однієї із зазначених нижче дій:

(a) визначення перетоку активної потужності по віртуальній з’єднувальній лінії, що має бути включений до розрахунку FRCE;

(b) коригування програми регулювання; або

5. ОСП повинні реалізувати програму регулювання між областями РЧП у різних синхронних областях шляхом коригування перетоків активної потужності по міжсистемних лініях ПСВН.

6. Усі ОСП, які беруть участь в одному процесі транскордонної активації РЗ, повинні забезпечити, щоб сума всіх програм регулювання дорівнювала нулю.

7. Процес транскордонної активації РЗ повинен включати резервний механізм, який забезпечує, щоб програма регулювання в кожній області РЧП дорівнювала нулю або була обмежений величиною, при якій можна гарантувати операційну безпеку.

Стаття 149 — Загальні вимоги до процесів транскордонного регулювання

1. Усі ОСП, які беруть участь в обміні або спільному використанні РВЧ або РЗ, повинні впровадити процес транскордонної активації РВЧ або РЗ, залежно від випадку.

2. Усі ОСП у синхронній області повинні визначити в операційній угоді синхронної області функції та обов’язки ОСП, які здійснюють процес неттінгу небалансів, процес транскордонної активації РВЧ або процес транскордонної активації РЗ між областями РЧП у різних блоках РЧП або в різних синхронних областях.

3. Усі ОСП, які беруть участь в одному процесі неттінгу небалансів, процесі транскордонної активації РВЧ або процесі транскордонної активації РЗ, повинні визначити у відповідних угодах функції та обов’язки всіх ОСП, зокрема:

(a) надання всіх вхідних даних, необхідних для:

(i) розрахування обміну потужності відносно меж операційної безпеки; та

(ii) проведення аналізу операційної безпеки в реальному часі ОСП, які беруть участь, або причетними ОСП;

(b) відповідальність за розрахування обміну потужністю; та

4. Без обмеження статті 146(9), (10) та (11) і в рамках угод, зазначених у статтях 122, 123 і 124, усі ОСП, які бурують участь в одному процесі неттінгу небалансів, процесі транскордонної активації РВЧ або процесі транскордонної активації РЗ, мають право визначити послідовний підхід до розрахування обміну потужністю. Послідовне розрахування обміну потужністю повинне давати змогу будь-якій групі ОСП, які управляють областями РЧП або блоками РЧП, з’єднаними через міжсистемними лініями, обмінюватися потужністю при неттінгу небалансів, відновленні частоти або заміщенні резервів між собою до обміну з іншими ОСП.

Стаття 150 — Повідомлення ОСП

1. ОСП, які мають намір здійснити право на впровадження процесу неттінгу небалансів, процесу транскордонної активації РВЧ, процесу транскордонної активації РЗ, обміну резервами або спільного використання резервів повинні, за 3 місяці до здійснення такого права, повідомити всіх інших ОСП в тій самій синхронній області про:

(a) задіяних ОСП;

(b) очікуваний обсяг обміну потужністю в рамках процесу неттінгу небалансів, процесу транскордонної активації РВЧ або процесу транскордонної активації РЗ;

(d) строки обміну або спільного використання резервів.

2. Якщо процес неттінгу небалансів, процес транскордонної активації РВЧ або процес транскордонної активації РЗ впроваджують в областях РЧП, які не входять до того самого блоку РЧП, кожен ОСП у відповідних синхронних областях має право оголосити себе причетним ОСП для всіх ОСП у синхронній області на основі результатів аналізу операційної безпеки протягом 1 місяця після отримання повідомлення відповідно до параграфа 1.

3. Причетний ОСП має право:

(a) вимагати надання значень обміну потужністю при неттінгу небалансів, обміну потужністю при відновленні частоти та програми регулювання в реальному часі, необхідних для аналізу операційної безпеки в реальному часі; та

(b) вимагати впровадження операційної процедури, що дає змогу причетному ОСП встановлювати обмеження обміну потужністю при неттінгу небалансів, обміну потужністю при відновленні частоти та програми регулювання між відповідними областями РЧП на основі результатів аналізу операційної безпеки в реальному часі.

Стаття 151 — Інфраструктура

1. Усі ОСП повинні оцінити, яка технічна інфраструктура необхідна для впровадження та здійснення процесів, зазначених у статті 140, і вважається критичною відповідно до плану забезпечення безпеки, зазначеного у статті 26.

2. Усі ОСП у синхронній області повинні визначити в операційній угоді синхронної області мінімальні вимоги щодо доступності, надійності та резервованості технічної інфраструктури, зазначеної в параграфі 1, які включають:

(a) точність, часовий розподіл, доступність і резервованість вимірювань перетоків активної потужності та віртуальних з’єднувальних ліній;

(b) доступність і резервованість цифрових систем регулювання;

(d) протоколи комунікації.

3. Усі ОСП у блоці РЧП повинні визначити в операційній угоді блоку РЧП додаткові вимоги щодо доступності, надійності та резервованості технічної інфраструктури.

4. Кожен ОСП в області РЧП повинен:

(a) забезпечити достатню якість і доступність розрахунку FRCE;

(b) здійснювати моніторинг якості розрахунку FRCE в реальному часі;

(d) якщо FRCE визначається ACE, здійснювати моніторинг ex-post якості розрахунку FRCE шляхом порівняння FRCE з референтними значеннями принаймні на щорічній основі.

Розділ 4. ЗДІЙСНЕННЯ РЕГУЛЮВАННЯ ЧАСТОТИ ТА ПОТУЖНОСТІ

Стаття 152 — Режими системи, пов’язані із частотою системи

1. Кожен ОСП повинен здійснювати управління своєю областю регулювання з достатнім резервом активної потужності на завантаження/розвантаження, який може включати спільно використовувані або обмінені резерви, для врегулювання небалансів між попитом і пропозицією в його області регулювання. Кожен ОСП повинен регулювати FRCE, як означено у статті 143, для досягнення необхідної якості частоти в синхронній області у співпраці з іншими ОСП у тій самій синхронній області.

2. Кожен ОСП повинен здійснювати моніторинг близько до реального часу графіків генерації та споживання, перетоків потужності, відпусків і відборів на вузлах та інших параметрів у його області регулювання, які мають значення для прогнозування ризику відхилення частоти, і повинен вживати, у координації з іншими ОСП у його синхронній області, заходів для обмеження негативного впливу на баланс між генерацією та споживанням.

3. Усі ОСП у кожній синхронній області повинні визначити обмін даними в реальному часі згідно зі статтею 42, які повинні включати:

(a) режим роботи системи передачі згідно зі статтею 18; та

(b) дані вимірювань в реальному часі FRCE блоків РЧП і областей РЧП у синхронній області.

4. Суб’єкт моніторингу синхронної області повинен визначати режим системи відносно частоти системи згідно зі статтею 18(1) та (2).

5. Суб’єкт моніторингу синхронної області повинен забезпечити інформування всіх ОСП у синхронній області, якщо відхилення частоти системи відповідатиме одному із критеріїв передаварійного режиму, зазначеному у статті 18.

6. Усі ОСП у синхронній області повинні визначити в операційній угоді синхронної області спільні правила здійснення регулювання частоти та потужності в нормальному режимі та передаварійному режимі.

7. Усі ОСП у синхронних областях Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії повинні визначити в операційній угоді синхронної області операційні процедури в разі виснаження РПЧ. У рамках таких операційних процедур ОСП у синхронній області повинні мати право вимагати змінення виробництва або споживання активної потужності генеруючими модулями та електроустановками енергоспоживачів.

8. Усі ОСП у блоці РЧП повинні визначити в операційній угоді блоку РЧП операційні процедури в разі виснаження РВЧ або РЗ. У рамках таких операційних процедур ОСП у блоці РЧП повинні мати право вимагати змінення виробництва або споживання активної потужності генеруючими модулями та електроустановками енергоспоживачів.

9. ОСП у блоці РЧП повинні докладати зусиль для запобігання FRCE, що триває довше часу відновлення частоти.

10. Усі ОСП у синхронній області повинні визначити в операційній угоді синхронної області операційні процедури в передаварійному режимі, що виник внаслідок порушення меж частоти системи. Такі операційні процедури повинні бути спрямовані на зменшення відхилення частоти системи для відновлення режиму системи до нормального режиму та обмеження ризику переходу в аварійний режим. Вони повинні включати право ОСП відступати від обов’язку, визначеного у статті 143(1).

11. Якщо система перебуває в передаварійному режимі внаслідок недостатності резервів активної потужності згідно зі статтею 18, ОСП у відповідних блоках РЧП повинні, у тісній співпраці з іншими ОСП у синхронній області та ОСП в інших синхронних областях, здійснити дії для відновлення та заміщення необхідних рівнів резервів активної потужності. З цією метою ОСП у блоці РЧП повинні мати право вимагати змінення виробництва або споживання активної потужності генеруючими модулями або електроустановками енергоспоживачів в області регулювання для зменшення або усунення порушення вимог до резерву активної потужності.

12. Якщо середня за 1 хвилину FRCE у блоці РЧП вище діапазону FRCE 2-го рівня принаймні протягом часу, необхідного для відновлення частоти, і якщо ОСП у блоці РЧП не очікують, що FRCE буде достатньо зменшена шляхом здійснення дій, зазначених у параграфі 15, ОСП повинні мати право вимагати змінення виробництва або споживання активної потужності генеруючими модулями та електроустановками енергоспоживачів у їхніх відповідних областях для зменшення FRCE, як вказано в параграфі 16.

13. У синхронних областях континентальної Європи та Північної Європи, якщо FRCE у блоці РЧП перевищує 25% величини еталонного інциденту понад 30 хвилин поспіль і якщо ОСП у такому блоці РЧП не очікують, що FRCE буде достатньо зменшена шляхом здійснення дій, зазначених у параграфі 15, ОСП повинні мати право вимагати змінення виробництва або споживання активної потужності генеруючими модулями та електроустановками енергоспоживачів у їхніх відповідних областях для зменшення FRCE, як вказано в параграфі 16.

14. Суб’єкт моніторингу блоку РЧП відповідає за виявлення будь-якого порушення обмежень, зазначених у параграфах 12 та 13, а також:

(a) повинен поінформувати інших ОСП у блоці РЧП; та

(b) разом з ОСП у блоці РЧП повинен здійснити координовані дії для зменшення FRCE, які мають бути визначені в операційній угоді блоку РЧП.

15. Щодо випадків, зазначених у параграфах 11-13, усі ОСП у кожній синхронній області повинні визначити в операційній угоді синхронної області заходи для надання можливості ОСП у блоці РЧП активно зменшувати відхилення частоти шляхом транскордонної активації резервів. У випадках, зазначених у параграфах 11-13, ОСП у синхронній області повинні докладати зусиль, щоб надати ОСП у відповідному блоці РЧП можливість зменшення їхньої FRCE.

16. ОСП у блоці РЧП повинні визначити в операційній угоді блоку РЧП заходи для зменшення FRCE за рахунок змінення виробництва або споживання активної потужності генеруючими модулями та електроустановками енергоспоживачів у їхній області.

Розділ 5. РЕЗЕРВИ ПІДТРИМКИ ЧАСТОТИ

Стаття 153 — Визначення параметрів РПЧ

1. Усі ОСП у кожній синхронній області повинні принаймні щорічно визначати резервну потужність РПЧ, необхідну для синхронної області, і початкове зобов’язання щодо РПЧ для кожного ОСП згідно з параграфом 2.

2. Усі ОСП у кожній синхронній області повинні визначити в операційній угоді синхронної області правила визначення параметрів згідно з такими критеріями:

(a) резервна потужність РПЧ, необхідна для синхронної області, повинна покривати принаймні величину еталонного інциденту та, для синхронних областей континентальної Європи та Північної Європи, результати ймовірнісного підходу до визначення параметрів, застосованого відповідно до пункту (c);

(b) величину еталонного інциденту визначають згідно з такими умовами:

(i) для синхронної області континентальної Європи величина еталонного інциденту становить 3000 МВт у додатному напрямку та 3000 МВт у від’ємному напрямку;

(ii) для синхронних областей Великобританії, Ірландії/Північної Ірландії та Північної Європи еталонним інцидентом є найбільший небаланс, який може виникнути внаслідок миттєвої зміни активної потужності, як-от активної потужності одного генеруючого модуля, одного об’єкта енергоспоживання або однієї міжсистемної лінії ПСВН, або внаслідок відключення лінії ЗС, або він є максимальною миттєвою втратою споживання активної потужності внаслідок відключення однієї або двох точок приєднання. Величину еталонного інциденту визначають окремо для додатних і від’ємних величин;

(c) для синхронних областей континентальної Європи та Північної Європи всі ОСП у синхронній області мають право визначати ймовірнісний підхід до визначення параметрів РПЧ з урахуванням характеристик споживання, генерації та інерції, включно зі штучною інерцією, а також доступних засобів для забезпечення мінімальної інерції при експлуатації в режимі реального часу згідно з методологією, зазначеною у статті 39, з метою зниження ймовірності виникнення недостатності РПЧ до одного разу на 20 років або менше; та

(d) частки резервної потужності РПЧ, необхідні для кожного ОСП у якості початкового зобов’язання щодо РПЧ, повинні ґрунтуватися на сумі чистих обсягів генерації та споживання в його області регулювання, поділеній на суму чистих обсягів генерації та споживання в синхронній області за 1 рік.

Стаття 154 — Мінімальні технічні вимоги до РПЧ

1. Кожен ОСП, що підключає резерви, повинен забезпечити, щоб РПЧ відповідали характеристикам, вказаним для його синхронної області в таблиці додатка V.

2. Усі ОСП у синхронній області мають право визначити в операційній угоді синхронної області загальні додаткові характеристики РПЧ, необхідні для забезпечення операційної безпеки в синхронній області, за допомогою набору технічних параметрів і в межах діапазонів, зазначених у статті 15(2)(d) Регламенту (ЄС) 2016/631 і статтях 27 та 28 Регламенту (ЄС) 2016/1388. Такі загальні додаткові характеристики РПЧ повинні враховувати встановлену потужність, структуру та характеристики споживання та генерації в синхронній області. ОСП повинні застосовувати перехідний період для впровадження додаткових характеристик, визначений після консультацій з відповідними постачальниками РПЧ.

3. ОСП, що підключає резерви, має право визначити додаткові вимоги до груп постачання РПЧ у межах діапазонів, зазначених у статті 15(2)(d) Регламенту (ЄС) 2016/631 і статтях 27 та 28 Регламенту (ЄС) 2016/1388, для забезпечення операційної безпеки. В основі таких додаткових вимог повинні лежати технічні причини, такі як географічний розподіл генеруючих модулів або електроустановок енергоспоживачів, які входять до групи постачання РПЧ. Постачальник РПЧ повинен забезпечити можливість моніторингу активації РПЧ одиницями постачання РПЧ у межах групи постачання РПЧ.

4. ОСП, що підключає резерви, має право виключити групи постачання РПЧ із постачання РПЧ для забезпечення операційної безпеки. В основі такого виключення повинні лежати технічні причини, такі як географічний розподіл генеруючих модулів або електроустановок енергоспоживачів, які входять до групи постачання РПЧ.

5. Кожна одиниця постачання РПЧ і кожна група постачання РПЧ повинні мати тільки одного ОСП, що підключає резерви.

6. Кожна одиниця постачання РПЧ і кожна група постачання РПЧ повинні дотримуватися характеристик, що вимагаються для РПЧ у таблиці в додатку V, і будь-яких додаткових характеристик або вимог, визначених згідно з параграфами 2 та 3, і активувати узгоджені РПЧ за допомогою пропорційного регулятора, який реагує на відхилення частоти, або, у якості альтернативи, на основі монотонної шматочно-лінійної характеристики потужності та частоти у випадку РПЧ з релейною активацією. Вони мають бути здатні активувати РПЧ у межах діапазонів частот, вказаних у статті 13(1) Регламенту (ЄС) 2016/631.

7. Кожен ОСП у синхронній області континентальної Європи повинен забезпечити, щоб комбінована реакція РПЧ в області РЧП відповідала таким вимогам:

(a) активація РПЧ не повинна штучно затримуватися і повинна починатися якнайшвидше після виникнення відхилення частоти;

(b) якщо відхилення частоти дорівнює або перевищує 200 МГц, принаймні 50% повної потужності РПЧ повинні бути надані не пізніше ніж через 15 секунд;

(c) якщо відхилення частоти дорівнює або перевищує 200 МГц, принаймні 100% повної потужності РПЧ повинні бути надані не пізніше ніж через 30 секунд;

(d) якщо відхилення частоти дорівнює або перевищує 200 МГц, активація повної потужності РПЧ повинна зростати принаймні лінійно протягом періоду тривалістю від 15 до 30 секунд; та

(e) якщо відхилення частоти менше за 200 МГц, пов’язана потужність активованих РПЧ повинна бути принаймні пропорційною тим самим часовим характеристикам, які зазначені в пунктах (a)-(d).

8. Кожен ОСП, що підключає резерви, повинен здійснювати моніторинг його внеску у ППЧ і активації його РПЧ відносно його зобов’язання щодо РПЧ, включно з одиницями постачання РПЧ і групами постачання РПЧ. Кожен постачальник РПЧ повинен надавати ОСП, що підключає резерви, принаймні зазначену нижче інформацію стосовно кожної з одиниць постачання РПЧ і груп постачання РПЧ:

(a) статус з міткою часу, що вказує, чи РПЧ введено чи виведено;

(b) дані про активну потужність із міткою часу, необхідні для перевірки активації РПЧ, у тому числі дані про миттєву активну потужність із міткою часу;

(c) статизм регулятора для генеруючих модулів типу C та D, як визначено у статті 5 Регламенту (ЄС) 2016/631, які діють як одиниці постачання РПЧ, або його еквівалентний параметр для груп постачання РПЧ, які складаються з модулів типу A та/або типу B, як визначено у статті 5 Регламенту (ЄС) 2016/631, та/або електроустановок енергоспоживачів із регулюванням активної потужності за рахунок управління попитом, як визначено у статті 28 Регламенту (ЄС) 2016/1388.

9. Кожен постачальник РПЧ повинен мати право агрегувати відповідні дані для більш ніж однієї одиниці постачання РПЧ, якщо максимальна потужність агрегованих одиниць менша ніж 1,5 МВт і можливе чітке підтвердження активації РПЧ.

10. За запитом ОСП, що підключає резерви, постачальник РПЧ повинен надавати інформацію, зазначену в параграфі 9, в реальному часі із часовим інтервалом принаймні 10 секунд.

11. За запитом ОСП, що підключає резерви, і якщо це необхідно для підтвердження активації РПЧ, постачальник РПЧ повинен надавати дані, зазначені в параграфі 9, стосовно технічних установок, які є частиною тієї самої одиниці постачання РПЧ.

Стаття 155 — Процес попередньої кваліфікації РПЧ

1. Упродовж 12 місяців після набуття чинності цим Регламентом кожен ОСП повинен розробити процес попередньої кваліфікації РПЧ і повинен оприлюднити детальні дані про процес попередньої кваліфікації РПЧ.

2. Потенційний постачальник РПЧ повинен довести ОСП, що підключає резерви, що він виконує технічні та додаткові вимоги, визначені у статті 154, шляхом успішного проходження процесу попередньої кваліфікації потенційних одиниць постачання РПЧ або груп постачання РПЧ, описаного у параграфах 3-6 цієї статті.

3. Потенційний постачальник РПЧ повинен подати ОСП, що підключає резерви, офіційну заяву з необхідною інформацією щодо потенційних одиниць постачання РПЧ або груп постачання РПЧ. Протягом 8 тижнів після отримання заяви ОСП, що підключає резерви, повинен підтвердити повноту заяви. Якщо ОСП, що підключає резерви, вважає, що заява неповна, потенційний постачальник РПЧ повинен надати необхідну додаткову інформацію протягом 4 тижнів після отримання запиту про надання додаткової інформації. Якщо потенційний постачальник РПЧ не надасть запитану інформацію протягом указаного строку, заява вважається відкликаною.

4. Упродовж 3 місяців після підтвердження повноти заяви ОСП, що підключає резерви, повинен оцінити надану інформацію та вирішити, чи потенційні одиниці постачання РПЧ або групи постачання РПЧ відповідають критеріям попередньої кваліфікації РПЧ. ОСП, що підключає резерви, повинен повідомити своє рішення потенційному постачальнику РПЧ.

5. Якщо відповідність певним вимогам цього Регламенту вже була перевірена ОСП, що підключає резерви, вона визнається у процесі попередньої кваліфікації.

6. Кваліфікація одиниць постачання РПЧ або груп постачання РПЧ підлягає переоцінюванню:

(a) принаймні кожні 5 років;

(b) у разі зміни технічних вимог, вимог щодо доступності або обладнання;

Стаття 156 — Постачання РПЧ

1. Усі ОСП повинні забезпечити доступність принаймні обсягів їхніх зобов’язань щодо РПЧ, узгоджених між усіма ОСП у тій самій синхронній області згідно зі статтями 153, 163, 173 та 174.

2. Усі ОСП у синхронній області повинні принаймні щорічно визначати величину К-фактора синхронної області з урахуванням принаймні таких факторів:

(a) резервна потужність РПЧ, поділена на максимальне усталене відхилення частоти;

(b) авторегулювання генерації;

(d) реакція на відхилення частоти міжсистемних ліній ПСВН, зазначена у статті 172; та

(e) активація режиму з обмеженою чутливістю до частоти та частотночутливого режиму згідно зі статтями 13 та 15 Регламенту (ЄС) 2016/631.

3. Усі ОСП у синхронній області, яка складається з більше ніж однієї області РЧП, повинні визначити в операційній угоді синхронної області частки К-фактора для кожної області РЧП, які повинні ґрунтуватися на таких елементах:

(a) початкові зобов’язання щодо РЧП;

(b) авторегулювання генерації;

(d) зв’язування частоти на лініях ПСВН між синхронними областями;

(e) обмін РПЧ.

4. Постачальник РПЧ повинен гарантувати постійну доступність РПЧ, за винятком примусового відключення одиниці постачання РПЧ, протягом періоду часу, коли він зобов’язаний постачати РПЧ.

5. Кожен постачальник РПЧ повинен інформувати ОСП, що підключає резерви, у найкоротший розумний строк про будь-які зміни фактичної доступності одиниці постачання РПЧ та/або групи постачання РПЧ, повністю або частково, які мають значення для результатів попередньої кваліфікації.

6. Кожен ОСП повинен забезпечити або вимагати, щоб постачальники РПЧ забезпечили, що втрата одиниці постачання РПЧ не ставить під загрозу операційну безпеку, шляхом:

(a) обмеження частки РПЧ, постачених кожною одиницею постачання РПЧ, до 5% резервної потужності РПЧ, необхідної для кожної із синхронних областей континентальної Європи та Північної Європи;

(b) виключення РПЧ, постачених одиницею, що визначає еталонний інцидент у синхронній області, із процесу визначення параметрів для синхронних областей Великобританії, Ірландії/Північної Ірландії та Північної Європи; та

(c) заміщення РПЧ, які стали недоступними у зв’язку з примусовим відключенням або недоступністю одиниці постачання РПЧ або групи постачання РПЧ, як тільки це стане технічно можливо та згідно з умовами, які повинні бути визначені ОСП, що підключає резерви.

7. Одиниця постачання РПЧ або група постачання РПЧ із запасом енергії, що не обмежує її здатність постачати РПЧ, повинна активувати РПЧ протягом усього періоду відхилення частоти. Для синхронних областей Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії одиниця постачання РПЧ або група постачання РПЧ із запасом енергії, що не обмежує її здатність постачати РПЧ, повинна активувати РПЧ, доки вона не активує РВЧ, або протягом періоду, визначеного в операційній угоді синхронної області.

8. Одиниця постачання РПЧ або група постачання РПЧ із запасом енергії, що обмежує її здатність постачати РПЧ, повинна активувати РПЧ протягом усього періоду відхилення частоти, крім випадків, коли її запас енергії вичерпано в додатному або від’ємному напрямку. Для синхронних областей Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії одиниця постачання РПЧ або група постачання РПЧ із запасом енергії, що обмежує її здатність постачати РПЧ, повинна активувати РПЧ, доки вона не активує РВЧ, або протягом періоду, визначеного в операційній угоді синхронної області.

9. Для синхронних областей континентальної Європи та Північної Європи кожен постачальник РПЧ повинен забезпечити, щоб РПЧ його одиниць або груп постачання РПЧ з обмеженими запасами енергії були постійно доступними в нормальному режимі роботи. Для синхронних областей континентальної Європи та Північної Європи з моменту активації передаварійного режиму та в передаварійному режимі кожен постачальник РПЧ повинен забезпечити, щоб його одиниці або групи постачання РПЧ з обмеженими запасами енергії були здатні активувати РПЧ у повному обсязі протягом періоду часу, який повинен бути визначений відповідно до параграфів 10 та 11. У разі невизначення періоду відповідно до параграфів 10 та 11 кожен постачальник РПЧ повинен забезпечити, щоб його одиниці або групи постачання РПЧ з обмеженими запасами енергії були здатні активувати РПЧ у повному обсязі безперервно протягом принаймні 15 хвилин або, у випадку відхилень частоти, менших за відхилення частоти, що вимагає повної активації РПЧ, протягом еквівалентного періоду часу або протягом періоду, визначеного кожним ОСП, що не повинен перевищувати 30 хвилин або бути меншим за 15 хвилин.

10. Для синхронних областей континентальної Європи та Північної Європи усі ОСП повинні розробити пропозицію щодо мінімального періоду активації, який повинен бути забезпечений постачальниками РПЧ. Визначений період не повинен перевищувати 30 хвилин або бути меншим за 15 хвилин. У пропозиції необхідно повністю врахувати результати аналізу витрат і вигід, проведеного відповідно до параграфа 11.

11. У строк до 6 місяців після набуття чинності цим Регламентом ОСП у синхронних областях континентальної Європи та Північної Європи повинні запропонувати припущення та методологію аналізу витрат і вигід, який повинен бути проведений для оцінювання періоду часу, протягом якого одиниці або групи постачання РПЧ з обмеженими запасами енергії повинні залишатися доступними в передаварійному режимі. Упродовж 12 місяців після затвердження припущень і методології всіма регуляторними органами у відповідному регіоні ОСП у синхронних областях континентальної Європи та Північної Європи повинні подати результати їхнього аналізу витрат і вигід відповідним регуляторним органам із пропозицією щодо періоду часу, який не повинен перевищувати 30 хвилин або бути меншим за 15 хвилин. В аналізі витрат і вигід повинні бути враховані принаймні такі елементи:

(a) досвід, отриманий у різних часових періодах, і частки новітніх технологій у різних блоках РЧП;

(b) вплив визначеного періоду часу на загальну вартість РПЧ у синхронній області;

(c) вплив визначеного періоду часу на ризики для стабільності системи, зокрема, у формі збільшення тривалості або повторення випадків відхилення частоти;

(d) вплив на ризики для стабільності системи та загальну вартість РПЧ у випадку збільшення загального обсягу РПЧ;

(e) вплив розвитку технологій на витрати протягом періодів доступності РПЧ одиниць або груп постачання РПЧ з обмеженими запасами енергії.

12. Постачальник РПЧ повинен визначити обмеження запасу енергії його одиниць постачання РПЧ або груп постачання РПЧ у рамках процесу попередньої кваліфікації згідно зі статтею 155.

13. Постачальник РПЧ, який використовує одиниці постачання РПЧ або групу постачання РПЧ із запасом енергії, що обмежує їхню здатність постачати РПЧ, повинен забезпечити відновлення запасу енергії в додатному або від’ємному напрямку згідно з такими критеріями:

(a) для синхронних областей Великобританії та Ірландії/Північної постачальник РПЧ повинен використовувати методи, визначені в операційній угоді синхронної області;

(b) для синхронних областей континентальної Європи та Північної Європи постачальник РПЧ повинен забезпечити відновлення запасів енергії якнайшвидше протягом 2 годин після виходу з передаварійного режиму.

Розділ 6. РЕЗЕРВИ ВІДНОВЛЕННЯ ЧАСТОТИ

Стаття 157 — Визначення параметрів РВЧ

1. Усі ОСП боку РЧП повинні визначити в операційній угоді блоку РЧП правила визначення параметрів РВЧ.

2. Правила визначення параметрів РВЧ правила повинні включати принаймні такі положення:

(a) усі ОСП у блоці РЧП у синхронних областях континентальної Європи та Північної Європи повинні визначити необхідну резервну потужність РВЧ для блоку РЧП на основі послідовних даних минулих періодів, які охоплюють принаймні розмір небалансів у блоці РЧП за минулі періоди. Вибірка таких даних минулих періодів повинна охоплювати принаймні час відновлення частоти. Відповідний часовий період, якого стосуються такі дані, повинен бути репрезентативним і повинен включати принаймні один повний однорічний період, що завершується не раніше, ніж за 6 місяців до дати розрахунку;

(b) усі ОСП у блоці РЧП у синхронних областях континентальної Європи та Північної Європи повинні визначити резервну потужність РВЧ для блоку РЧП, достатню для дотримання поточних цільових параметрів FRCE, зазначених у статті 128, протягом часового періоду, зазначеного в пункті (a), на основі принаймні ймовірнісної методології. У ході використання такої ймовірнісної методології ОСП повинні враховувати обмеження, визначені в угодах про спільне використання або обмін резервів, у зв’язку з можливими порушеннями операційної безпеки та вимог щодо доступності РВЧ. Усі ОСП у блоці РЧП повинні враховувати будь-які очікувані істотні зміни розподілу небалансів у блоці РЧП або інші відповідні фактори впливу, які стосуються відповідного часового періоду;

(c) усі ОСП у блоці РЧП повинні визначити співвідношення автоматичних РВЧ, ручних РВЧ, часу повної активації автоматичних РВЧ і часу повної активації ручних РВЧ для дотримання вимоги в параграфі (b). З цією метою час повної активації автоматичних РВЧ у блоці РЧП і час повної активації ручних РВЧ у блоці РЧП не повинен перевищувати час відновлення частоти;

(d) ОСП у блоці РЧП повинні визначити величину еталонного інциденту, що є найбільшим небалансом, який може виникнути внаслідок миттєвої зміни активної потужності одного генеруючого модуля, одного об’єкта енергоспоживання або однієї міжсистемної лінії ПСВН, або внаслідок відключення лінії ЗС у блоці РЧП;

(e) усі ОСП у блоці РЧП повинні визначити додатну резервну потужність РВЧ, що не повинна бути меншою за додатну величину інциденту, пов’язаного з визначенням параметрів, у блоці РЧП;

(f) усі ОСП у блоці РЧП повинні визначити від’ємну резервну потужність РВЧ, що не повинна бути меншою за від’ємну величину інциденту, пов’язаного з визначенням параметрів, у блоці РЧП;

(g) усі ОСП у синхронній області повинні визначити резервну потужність РВЧ у блоці РЧП, будь-які можливі географічні обмеження її розподілу в межах блоку РЧП і будь-які можливі географічні обмеження будь-якого обміну резервами або спільного використання резервів з іншими блоками РЧП для дотримання меж операційної безпеки;

(h) усі ОСП у блоці РЧП повинні забезпечити, щоб додатна резервна потужність РВЧ або комбінація резервної потужності РВЧ і РЗ була достатньою для покриття додатних небалансів у блоці РЧП принаймні протягом 99% часу, на основі даних минулих періодів, зазначених у пункті (a);

(i) усі ОСП у блоці РЧП повинні забезпечити, щоб від’ємна резервна потужність РВЧ або комбінація резервної потужності РВЧ і РЗ була достатньою для покриття від’ємних небалансів у блоці РЧП принаймні протягом 99% часу, на основі даних минулих періодів, зазначених у пункті (a);

(j) усі ОСП у блоці РЧП можуть зменшити додатну резервну потужність РВЧ у блоці РЧП, отриману в результаті процесу визначення параметрів РВЧ, шляхом укладення угоди про спільне використання РВЧ з іншими блоками РЧП згідно з положеннями розділу 8. До такої угоди про спільне використання застосовуються такі вимоги:

(i) для синхронних областей континентальної Європи та Північної Європи зменшення додатної резервної потужності РВЧ у блоці РЧП повинне бути обмежене різницею, якщо вона є додатною, між додатною величиною інциденту, пов’язаного з визначенням параметрів, і резервною потужністю РВЧ, необхідною для покриття додатних небалансів у блоці РЧП протягом 99% часу, на основі даних минулих періодів, зазначених у пункті (a). Зменшення додатної резервної потужності не повинне перевищувати 30% додатної величини інциденту, пов’язаного з визначенням параметрів;

(ii) для синхронних областей Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії додатна резервна потужність РВЧ і ризик непостачення внаслідок спільного використання повинні безперервно оцінюватися ОСП у блоці РЧП;

(k) усі ОСП у блоці РЧП можуть зменшити від’ємну резервну потужність РВЧ у блоці РЧП, отриману в результаті процесу визначення параметрів РВЧ, шляхом укладення угоди про спільне використання РВЧ з іншими блоками РЧП згідно з положеннями розділу 8. До такої угоди про спільне використання застосовуються такі вимоги:

(i) для синхронних областей континентальної Європи та Північної Європи зменшення від’ємної резервної потужності РВЧ у блоці РЧП повинне бути обмежене різницею, якщо вона є додатною, між від’ємною величиною інциденту, пов’язаного з визначенням параметрів, і резервною потужністю РВЧ, необхідною для покриття від’ємних небалансів у блоці РЧП протягом 99% часу, на основі даних минулих періодів, зазначених у пункті (a).

(ii) для синхронних областей Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії від’ємна резервна потужність РВЧ і ризик непостачення внаслідок спільного використання повинні безперервно оцінюватися ОСП у блоці РЧП.

3. Усі ОСП у кожному блоці РЧП, якщо блок РЧП включає більше ніж одного ОСП, повинні визначити в операційній угоді блоку РЧП конкретний розподіл обов’язків між ОСП в областях РЧП для виконання обов’язків, встановлених у параграфі 2.

4. Усі ОСП у блоці РЧП повинні мати достатню резервну потужність РВЧ у будь-який момент часу згідно з правилами визначення параметрів РВЧ. ОСП у блоці РЧП повинні визначити в операційній угоді блоку РЧП процедуру врегулювання проблем на вищому рівні для випадків, коли існує серйозний ризик недостатності резервної потужності РВЧ у блоці РЧП.

Стаття 158 — Мінімальні технічні вимоги до РВЧ

1. Мінімальні технічні вимоги до РВЧ:

(a) кожна одиниця постачання РВЧ і кожна група постачання РВЧ повинні мати тільки одного ОСП, що підключає резерви;

(b) одиниця постачання РВЧ або група постачання РВЧ повинні активувати РВЧ згідно з уставкою, отриманою від ОСП, що надає команди щодо резервів;

(c) ОСП, що надає команди щодо резервів, є ОСП, що підключає резерви, або ОСП, призначений ОСП, що підключає резерви, в угоді про обмін РВЧ відповідно до статті 165(3) або 171(4);

(d) одиниця постачання РВЧ або група постачання РВЧ повинна мати для автоматичних РВЧ затримку активації автоматичних РВЧ, що не перевищує 30 секунд;

(e) постачальник РВЧ повинен забезпечити можливість моніторингу активації РВЧ одиницями постачання РВЧ у межах групи постачання резервів. З цією метою постачальник РВЧ повинен бути здатний надавати ОСП, що підключає резерви, і ОСП, що надає команди щодо резервів, дані вимірювань у реальному часі в точці приєднання або в іншій точці взаємодії, погодженій з ОСП, що підключає резерви, стосовно:

(i) планової вихідної активної потужності з міткою часу;

(ii) миттєвої активної потужності з міткою часу для:

кожної одиниці постачання РВЧ,
кожної групи постачання РВЧ, та
кожного генеруючого модуля або електроустановки енергоспоживача в межах групи постачання РВЧ з максимальною вихідною активною потужністю, що перевищує або дорівнює 1,5 МВт;

(f) одиниця постачання РВЧ або група постачання РВЧ повинна бути здатна для автоматичних РВЧ активувати повну резервну потужність її автоматичних РВЧ протягом часу повної активації автоматичних РВЧ;

(g) одиниця постачання РВЧ або група постачання РВЧ повинна бути здатна для ручних РВЧ активувати повну резервну потужність її ручних РВЧ протягом часу повної активації ручних РВЧ;

(h) постачальник РВЧ повинен виконувати вимоги щодо доступності РВЧ; та

(i) одиниця постачання РВЧ або група постачання РВЧ повинна виконувати вимоги щодо швидкості лінійної зміни у блоці РЧП.

2. Усі ОСП у блоці РЧП повинні визначити вимоги щодо доступності РВЧ і вимоги щодо якості регулювання одиниць постачання РВЧ і груп постачання РВЧ для їхнього блоку РВЧ в операційній угоді блоку РЧП відповідно до статті 119.

3. ОСП, що підключає резерви, повинен ухвалити технічні вимоги для приєднання одиниць постачання РВЧ і груп постачання РВЧ із метою забезпечення безпечного постачання РВЧ.

4. Кожен постачальник РВЧ повинен:

(a) забезпечити, щоб його одиниці постачання РВЧ і групи постачання РВЧ виконували мінімальні технічні вимоги до РВЧ, вимоги щодо доступності РВЧ і вимоги до швидкості лінійної зміни, зазначені у параграфах 1-3; та

(b) якнайшвидше інформувати ОСП, що підключає резерви, про зниження фактичної доступності його одиниці постачання РВЧ, групи постачання РВЧ або частини його групи постачання РВЧ.

5. Кожен ОСП, що надає команди щодо резервів, повинен забезпечити моніторинг дотримання його одиницями постачання РВЧ і групами постачання РВЧ мінімальних технічних вимог до РВЧ у параграфі 1, вимог щодо доступності РВЧ у параграфі 2, вимог до швидкості лінійної зміни в параграфі 1 і вимог щодо приєднання в параграфі 3.

Стаття 159 — Процес попередньої кваліфікації РВЧ

1. Упродовж 12 місяців після набуття чинності цим Регламентом кожен ОСП повинен розробити процес попередньої кваліфікації РВЧ і повинен роз’яснити та оприлюднити детальні дані про такий процес.

2. Потенційний постачальник РВЧ повинен довести ОСП, що підключає резерви або ОСП, призначеному ОСП, що підключає резерви, в угоді про обмін РВЧ, що він виконує мінімальні технічні вимоги до РВЧ у статті 158(1), вимоги щодо доступності РВЧ у статті 158(2), вимоги до швидкості лінійної зміни у статті 158(1) і вимоги щодо приєднання у статті 158(3), шляхом успішного проходження процесу попередньої кваліфікації потенційних одиниць постачання РВЧ або груп постачання РВЧ, описаного в параграфах 3-6 цієї статті.

3. Потенційний постачальник РВЧ повинен подати ОСП, що підключає резерви, або призначеному ОСП офіційну заяву з необхідною інформацією щодо потенційних одиниць постачання РВЧ або груп постачання РВЧ. Протягом 8 тижнів після отримання заяви ОСП, що підключає резерви, або призначений ОСП повинен підтвердити повноту заяви. Якщо ОСП, що підключає резерви, або призначений ОСП вважає, що заява неповна, вони повинні вимагати надання додаткової інформації і потенційний постачальник РВЧ повинен надати необхідну додаткову інформацію протягом 4 тижнів після отримання відповідного запиту. Якщо потенційний постачальник РВЧ не надасть запитану інформацію протягом указаного строку, заява вважається відкликаною.

4. Упродовж 3 місяців після підтвердження повноти заяви ОСП, що підключає резерви, або призначеним ОСП, ОСП, що підключає резерви, або призначений ОСП повинен оцінити надану інформацію та вирішити, чи потенційні одиниці постачання РВЧ або групи постачання РВЧ відповідають критеріям попередньої кваліфікації РВЧ. ОСП, що підключає резерви, або призначений ОСП повинен повідомити своє рішення потенційному постачальнику РВЧ.

5. Кваліфікація одиниць постачання РВЧ або груп постачання РВЧ ОСП, що підключає резерви, або призначеним ОСП є дійсною в межах усього блоку РЧП.

6. Кваліфікація одиниць постачання РВЧ або груп постачання РВЧ підлягає переоцінюванню:

(a) принаймні кожні 5 років; та

(b) у разі зміни технічних вимог, вимог щодо доступності або обладнання.

7. Для забезпечення операційної безпеки ОСП, що підключає резерви, має право виключити групи постачання РВЧ із постачання РВЧ на основі технічних аргументів, таких як географічний розподіл генеруючих модулів або електроустановок енергоспоживачів, які входять до групи постачання РВЧ.

Розділ 7. РЕЗЕРВИ ЗАМІЩЕННЯ

Стаття 160 — Визначення параметрів РЗ

1. Усі ОСП у блоці РЧП мають право на здійснення процесу заміщення резервів.

2. Для дотримання цільових параметрів FRCE, зазначених у статті 128, усі ОСП у блоці РЧП із ПЗР, у ході здійснення комбінованого процесу визначення параметрів РВЧ і РЗ на виконання вимог статті 157(2), повинні визначити правила визначення параметрів РЗ в операційній угоді блоку РЧП.

3. Правила визначення параметрів РЗ повинні включати принаймні такі вимоги:

(a) для синхронних областей Північної Європи та континентальної Європи додатної резервної потужності РЗ має бути достатньо для відновлення необхідного обсягу додатних РВЧ. Для синхронних областей Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії додатної резервної потужності РЗ має бути достатньо для відновлення необхідного обсягу додатних РПЧ і додатних РВЧ;

(b) для синхронних областей Північної Європи та континентальної Європи від’ємної резервної потужності РЗ має бути достатньо для відновлення необхідного обсягу від’ємних РВЧ. Для синхронних областей Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії від’ємної резервної потужності РЗ має бути достатньо для відновлення необхідного обсягу від’ємних РПЧ і від’ємних РВЧ;

(c) резервна потужність РЗ повинна бути достатньою, якщо це враховується при визначенні обсягу резервної потужності РВЧ, для дотримання цільового параметра FRCE протягом відповідного часового періоду; та

(d) дотримання операційної безпеки у блоці РЧП для визначення резервної потужності РЗ.

4. Усі ОСП у блоці РЧП можуть зменшити додатну резервну потужність РЗ у блоці РЧП, отриману в результаті процесу визначення параметрів РЗ, шляхом розроблення угоди про спільне використання РЗ стосовно такої додатної резервної потужності РЗ з іншими блоками РЧП згідно з положеннями розділу 8 частини IV. ОСП, що отримує можливість регулювання, повинен обмежити зменшення його додатної резервної потужності РЗ, щоб:

(a) гарантувати, що він усе одно може дотримуватися цільових параметрів FRCE, визначених у статті 128;

(b) забезпечити, що операційна безпека не перебуває під загрозою; та

(c) забезпечити, щоб зменшення додатної резервної потужності РЗ не перевищувало залишкову додатну резервну потужність РЗ у блоці РЧП.

5. Усі ОСП у блоці РЧП можуть зменшити від’ємну резервну потужність РЗ у блоці РЧП, отриману в результаті процесу визначення параметрів РЗ, шляхом розроблення угоди про спільне використання РЗ стосовно такої від’ємної резервної потужності РЗ з іншими блоками РЧП згідно з положеннями розділу 8 частини IV. ОСП, що отримує можливість регулювання, повинен обмежити зменшення його від’ємної резервної потужності РЗ, щоб:

(a) гарантувати, що він усе одно може дотримуватися цільових параметрів FRCE, визначених у статті 128;

(b) забезпечити, що операційна безпека не перебуває під загрозою; та

(c) забезпечити, щоб зменшення від’ємної резервної потужності РЗ не перевищувало залишкову від’ємну резервну потужність РЗ у блоці РЧП.

6. Якщо блоком РЧП управляє більш ніж один ОСП і якщо відповідний процес є необхідним для блоку РЧП, усі ОСП у такому блоці РЧП повинні визначити в операційній угоді блоку РЧП розподіл обов’язків між ОСП у різних областях РЧП для виконання правил визначення параметрів, визначених у параграфі 3.

7. Усі ОСП повинні мати достатню резервну потужність РЗ у будь-який момент часу згідно з правилами визначення параметрів РЗ. ОСП у блоці РЧП повинні визначити в операційній угоді блоку РЧП процедуру врегулювання проблем на вищому рівні для випадків, коли існує серйозний ризик недостатності резервної потужності РЗ у блоці РЧП.

Стаття 161 — Мінімальні технічні вимоги до РЗ

1. Одиниці постачання РЗ і групи постачання РЗ повинні дотримуватися таких мінімальних технічних вимог:

(a) підключення тільки до одного ОСП, що підключає резерви;

(b) активація РЗ згідно з уставкою, отриманою від ОСП, що надає команди щодо резервів;

(c) ОСП, що надає команди щодо резервів, є ОСП, що підключає резерви, або ОСП, який повинен бути призначений ОСП, що підключає резерви, в угоді про обмін РЗ відповідно до статті 165(3) або 171(4);

(d) активація повної резервної потужності РЗ упродовж часу активації, визначеного ОСП, що надає команди;

(e) деактивація РЗ згідно з уставкою, отриманою від ОСП, що надає команди щодо резервів;

(f) постачальник РЗ повинен забезпечити можливість моніторингу активації РЗ одиницями постачання РЗ у межах групи постачання резервів. З цією метою постачальник РЗ повинен бути здатний надавати ОСП, що підключає резерви, і ОСП, що надає команди щодо резервів, дані вимірювань у реальному часі в точці приєднання або в іншій точці взаємодії, погодженій з ОСП, що підключає резерви, стосовно:

(i) планової вихідної активної потужності з міткою часу для кожної одиниці та групи постачання РЗ і кожного генеруючого модуля або електроустановки енергоспоживача в межах групи постачання РЗ із максимальною вихідною активною потужністю, що перевищує або дорівнює 1,5 МВт;

(ii) миттєвої активної потужності з міткою часу для кожної одиниці та групи постачання РЗ і кожного генеруючого модуля або електроустановки енергоспоживача в межах групи постачання РЗ із максимальною вихідною активною потужністю, що перевищує або дорівнює 1,5 МВт;

(g) виконання вимог щодо доступності РЗ.

2. Усі ОСП у блоці РЧП повинні визначити вимоги щодо доступності РЗ і вимоги щодо якості регулювання одиниць постачання РЗ і груп постачання РЗ в операційній угоді блоку РЧП.

3. ОСП, що підключає резерви, повинен ухвалити технічні вимоги для приєднання одиниць постачання РЗ і груп постачання РЗ із метою забезпечення безпечного постачання РЗ в описі процесу попередньої кваліфікації.

4. Кожен постачальник РЗ повинен:

(a) забезпечити, щоб його одиниці постачання РЗ і групи постачання РЗ виконували мінімальні технічні вимоги до РЗ і вимоги щодо доступності РЗ, зазначені у параграфах 1-3; та

(b) якнайшвидше інформувати ОСП, що підключає резерви, про зниження фактичної доступності або примусове відключення його одиниці постачання РЗ, групи постачання РЗ або частини його групи постачання РЗ.

5. Кожен ОСП, що надає команди щодо резервів, повинен забезпечити, щоб його одиниці постачання РЗ і групи постачання РЗ виконували мінімальні технічні вимоги до РЗ, вимоги щодо доступності РЗ і вимоги щодо приєднання, зазначені в цій статті.

Стаття 162 — Процес попередньої кваліфікації РЗ

1. Упродовж 12 місяців після набуття чинності цим Регламентом кожен ОСП у блоці РЧП, що впровадив ПЗР, повинен розробити процес попередньої кваліфікації РЗ і повинен роз’яснити та оприлюднити детальні дані про такий процес.

2. Потенційний постачальник РЗ повинен довести ОСП, що підключає резерви або ОСП, призначеному ОСП, що підключає резерви, в угоді про обмін РЗ, що він виконує мінімальні технічні вимоги до РЗ, вимоги щодо доступності РЗ і вимоги щодо приєднання, зазначені у статті 161, шляхом успішного проходження процесу попередньої кваліфікації потенційних одиниць постачання РЗ або груп постачання РЗ, описаного в параграфах 3-6.

3. Потенційний постачальник РЗ повинен подати ОСП, що підключає резерви, або призначеному ОСП офіційну заяву з необхідною інформацією щодо потенційних одиниць постачання РЗ або груп постачання РЗ. Протягом 8 тижнів після отримання заяви ОСП, що підключає резерви, або призначений ОСП повинен підтвердити повноту заяви. Якщо ОСП, що підключає резерви, або призначений ОСП вважає, що заява неповна, потенційний постачальник РЗ повинен надати необхідну додаткову інформацію протягом 4 тижнів після отримання запиту про надання додаткової інформації. Якщо потенційний постачальник РЗ не надасть запитану інформацію протягом указаного строку, заява вважається відкликаною.

4. Упродовж 3 місяців після підтвердження повноти заяви ОСП, що підключає резерви, або призначений ОСП повинен оцінити надану інформацію та вирішити, чи потенційні одиниці постачання РЗ або групи постачання РЗ відповідають критеріям попередньої кваліфікації РЗ. ОСП, що підключає резерви, або призначений ОСП повинен повідомити своє рішення потенційному постачальнику РЗ.

5. Кваліфікація одиниць постачання РЗ або груп постачання РЗ підлягає переоцінюванню:

(a) принаймні кожні 5 років; та

(b) у разі зміни технічних вимог, вимог щодо доступності або обладнання.

6. Для забезпечення операційної безпеки ОСП, що підключає резерви, має право відсторонити групи постачання РЗ від постачання РЗ на основі технічних аргументів, таких як географічний розподіл генеруючих модулів або електроустановок енергоспоживачів, які входять до групи постачання РЗ.

Розділ 8. ОБМІН РЕЗЕРВАМИ ТА СПІЛЬНЕ ВИКОРИСТАННЯ РЕЗЕРВІВ

Глава 1. Обмін резервами та спільне використання резервів у синхронній області

Стаття 163 — Обмін РПЧ у синхронній області

1. Усі ОСП, які беруть участь в обміні РПЧ у синхронній області, повинні дотримуватися вимог, визначених у параграфах 2-9. Обмін РПЧ передбачає передачу зобов’язання щодо РПЧ від ОСП, що отримує резерви, до ОСП, що підключає резерви, в обмін на відповідний обсяг резервної потужності РПЧ.

2. Усі ОСП, які беруть участь в обміні РПЧ у синхронній області, повинні дотримуватися обмежень і вимог щодо обміну РПЧ у синхронній області, визначених у таблиці в додатку VI.

3. У разі обміну РПЧ ОСП, що підключає резерви, і ОСП, що отримує резерви, повинні повідомити про нього згідно зі статтею 150.

4. Будь-який ОСП, що підключає резерви, ОСП, що отримує резерви, або причетний ОСП, який бере участь в обміні РПЧ, може відмовитися від обміну РПЧ, якщо це призведе до перетоків потужності, які порушують межі операційної безпеки, при активації резервної потужності РПЧ, що є предметом обміну РПЧ.

5. Кожен причетний ОСП повинен переконатися, що його запас надійності, установлений згідно зі статтею 22 Регламенту (ЄС) 2015/1222, достатній для управління перетоками потужності, які виникли в результаті активації резервної потужності РПЧ, що є предметом обміну РПЧ.

6. Усі ОСП в області РЧП повинні скоригувати параметри їхньої FRCE для врахування обміну РПЧ.

7. ОСП, що підключає резерви, несе відповідальність за виконання вимог, зазначених у статтях 154 і 156, стосовно резервної потужності РПЧ, що є предметом обміну РПЧ.

8. Одиниця або група постачання РПЧ відповідає за активацію РПЧ перед ОСП, що підключає резерви.

9. Відповідні ОСП повинні забезпечити, щоб обмін РПЧ не перешкоджав будь-якому ОСП виконувати вимоги до резервів, зазначені у статті 156.

Стаття 164 — Спільне використання РПЧ у синхронній області

ОСП не повинен спільно використовувати РПЧ з іншими ОСП у його синхронній області для виконання його зобов’язання щодо РПЧ і зменшення загального обсягу РПЧ у синхронній області згідно зі статтею 153.

Стаття 165 — Загальні вимоги щодо обміну РВЧ і РЗ у синхронній області

1. Усі ОСП у синхронній області повинні визначити в операційній угоді синхронної області функції та обов’язки ОСП, що підключає резерви, ОСП, що отримує резерви, і причетного ОСП стосовно обміну РВЧ та/або РЗ.

2. У разі обміну РВЧ/РЗ ОСП, що підключає резерви, і ОСП, що отримує резерви, повинні повідомити про такий обмін згідно з вимогами щодо повідомлення у статті 150.

3. ОСП, що підключає резерви, і ОСП, що отримує резерви, які беруть участь в обміні РВЧ/РЗ, повинні визначити в угоді про обмін РВЧ або РЗ їхні функції та обов’язки, зокрема:

(a) відповідальність ОСП, що надає команди щодо резервів, за резервну потужність РВЧ і РЗ, що є предметом обміну РВЧ/РЗ;

(b) обсяг резервної потужності РВЧ і РЗ, що є предметом обміну РВЧ/РЗ;

(d) мінімальні технічні вимоги до РВЧ/РЗ, пов’язані із процесом транскордонної активації РВЧ/РЗ, якщо ОСП, що підключає резерви, не є ОСП, що надає команди щодо резервів;

(e) впровадження попередньої кваліфікації РВЧ/РЗ для резервної потужності РВЧ і РЗ, що є предметом обміну, згідно зі статтями 159 і 162;

(f) відповідальність за моніторинг виконання технічних вимог до РВЧ/РЗ і вимог щодо доступності РВЧ/РЗ для резервної потужності РВЧ і РЗ, що є предметом обміну, згідно зі статтями 158(5) та 161(5); та

(g) процедури для забезпечення того, що обмін РВЧ/РЗ не призводить до перетоків потужності, які порушують межі операційної безпеки.

4. Будь-який ОСП, що підключає резерви, ОСП, що отримує резерви, або причетний ОСП, який бере участь в обміні РВЧ або РЗ, може відмовитися від обміну, зазначеного в параграфі 2, якщо це призведе до перетоків потужності, які порушують межі операційної безпеки, при активації резервної потужності РВЧ і РЗ, що є предметом обміну РВЧ і РЗ.

5. Відповідні ОСП повинні забезпечити, щоб обмін РВЧ/РЗ не перешкоджав будь-якому ОСП виконувати вимоги до резервів, встановлені у правилах визначення параметрів РВЧ або РЗ у статтях 157 і 160.

6. Усі ОСП у блоці РЧП повинні визначити в операційній угоді блоку РЧП функції та обов’язки ОСП, що підключає резерви, ОСП, що отримує резерви, і причетного ОСП стосовно обміну РВЧ та/або РЗ з ОСП в інших блоках РЧП.

Стаття 166 — Загальні вимоги щодо спільного використання РВЧ і РЗ у синхронній області

1. Усі ОСП у синхронній області повинні визначити в операційній угоді синхронної області функції та обов’язки ОСП, що надає можливість регулювання, ОСП, що отримує можливість регулювання, і причетного ОСП стосовно спільного використання РВЧ/РЗ.

2. У разі спільного використання РВЧ/РЗ ОСП, що надає можливість регулювання, і ОСП, що отримує можливість регулювання, повинні повідомити про таке спільне використання згідно з вимогами щодо повідомлення у статті 150.

3. ОСП, що надає можливість регулювання, і ОСП, що отримує можливість регулювання, які беруть участь у спільному використанні РВЧ/РЗ, повинні визначити в угоді про спільне використання РВЧ або РЗ їхні функції та обов’язки, зокрема:

(a) обсяг резервної потужності РВЧ і РЗ для спільного використання РВЧ/РЗ;

(b) впровадження процесу транскордонної активації РВЧ/РЗ відповідно до статей 147 і 148;

(c) процедури для забезпечення того, що активація резервної потужності РВЧ і РЗ для спільного використання РВЧ/РЗ не призводить до перетоків потужності, які порушують межі операційної безпеки.

4. Будь-який ОСП, що надає можливість регулювання, ОСП, що отримує можливість регулювання, або причетний ОСП, який бере участь у спільному використанні РВЧ/РЗ, може відмовитися від спільного використання РВЧ/РЗ, якщо це призведе до перетоків потужності, які порушують межі операційної безпеки, при активації резервної потужності РВЧ і РЗ для спільного використання РВЧ/РЗ.

5. У разі спільного використання РВЧ/РЗ ОСП, що надає можливість регулювання, повинен надати ОСП, що отримує можливість регулювання, частку власної резервної потужності РВЧ і РЗ, необхідну для дотримання вимог до РВЧ та/або РЗ, які виникають із правил визначення параметрів РВЧ/РЗ у статтях 157 і 160. ОСП, що надає можливість регулювання, може бути:

(a) ОСП, що надає команди щодо резервів, стосовно резервної потужності РВЧ і РЗ для спільного використання РВЧ/РЗ; або

(b) ОСП, що має доступ до резервної потужності РВЧ і РЗ для спільного використання РВЧ/РЗ через впроваджений процес транскордонної активації РВЧ/РЗ у рамках угоди про обмін РВЧ/РЗ.

6. Кожен ОСП, що отримує можливість регулювання, відповідає за врегулювання інцидентів і небалансів у разі недоступності резервної потужності РВЧ і РЗ для спільного використання РВЧ/РЗ у зв’язку з:

(a) обмеженнями щодо надання послуг із відновлення частоти або коригування програми регулювання, які пов’язані з операційною безпекою; та

(b) частковим або повним використанням резервної потужності РВЧ і РЗ ОСП, що надає можливість регулювання.

7. Усі ОСП у блоці РЧП повинні визначити в операційній угоді блоку РЧП функції та обов’язки ОСП, що надає можливість регулювання, ОСП, що отримує можливість регулювання, і причетного ОСП стосовно спільного використання РВЧ і РЗ з ОСП в інших блоках РЧП.

Стаття 167 — Обмін РВЧ у синхронній області

Усі ОСП у синхронній області, що складається з більше ніж одного блоку РЧП, які беруть участь в обміні РВЧ у синхронній області, повинні дотримуватися вимог і обмежень щодо обміну РВЧ у синхронній області, визначених у таблиці в додатку VII.

Стаття 168 — Спільне використання РВЧ у синхронній області

Кожен ОСП у блоці РЧП має право спільно використовувати РВЧ з іншими блоками РЧП у його синхронній області в рамках обмежень, встановлених у правилах визначення параметрів РВЧ у статті 157(1), і згідно зі статтею 166.

Стаття 169 — Обмін РЗ у синхронній області

Усі ОСП у синхронній області, що складається з більше ніж одного блоку РЧП, які беруть участь в обміні РЗ у синхронній області, повинні дотримуватися вимог і обмежень щодо обміну РЗ у синхронній області, визначених у таблиці в додатку VIII.

Стаття 170 — Спільне використання РЗ у синхронній області

Кожен ОСП у блоці РЧП має право спільно використовувати РЗ з іншими блоками РЧП у тій самій синхронній області в рамках обмежень, встановлених у правилах визначення параметрів РЗ у статті 160(4) і (5), і згідно зі статтею 166.

Глава 2. Обмін резервами та спільне використання резервів між синхронними областями

Стаття 171 — Загальні вимоги

1. Кожен оператор та/або власник міжсистемної лінії ПСВН, що з’єднує синхронні області, повинен надати можливість ОСП, що забезпечують підключення, здійснювати обмін і спільне використання РПЧ, РВЧ і РЗ у разі встановлення відповідної технології.

2. Усі ОСП у синхронній області повинні визначити в операційній угоді синхронної області функції та обов’язки ОСП, що підключає резерви, ОСП, що отримує резерви, і причетного ОСП стосовно обміну резервами, а також ОСП, що надає можливість регулювання, ОСП, що отримує можливість регулювання, і причетного ОСП стосовно спільного використання резервів між синхронними областями.

3. ОСП, що підключає резерви, і ОСП, що отримує резерви, або ОСП, що надає можливість регулювання, і ОСП, що отримує можливість регулювання, повинні повідомити про обмін або спільне використання РПЧ, РВЧ або РЗ згідно зі статтею 150.

4. ОСП, що підключає резерви, і ОСП, що отримує резерви, які беруть участь в обміні резервами, повинні визначити в угоді про обмін їхні функції та обов’язки, зокрема:

(a) відповідальність ОСП, що надає команди щодо резервів, за резервну потужність для обміну резервами;

(b) обсяг резервної потужності, що є предметом обміну резервами;

(d) впровадження попередньої кваліфікації для резервної потужності, що є предметом обміну резервами, згідно зі статтями 155, 159 і 162;

(e) відповідальність за моніторинг відповідності технічним вимогам і вимогам щодо доступності резервної потужності, що є предметом обміну резервами, відповідно до статей 158(5) та 161(5); та

(f) процедури для забезпечення того, що обмін резервами не призводить до перетоків потужності, які порушують межі операційної безпеки.

5. ОСП, що надає можливість регулювання, і ОСП, що отримує можливість регулювання, які беруть участь у спільному використанні резервів, повинні визначити в угоді про спільне використання їхні функції та обов’язки, зокрема:

(a) обсяг резервної потужності, що є предметом спільного використання резервів;

(b) впровадження процесу транскордонної активації РВЧ/РЗ відповідно до статей 147 і 148; та

(c) процедури для забезпечення того, що спільне використання резервів не призводить до перетоків потужності, які порушують межі операційної безпеки.

6. ОСП, що підключає резерви, і ОСП, що отримує резерви, які беруть участь в обміні резервами, або ОСП, що підключає резерви, і ОСП, що отримує резерви, які беруть участь у спільному використанні резервів, повинні розробити та ухвалити угоду про експлуатацію на координацію міжсистемних ліній ПСВН із власниками та/або операторами міжсистемних ліній ПСВН або з юридичними особами, до складу яких входять власники та/або оператори міжсистемних ліній ПСВН, що включає:

(a) взаємодію в усіх часових періодах, у тому числі планування та активацію;

(b) коефіцієнт чутливості у МВт/Гц, лінійну/динамічну або статичну/ступінчасту функцію відгуку кожної міжсистемної лінії ПСВН, що з’єднує синхронні області; та

7. Будь-який ОСП, що підключає резерви, ОСП, що отримує резерви, ОСП, що надає можливість регулювання, ОСП, що отримує можливість регулювання, або причетний ОСП, який бере участь в обміні або спільному використання резервів, може відмовитися від обміну або спільного використання резервів, якщо це призведе до перетоків потужності, які порушують межі операційної безпеки, при активації резервної потужності, що є предметом обміну або спільного використання резервів.

8. Відповідні ОСП повинні забезпечити, щоб обмін резервами між синхронними областями не перешкоджав будь-якому ОСП виконувати вимоги до резервів у статтях 153, 157 і 160.

9. ОСП, що підключає резерви, ОСП, що отримує резерви, ОСП, що надає можливість регулювання, і ОСП, що отримує можливість регулювання, повинні визначити в угоді про обмін або в угоді про спільне використання процедури для випадків, коли обмін або спільне використання резервів між синхронними областями не можуть бути здійснені в реальному часі.

Стаття 172 — Зв’язування частоти між синхронними областями

1. Усі ОСП у синхронних областях, з’єднаних міжсистемною лінією ПСВН, мають право впровадити процес зв’язування частоти для забезпечення зв’язаної реакції на відхилення частоти. Процес зв’язування частоти може використовуватися ОСП для забезпечення можливості обміну та/або спільного використання РПЧ між синхронними областями.

2. Усі ОСП у кожній синхронній області повинні визначити в операційній угоді синхронної області технічну структуру процесу зв’язування частоти. У процесі зв’язування частоти необхідно враховувати:

(a) експлуатаційний вплив між синхронними областями;

(b) стабільність ППЧ у синхронній області;

(c) здатність ОСП у синхронній області дотримуватися цільових параметрів якості частоти, визначених згідно зі статтею 127; та

(d) операційну безпеку.

3. Кожен оператор міжсистемної лінії ПСВН повинен регулювати перетік активної потужності через міжсистемну лінію ПСВН згідно із впровадженим процесом зв’язування частоти.

Стаття 173 — Обмін РПЧ між синхронними областями

1. Усі ОСП у синхронній області, які беруть участь у процесі зв’язування частоти, мають право використовувати процес обміну РПЧ для обміну РПЧ між синхронними областями.

2. Усі ОСП у синхронних областях, які беруть участь в обміні РПЧ між синхронними областями, повинні організувати такий обмін таким чином, щоб ОСП в одній синхронній області отримали від іншої синхронної області частку загальної резервної потужності РПЧ, необхідну для їхньої синхронної області відповідно до статті 153.

3. Частка загальної резервної потужності РПЧ, необхідної для синхронної області, де вона є предметом обміну, повинна надаватися у другій синхронній області на додаток до загальної резервної потужності РПЧ, необхідної для такої другої синхронної області відповідно до статті 153.

4. Усі ОСП у синхронній області повинні визначити в операційній угоді синхронної області обмеження обміну РПЧ.

5. Усі ОСП у відповідних синхронних областях повинні розробити угоду про обмін РПЧ, у якій вони визначають умови обміну РПЧ.

Стаття 174 — Спільне використання РПЧ між синхронними областями

1. Усі ОСП у синхронній області, які беруть участь у процесі зв’язування частоти, мають право використовувати такий процес для спільного використання РПЧ між синхронними областями.

2. Усі ОСП у синхронній області повинні визначити в операційній угоді синхронної області обмеження спільного використання РПЧ згідно з такими критеріями:

(a) для синхронних областей континентальної Європи та Північної Європи всі ОСП повинні забезпечити, щоб сума РПЧ, постачених у синхронній області та з інших синхронних областей у рамках обміну РПЧ, покривала принаймні величину еталонного інциденту;

(b) для синхронних областей Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії усі ОСП повинні визначити методологію визначення мінімального обсягу надання резервної потужності РПЧ у синхронній області.

3. Усі ОСП у відповідних синхронних областях повинні визначити умови спільного використання РПЧ між відповідними синхронними областями у їхніх відповідних операційних угодах синхронної області.

Стаття 175 — Загальні вимоги щодо спільного використання РВЧ і РЗ між синхронними областями

1. У разі спільного використання РВЧ або РЗ ОСП, що надає можливість регулювання, повинен надати ОСП, що отримує можливість регулювання, частку власної резервної потужності РВЧ і РЗ, необхідну для дотримання вимог до РВЧ та/або РЗ, які виникають із правил визначення параметрів РВЧ/РЗ, зазначених у статтях 157 і 160. ОСП, що надає можливість регулювання, може бути:

(a) ОСП, що надає команди щодо резервів, стосовно резервної потужності РВЧ і РЗ, що є предметом спільного використання РВЧ або РЗ; або

2. Усі ОСП у блоці РЧП повинні визначити в операційній угоді блоку РЧП функції та обов’язки ОСП, що надає можливість регулювання, ОСП, що отримує можливість регулювання, і причетного ОСП стосовно спільного використання РВЧ і РЗ з ОСП в інших блоках РЧП інших синхронних областей.

Стаття 176 — Обмін РВЧ між синхронними областями

1. Усі ОСП у кожній синхронній області повинні визначити в операційній угоді синхронної області метод визначення обмежень обміну РВЧ з іншими синхронними областями. Такий метод повинен враховувати:

(a) експлуатаційний вплив між синхронними областями;

(b) стабільність ПВЧ у синхронній області;

(c) здатність ОСП у синхронній області дотримуватися цільових параметрів якості частоти, визначених згідно зі статтею 127, і цільових параметрів FRCE, визначених згідно зі статтею 128; та

(d) операційну безпеку.

2. Усі ОСП у блоках РЧП, які беруть участь в обміні РВЧ між синхронними областями, повинні організувати такий обмін таким чином, щоб ОСП у блоці РЧП у першій синхронній області могли отримати від блоку РЧП у другій синхронній області частку загальної резервної потужності РВЧ, необхідну для їхнього блоку РЧП, яка визначена відповідно до статті 157(1).

3. Частка загальної резервної потужності РВЧ, необхідна для блоку РЧП у синхронній області, де вона є предметом обміну, повинна надаватися блоком РЧП у другій синхронній області на додаток до загальної резервної потужності РВЧ, необхідної для такої другого блоку РЧП відповідно до статті 157(1).

4. Кожен оператор міжсистемної лінії ПСВН повинен регулювати переток активної потужності через міжсистемну лінію ПСВН згідно з командами, наданими ОСП, що підключає резерви, або ОСП, що отримує резерви, відповідно до мінімальних технічних вимог до РВЧ, зазначених у статті 158.

5. Усі ОСП у блоках РЧП, до яких належати ОСП, що підключає резерви, і ОСП, що отримує резерви, повинні визначити умови обміну РВЧ в угоді про обмін РВЧ.

Стаття 177 — Спільне використання РВЧ між синхронними областями

1. Усі ОСП у кожній синхронній області повинні визначити в операційній угоді синхронної області методологію визначення обмежень спільного використання РВЧ з іншими синхронними областями. Така методологія повинна враховувати:

(a) експлуатаційний вплив між синхронними областями;

(b) стабільність ПВЧ у синхронній області;

(c) максимальне зменшення РВЧ, яке може бути враховане при визначенні параметрів РВЧ відповідно до статті 157, у результаті спільного використання РВЧ;

(d) здатність синхронної області дотримуватися цільових параметрів якості частоти, визначених згідно зі статтею 127, і цільових параметрів FRCE, визначених згідно зі статтею 128; та

(e) операційну безпеку.

2. Усі ОСП у блоках РЧП, які беруть участь у спільному використанні РВЧ між синхронними областями, повинні організувати таке спільне використання таким чином, щоб ОСП у блоці РЧП у першій синхронній області могли отримати від блоку РЧП у другій синхронній області частку загальної резервної потужності РВЧ, необхідну для їхнього блоку РЧП, яка визначена відповідно до статті 157(1).

3. Кожен оператор міжсистемної лінії ПСВН повинен регулювати переток активної потужності через міжсистемну лінію ПСВН згідно з командами, наданими ОСП, що надає можливість регулювання, або ОСП, що отримує можливість регулювання, згідно з мінімальними технічними вимогами до РВЧ, зазначеними у статті 158(1).

4. Усі ОСП у блоках РЧП, до яких належать ОСП, що надає можливість регулювання, і ОСП, що отримує можливість регулювання, повинні визначити умови спільного використання РВЧ в угоді про спільне використання РВЧ.

Стаття 178 — Обмін РЗ між синхронними областями

1. Усі ОСП у кожній синхронній області повинні визначити в операційній угоді синхронної області метод визначення обмежень обміну РЗ з іншими синхронними областями. Такий метод повинен враховувати:

(a) експлуатаційний вплив між синхронними областями;

(b) стабільність ПЗР у синхронній області;

(c) здатність синхронної області дотримуватися цільових параметрів якості частоти, визначених згідно зі статтею 127, і цільових параметрів FRCE, визначених згідно зі статтею 128; та

(d) операційну безпеку.

2. Усі ОСП у блоках РЧП, які беруть участь в обміні РЗ між синхронними областями, повинні організувати такий обмін таким чином, щоб ОСП у блоці РЧП у першій синхронній області могли отримати від блоку РЧП у другій синхронній області частку загальної резервної потужності РЗ, необхідну для їхнього блоку РЧП, яка визначена відповідно до статті 160(2).

3. Частка загальної резервної потужності РЗ, необхідна для блоку РЧП у синхронній області, де вона є предметом обміну, повинна надаватися блоком РЧП у другій синхронній області на додаток до загальної резервної потужності РЗ, необхідної для такої другого блоку РЧП відповідно до статті 160(2).

4. Кожен оператор міжсистемної лінії ПСВН повинен регулювати переток активної потужності через міжсистемну лінію ПСВН згідно з командами, наданими ОСП, що підключає резерви, або ОСП, що отримує резерви, згідно з мінімальними технічними вимогами до РЗ, зазначеними у статті 161.

5. Усі ОСП у блоках РЧП, до яких належать ОСП, що підключає резерви, і ОСП, що отримує резерви, повинні визначити умови обміну РЗ в угоді про обмін РЗ.

Стаття 179 — Спільне використання РЗ між синхронними областями

1. Усі ОСП у кожній синхронній області повинні визначити в операційній угоді синхронної області метод визначення обмежень спільного використання РЗ з іншими синхронними областями. Такий метод повинен враховувати:

(a) експлуатаційний вплив між синхронними областями;

(b) стабільність ПЗР у синхронній області;

(c) максимальне зменшення РЗ, яке може бути враховане у правилах визначення параметрів РЗ відповідно до статті 160, у результаті спільного використання РЗ;

(d) здатність ОСП у синхронній області дотримуватися цільових параметрів якості частоти, визначених згідно зі статтею 127, і здатність блоків РЧП дотримуватися цільових параметрів FRCE, визначених згідно зі статтею 128; та

(e) операційну безпеку.

2. Усі ОСП у блоках РЧП, які беруть участь у спільному використанні РЗ між синхронними областями, повинні організувати таке спільне використання таким чином, щоб ОСП у блоці РЧП у першій синхронній області могли отримати від блоку РЧП у другій синхронній області частку загальної резервної потужності РЗ, необхідну для їхнього блоку РЧП, яка визначена відповідно до статті 160(2).

4. Усі ОСП у кожному блоці РЧП, до якого належать ОСП, що надає можливість регулювання, і ОСП, що отримує можливість регулювання, повинні визначити умови спільного використання РЗ в угоді про спільне використання РЗ.

Глава 3. Процес транскордонної активації РВЧ/РЗ

Стаття 180 — Процес транскордонної активації РВЧ/РЗ

Усі ОСП, які беруть участь у процесі транскордонної активації РВЧ і РЗ у тій самій або в різних синхронних областях, повинні виконувати вимоги, визначені у статтях 147 і 148.

Розділ 9. ПРОЦЕС РЕГУЛЮВАННЯ ЧАСУ

Стаття 181 — Процес регулювання часу

1. Метою регулювання процесу регулювання електричного часу є регулювання середнього значення частоти системи до номінальної частоти.

2. Якщо застосовно, усі ОСП у синхронній області повинні визначити в операційній угоді синхронної області методологію корекції відхилення електричного часу, що повинна включати:

(a) часові інтервали, у межах яких ОСП повинні докладати зусиль для утримання відхилення електричного часу;

(b) коригування уставки частоти для приведення відхилення електричного часу до нуля; та

3. Суб’єкт моніторингу синхронної області повинен:

(a) здійснювати моніторинг відхилення електричного часу;

(b) розраховувати коригування уставки частоти; та

Розділ 10. СПІВПРАЦЯ З ОСР

Стаття 182 — Групи або одиниці постачання резервів, приєднані до системи ОСР

1. ОСП і ОСР повинні співпрацювати для сприяння та забезпечення можливості постачання резервів активної потужності групами постачання резервів або одиницями постачання резервів, розташованими в системах розподілу.

2. Для цілей процесів попередньої кваліфікації РПЧ у статті 155, РВЧ у статті 159 і РЗ у статті 162 кожен ОСП повинен розробити та визначити в угоді з ОСР, що підключають резерви, і проміжними ОСР умови обміну інформацією, необхідною для таких процесів попередньої кваліфікації одиниць або груп постачання резервів, розташованих у системах розподілу, і постачання резервів активної потужності. У процесах попередньої кваліфікації РПЧ у статті 155, РВЧ у статті 159 і РЗ у статті 162 повинна бути визначена інформація, що має надаватися потенційними одиницями або групами постачання резервів, що повинна включати:

(a) рівні напруги та точки приєднання одиниць або груп постачання резервів;

(b) тип резервів активної потужності;

(c) максимальну резервну потужність, що постачається одиницями або групами постачання резервів у кожній точці приєднання; та

(d) максимальну швидкість зміни активної потужності одиниць або груп постачання резервів.

3. Процес попередньої кваліфікації повинен ґрунтуватися на погоджених строках і правилах обміну інформацією та постачання резервів активної потужності між ОСП, ОСР, що підключає резерви, і проміжними ОСР. Максимальна тривалість процесу попередньої кваліфікації повинна становити 3 місяці з моменту подання повної офіційної заяви одиницею або групою постачання резервів.

4. У ході попередньої кваліфікації одиниці або групи постачання резервів, приєднаної до його системи розподілу, кожен ОСР, що підключає резерви, і кожен проміжний ОСР, у співпраці з ОСП, має право встановлювати обмеження або виключати постачання резервів активної потужності, розташованих у його системі розподілу, з технічних причин, таких як географічне розташування одиниць постачання резервів і груп постачання резервів.

5. Кожен ОСП, що підключає резерви, і кожен проміжний ОСП має право, у співпраці з ОСП, встановлювати, до активації резервів, тимчасові обмеження постачання резервів активної потужності, розташованих у його системі розподілу. Відповідні ОСП повинні узгодити застосовні процедури з ОСР, що підключають резерви, і проміжними ОСР.

Розділ 11. ПРОЗОРІСТЬ ІНФОРМАЦІЇ

Стаття 183 — Загальні вимоги щодо інформації

1. Усі ОСП повинні забезпечити, щоб інформація, зазначена в цьому розділі, була опублікована у строк та у форматі, що не створює фактичну або потенційну перевагу або перешкоду для будь-якої окремої сторони або категорії сторін, і з належним урахуванням чутливої комерційної інформації.

2. Кожен ОСП повинен використовувати наявні знання та інструменти для подолання технічних обмежень і забезпечення доступності та точності інформації, що надається ENTSO-E згідно зі статтею 16 і статтею 185(3).

3. Кожен ОСП повинен забезпечити доступність і точність інформації, що надається ENTSO-E згідно зі статтями 184-190.

4. Усі матеріали для публікації, згадані у статтях 184-190, повинні бути надані ENTSO-E принаймні англійською мовою. ENTSO-E повинна публікувати такі матеріали на платформі прозорості інформації, створеній згідно зі статтею 3 Регламенту (ЄС) № 543/2013.

Стаття 184 — Інформація про операційні угоди

1. Кожен ОСП повинен надати зміст операційної угоди синхронної області регуляторному органу або, якщо застосовно, іншому компетентному органу не пізніше ніж за 1 місяць до набуття нею чинності.

2. Усі ОСП у кожній синхронній області повинні надати зміст операційної угоди синхронної області ENTSO-E для публікації не пізніше ніж за 1 тиждень до набуття нею чинності.

3. Кожен ОСП у кожному блоці РЧП повинен надати зміст операційної угоди блоку РЧП регуляторному органу або, якщо застосовно, іншому компетентному органу.

Стаття 185 — Інформація про якість частоти

1. Якщо ОСП у синхронній області пропонують змінити значення параметрів визначення якості частоти або цільового параметра якості частоти згідно зі статтею 127, вони повинні повідомити змінені значення ENTSO-E для публікації принаймні за 1 місяць до набуття чинності операційною угодою синхронної області.

2. Якщо застосовно, усі ОСП у кожній синхронній області повинні повідомити значення цільових параметрів FRCE для кожного блоку РЧП ENTSO-E для публікації принаймні за 1 місяць до їх застосування.

3. Усі ОСП у кожній синхронній області повинні повідомити методологію, що використовується для визначення ризику виснаження РПЧ, ENTSO-E для публікації принаймні за 3 місяці до застосування операційної угоди синхронної області.

4. Суб’єкт моніторингу кожної синхронної області повинен повідомити результати процесу застосування критеріїв для синхронної області ENTSO-E для публікації принаймні упродовж 3 місяців після останньої мітки часу періоду вимірювання і принаймні чотири рази на рік. Такі результати повинні включати щонайменше:

(a) значення критеріїв оцінювання якості частоти, розраховані для синхронної області та для кожного блоку РЧП у синхронній області згідно зі статтею 133(3); та

(b) роздільну здатність вимірювання, точність вимірювання та метод розрахунку, визначені згідно зі статтею 132.

5. Усі ОСП у кожній синхронній області повинні повідомити період лінійної зміни, визначений згідно зі статтею 136, ENTSO-E для публікації принаймні за 3 місяці до його застосування.

Стаття 186 — Інформація про структуру регулювання частоти та потужності

1. Усі ОСП у кожній синхронній області повинні повідомити зазначену нижче інформацію ENTSO-E для публікації принаймні за 3 місяці до застосування операційної угоди синхронної області:

(a) інформацію про структуру активації процесів у синхронній області, у тому числі принаймні інформацію про визначені області моніторингу, області РЧП і блоки РЧП та їхніх відповідних ОСП; та

(b) інформацію про структуру відповідальності за процеси у синхронній області, у тому числі принаймні інформацію про процеси, розроблені згідно зі статтею 140(1) та (2).

2. Усі ОСП, що здійснюють процес неттінгу небалансів, повинні публікувати інформацію про такий процес, що повинна включати принаймні перелік ОСП, які беруть участь, і дату початку процесу врегулювання небалансів.

Стаття 187 — Інформація про РПЧ

1. Усі ОСП у кожній синхронній області повинні повідомити підхід до визначення параметрів РПЧ для їхньої синхронної області згідно зі статтею 153(2) ENTSO-E для публікації принаймні за 1 місяць до його застосування.

2. Якщо застосовно, усі ОСП у кожній синхронній області повинні повідомити ENTSO-E для публікації загальний обсяг резервної потужності РПЧ і частки резервної потужності РПЧ, що вимагаються для кожного ОСП, визначені згідно зі статтею 153(1) як початкове зобов’язання щодо РПЧ, принаймні за 1 місяць до його застосування.

3 Усі ОСП у кожній синхронній області повинні повідомити ENTSO-E для публікації характеристики РПЧ для їхньої синхронної області згідно зі статтею 154(2) і додаткові вимоги до груп постачання РПЧ згідно зі статтею 154(3) принаймні за 3 місяці до їх застосування.

Стаття 188 — Інформація про РВЧ

1. Усі ОСП у кожному блоці РЧП повинні повідомити ENTSO-E для публікації вимоги щодо доступності РВЧ і вимоги до якості регулювання, визначені згідно зі статтею 158(2), а також технічні вимоги до приєднання, визначені згідно зі статтею 158(3), для їхнього блоку РЧП принаймні за 3 місяці до їх застосування.

2. Усі ОСП у кожному блоці РЧП повинні повідомити правила визначення параметрів РВЧ, визначені для їхнього блоку РЧП згідно зі статтею 157(1), ENTSO-E для публікації принаймні за 3 місяці до застосування операційної угоди блоку РЧП.

3. Усі ОСП у кожній синхронній області повинні повідомити, до 30 листопада кожного року, ENTSO-E для публікації прогноз резервних потужностей РВЧ у кожному блоці РЧП на наступний рік.

4. Усі ОСП у кожній синхронній області повинні повідомити ENTSO-E для публікації, протягом 30 днів після завершення кварталу, фактичні резервні потужності РВЧ у кожному блоці РЧП за минулий квартал.

Стаття 189 — Інформація про РЗ

1. Усі ОСП у кожному блоці РЧП, що використовує процес заміщення резервів, повинні повідомити ENTSO-E для публікації вимоги щодо доступності РЗ, визначені згідно зі статтею 161(2), і технічні вимоги до приєднання, визначені згідно зі статтею 161(3), для їхнього блоку РЧП за 3 місяці до їх застосування.

2. Усі ОСП у кожній синхронній області повинні повідомити, до 30 листопада кожного року, ENTSO-E для публікації прогноз резервних потужностей РЗ у кожному блоці РЧП на наступний рік.

3. Усі ОСП у кожній синхронній області повинні повідомити, протягом 30 днів після завершення кварталу, ENTSO-E для публікації фактичні резервні потужності РЗ у кожному блоці РЧП за минулий квартал.

Стаття 190 — Інформація про спільне використання та обмін

1. Усі ОСП у кожній синхронній області повинні надати річні збірники угод про спільне використання РВЧ і про спільне використання РЗ для кожного блоку РЧП у синхронній області ENTSO-E для публікації згідно зі статтями 188(3) та 189(2). Такі збірники повинні включати таку інформацію:

(a) ідентифікаційні дані блоків РЧП, у яких існує угода про спільне використання РВЧ або РЗ;

(b) частку РВЧ або РЗ, зменшених згідно з кожною угодою про спільне використання РВЧ або РЗ.

2. Усі ОСП у кожній синхронній області повинні повідомити інформацію про спільне використання РПЧ між синхронними областями ENTSO-E для публікації згідно зі статтею 187(1). Така інформація повинна включати:

(a) обсяг спільно використовуваної резервної потужності РПЧ між ОСП, які уклали угоди про спільне використання РПЧ; та

(b) вплив спільного використання РПЧ на резервну потужність РПЧ відповідних ОСП.

3. Якщо застосовно, усі ОСП повинні публікувати інформацію про обмін РПЧ, РВЧ і РЗ.

ЧАСТИНА V

ПРИКІНЦЕВІ ПОЛОЖЕННЯ

Стаття 191 — Внесення змін до договорів і загальних умов

Усі відповідні положення договорів і загальних умов ОСП, ОСР і значних користувачів мережі щодо експлуатації системи повинні бути приведені у відповідність до вимог цього Регламенту. З цією метою до таких договорів і загальних умов повинні бути внесені відповідні зміни.

Стаття 192 — Набуття чинності

Цей Регламент набуває чинності на двадцятий день після його опублікування в Офіційному віснику Європейського Союзу.

Статті 41-53 застосовуються через 18 місяців після набуття чинності цим Регламентом. Якщо в інших статтях передбачене надання або використання даних, як описано у статтях 41-53, у період між набуттям чинності цим Регламентом і початком застосування статей 41-53 повинні використовуватися доступні еквівалентні дані у форматі даних, визначеному суб’єктом, який відповідає за надання даних, якщо не погоджено інше.

Стаття 54 — (4) застосовується з дати застосування статті 41(2) Регламенту Комісії (ЄС) 2016/631 і дати застосування статті 35(2) Регламенту (ЄС) 2016/1388.

Цей Регламент обов’язковий у повному обсязі та підлягає прямому застосуванню в усіх державах-членах.

ДОДАТОК I

Положення, які не застосовуються до ОСП у Литві, Латвії та Естонії згідно зі статтею 2(4):

(1) стаття 16, підпараграфи (d), (e) та (f) параграфа 2;

(2) стаття 38(2);

(3) стаття 39(3);

(4) стаття 118;

(5) стаття 119;

(6) стаття 125;

(7) стаття 126;

(8) стаття 127, параграфи 1(i), 3, 4, 5 та 9;

(9) стаття 128, параграфи 4 та 7;

(10) стаття 130(1)(b);

(11) стаття 131;

(12) стаття 132(2);

(13) статті 133-140;

(14) стаття 141, параграфи 1, 2, 4(c), 5, 6, 9, 10 та 11;

(15) стаття 142;

(16) стаття 143(3);

(17) стаття 145, параграфи 1, 2, 3, 4 та 6;

(18) стаття 149(3);

(19) стаття 150;

(20) стаття 151(2);

(21) статті 152-181;

(22) стаття 184(2);

(23) стаття 185;

(24) стаття 186(1);

(25) стаття 187;

(26) стаття 188 параграфи 1 та 2; та

(27) стаття 189(1).

ДОДАТОК II

Діапазони напруг, зазначені у статті 27:

Таблиця 1

Діапазони напруг у точці приєднання між 110 кВ та 300 кВ

Синхронна область

Діапазон напруг

Континентальна Європа

0,90 в.о.-1,118 в.о.

Північна Європа

0,90 в.о.-1,05 в.о.

Великобританія

0,90 в.о.-1,10 в.о.

Ірландія та Північна Ірландія

0,90 в.о.-1,118 в.о.

Країни Балтії

0,90 в.о.-1,118 в.о.

Таблиця 2

Діапазони напруг у точці приєднання між 300 кВ та 400 кВ

Синхронна область

Діапазон напруг

Континентальна Європа

0,90 в.о.-1,05 в.о.

Північна Європа

0,90 в.о.-1,05 в.о.

Великобританія

0,90 в.о.-1,05 в.о.

Ірландія та Північна Ірландія

0,90 в.о.-1,05 в.о.

Країни Балтії

0,90 в.о.-1,097 в.о.

ДОДАТОК III

Параметри визначення якості частоти, зазначені у статті 127:

Таблиця 1

Параметри визначення якості частоти у синхронних областях

Континентальна Європа

Великобританія

Ірландія/Північна Ірландія

Північна Європа

стандартний діапазон частот

± 50 МГц

± 200 МГц

± 100 МГц

максимальне миттєве відхилення частоти

800 МГц

1 000 МГц

максимальне усталене відхилення частоти

200 МГц

500 МГц

час повернення частоти

не використовується

1 хвилина

не використовується

діапазон повернення частот

не використовується

± 500 МГц

не використовується

час відновлення частоти

15 хвилин

діапазон відновлення частот

не використовується

± 200 МГц

± 100 МГц

часу активації передаварійного режиму

5 хвилин

10 хвилин

5 хвилин

Цільові параметри якості частоти, зазначені у статті 127:

Таблиця 2

Цільові параметри якості частоти у синхронних областях

Континентальна Європа

Великобританія

Ірландія/Північна Ірландія

Північна Європа

максимальна кількість хвилин перебування за межами стандартного діапазону частот

15 000

ДОДАТОК IV

Цільові параметри FRCE, зазначені у статті 128:

Таблиця

Цільові параметри FRCE для Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії

Великобританія

Ірландія/Північна Ірландія

Рівень 1

Рівень 2

ДОДАТОК V

Мінімальні технічні вимоги до РПЧ, зазначені у статті 154:

Таблиця

Характеристики РПЧ у різних синхронних областях

Мінімальна точність вимірювання частоти

Континентальна Європа, Великобританія, Ірландія/Північна Ірландія та Північна Європа

10 МГц або галузевий стандарт, якщо він є вищим

Максимальний комбінований ефект властивої нечутливості частотної характеристики та можливої навмисної зони нечутливості частотної характеристики регулятора одиниць постачання РПЧ або груп постачання РПЧ

Континентальна Європа

10 МГц

Великобританія

15 МГц

Ірландія/Північна Ірландія

15 МГц

Північна Європа

10 МГц

Час повної активації РПЧ

Континентальна Європа

30 с

Великобританія

10 с

Ірландія/Північна Ірландія

15 с

Північна Європа

30 с, якщо частота системи перебуває поза межами стандартного діапазону частот

Відхилення частоти для повної активації РПЧ

Континентальна Європа

± 200 МГц

Великобританія

± 500 МГц

Ірландія/Північна Ірландія

Динамічні РПЧ ± 500 МГц

Статичні РПЧ ± 1 000 МГц

Північна Європа

± 500 МГц

ДОДАТОК VI

Обмеження та вимоги щодо обміну РПЧ, зазначені у статті 163:

Таблиця

Обмеження та вимоги щодо обміну РПЧ

Синхронна область

Обмін РПЧ дозволено між:

Обмеження обміну РПЧ

Синхронна область континентальної Європи

ОСП суміжних блоків РЧП

ОСП у блоці РЧП повинні забезпечити фізичне постачання принаймні 30% їхніх загальних сумарних початкових зобов’язань щодо РПЧ у межах їхнього блоку РЧП; та
обсяг резервної потужності РПЧ, яка фізично розташована у блоці РЧП у результаті обміну РПЧ з іншими блоками РЧП, обмежується такими максимальними значеннями:
30% загальних сумарних початкових зобов’язань щодо РЧП ОСП у блоці РЧП, до якого фізично підключена резервна потужність РПЧ; та
100 МВт резервної потужності РПЧ.

ОСП в областях РЧП того самого блоку РЧП

ОСП в областях РЧП, що утворюють блок РЧП, мають право визначити в операційній угоді блоку РЧП внутрішні обмеження обміну РПЧ між областями РЧП того самого блоку РЧП, щоб:
запобігти внутрішнім перевантаженням у разі активації РПЧ;
забезпечити рівний розподіл резервної потужності РПЧ у разі розділення мережі; та
запобігти негативному впливу на стабільність ППЧ або операційну безпеку.

Інші синхронні області

ОСП у синхронній області

ОСП у синхронній області мають право визначити в операційній угоді синхронної області обмеження обміну РПЧ, щоб:
запобігти внутрішнім перевантаженням у разі активації РПЧ;
забезпечити рівний розподіл РПЧ у разі розділення мережі; та
запобігти негативному впливу на стабільність ППЧ або операційну безпеку.

ДОДАТОК VII

Вимоги та обмеження щодо обміну РВЧ у синхронній області, зазначені у статті 167:

Таблиця

Вимоги та обмеження щодо обміну РВЧ у синхронній області

Синхронна область

Обмін РВЧ дозволено між

Обмеження обміну РВЧ

Усі синхронні області, що складаються з більш ніж одного блоку РЧП

ОСП різних блоків РЧП

ОСП у блоці РЧП повинні забезпечити, щоб принаймні 50% їхньої загальної сумарної потужності РВЧ, що випливає із правил визначення параметрів РВЧ, зазначених у статті 157(1), до будь-якого зменшення внаслідок спільного використання РВЧ згідно зі статтею 157(2) залишалося у їхньому блоці РЧП.

ОСП в областях РЧП того самого блоку РЧП

ОСП в областях РЧП, що утворюють блок РЧП, мають право, за потреби, визначити в операційній угоді блоку РЧП внутрішні обмеження обміну РВЧ між областями РЧП у блоці РЧП, щоб:
запобігти внутрішнім перевантаженням внаслідок активації резервної потужності РВЧ, що є предметом обміну РВЧ;
забезпечити рівний розподіл РВЧ у синхронній області і блоках РЧП у разі розділення мережі;
запобігти негативному впливу на стабільність ПВЧ або операційну безпеку.

ДОДАТОК VIII

Вимоги та обмеження щодо обміну РЗ у синхронній області, зазначені у статті 169:

Таблиця

Вимоги та обмеження щодо обміну РЗ у синхронній області

Синхронна область

Обмін РЗ дозволено між

Обмеження обміну РЗ

Усі синхронні області, що складаються з більш ніж одного блоку РЧП

ОСП різних блоків РЧП

ОСП в областях РЧП, що утворюють блок РЧП, повинні забезпечити, щоб принаймні 50% їхньої загальної сумарної потужності РЗ, що випливає із правил визначення параметрів РЗ згідно зі статтею 160(3), до будь-якого зменшення резервної потужності РЗ внаслідок спільного використання РЗ згідно зі статтею 160(4) і статтею 160(5) залишалося у їхньому блоці РЧП.

ОСП в областях РЧП того самого блоку РЧП

ОСП в областях РЧП, що утворюють блок РЧП, мають право, за потреби, визначити в операційній угоді блоку РЧП внутрішні обмеження обміну РЗ між областями РЧП у блоці РЧП, щоб:
запобігти внутрішнім перевантаженням внаслідок активації резервної потужності РЗ, що є предметом обміну РЗ;
забезпечити рівний розподіл РЗ у синхронній області в разі розділення мережі; та
запобігти негативному впливу на стабільність ПЗР або операційну безпеку.

(-1) Регламент Комісії (ЄС) 2016/631 від 14 квітня 2016 року про встановлення мережевого кодексу щодо вимог для приєднання виробників електроенергії до мереж (OB L 112, 27.04.2016, с. 1).

(-2) Регламент Комісії (ЄС) 2016/1388 від 17 серпня 2016 року про встановлення мережевого кодексу щодо приєднання енергоспоживачів до мереж (OB L 223, 18.08.2016, с. 10).

(-3) Регламент Комісії (ЄС) 2016/1447 від 26 серпня 2016 року про встановлення мережевого кодексу вимог до приєднання до мережі систем постійного струму високої напруги і приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентру (OB L 241, 08.09.2016, с. 1).

(-4) Регламент Комісії (ЄС) 2015/1222 від 24 липня 2015 року про встановлення настанов щодо розподілу пропускної спроможності та управління перевантаженнями (OB L 197, 25.07.2015, с. 24).

(-5) Регламент Комісії (ЄС) 2016/1719 від 26 вересня 2016 року про встановлення настанов щодо форвардного розподілу пропускної спроможності (OB L 259, 27.09.2016, с. 42).

(-6) Регламент Комісії (ЄС) № 543/2013 від 14 червня 2013 року про подання та публікацію даних на ринках електричної енергії та про внесення змін до додатка I до Регламенту (ЄС) Європейського Парламенту і Ради № 714/2009 (OB L 163, 15.06.2013, с. 1).

(-7) Директива Європейського Парламенту і Ради 2009/72/ЄС від 13 липня 2009 року про спільні правила для внутрішнього ринку електроенергії та про скасування Директиви 2003/54/ЄC (OB L 211, 14.08.2009, с. 55).

(-8) Директива Ради 2008/114/ЄС від 08 грудня 2008 року про ідентифікацію і визначення європейських критичних інфраструктур та оцінювання необхідності покращення їх охорони та захисту (OB L 345, 23.12.2008, с. 75).

Оригінальний текст перекладу

Джерело: https://eur-lex.europa.eu/. Текст англійською мовою