02017R1485 - UA - 15.03.2021 - 001.001

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 експлуатації у майже реальному часу;

(c) правил підготовки та сертифікації працівників оператора системи;

(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.

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;

(c) наявні та нові приєднані до системи передачі закриті системи розподілу;

(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 зоною 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 зоні, 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.

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 елемент системи передачі 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 зони, 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 зони або всю синхронну зону, 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 зон лише з однією областю РЧП, та, у випадку синхронних зон 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 зони або всю синхронну зону, 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, (Дельта P), 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 (K*Дельта f), що являють собою добуток K-фактора і відхилення частоти цієї конкретної області РЧП або блоку РЧП, де помилка області регулювання дорівнює Дельта P+K*Дельта f;

(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 зоні, що може бути додатною або від’ємною;

(41) "частота системи" означає електричну частоту системи, що може вимірюватися в усіх частинах синхронної зони 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 зон, 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 зоні;

(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 зоні 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) "відповідність (достатність)" означає здатність подачі електроенергії в області відповідати навантаженню 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) "майже в реальному часі" 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 представляє 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 взаємозаліку 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 зони, 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 зони, 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 зоні;

(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 зон, який дає змогу зв’язувати активацію РПЧ шляхом адаптації потоків ПСВН між синхронними зонами;

(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 зонах 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 зон 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 зонах 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 взаємозаліку 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 взаємозаліку небалансів" означає потужність, якою обмінюються між областями РЧП, у рамках процесу взаємозаліку 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 зоні 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 зоні 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 взаємозаліку 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 зони;

(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 зони або всю синхронну зону, 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 зоні;

(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 зони" означає ОСП, який відповідає за збір даних про критерії оцінювання якості частоти та застосування критеріїв оцінювання якості частоти в синхронній зоні;

(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.

1. Цей Регламент спрямований на:

(a) визначення спільних вимог і принципів операційної безпеки;

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

(c) визначення спільних процесів і структур регулювання частоти та потужності;

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

(e) забезпечення умов для підтримання рівня якості частоти в усіх синхронних зонах 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.

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.

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;

(c) методологія координації аналізу операційної безпеки згідно зі статтею 75;

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 зони 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 зони згідно зі статтею 84;

(d) методології, умови та значення, включені до операційних угод синхронної зони 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 зон Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії - заходів для забезпечення відновлення запасів енергії згідно зі статтею 156(6)(b);

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

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

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

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

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

(x) обмежень обсягу обміну РЗ між синхронними зонами, визначених згідно зі статтею 178(1), і обмежень обсягу спільного використання РЗ між синхронними зонами, 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 зони або блоку РЧП згідно зі статтею 138;

(g) спільна пропозиція для кожної синхронної зони 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 зон 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);

(c) додаткові вимоги до груп постачання РПЧ згідно зі статтею 154(3);

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

(e) для синхронних зон 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.

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.

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;

(c) обмежень лінійної зміни на рівні синхронної зони згідно зі статтею 137(1);

(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).

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.

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.

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.

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.

Якщо синхронна зона об’єднує як ОСП Союзу, так і ОСП третіх країн, протягом 18 місяців після набуття чинності цим Регламентом усі ОСП Союзу в такій синхронній зоні 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.

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;

(c) оцінювання регіональної координації відповідно до статті 17;

(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.

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 зони;

(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;

(c) кількість подій, при яких мало місце погіршення умов роботи системи внаслідок виняткової аварійної ситуації;

(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.

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;

(c) визначення синхронних зон, до яких належить кожна держава-член;

(d) дані, пов’язані з критеріями оцінювання якості частоти для кожної синхронної зони 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 зон, 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 зоні або у блоці РЧП повинні співпрацювати під час збору даних, вказаних у параграфі 2.

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 відповідності (достатності), і опис встановлених пом’якшувальних заходів.

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

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

(c) частота відповідає таким критеріям:

(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;

(c) був активований принаймні один захід із плану захисту системи ОСП;

(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 зон Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії може розробити пропозицію із зазначенням рівня втрати споживання, за якого система передачі опиниться в режимі системної аварії.

ОСП синхронних зон 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.

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;

(c) частота і помилка регулювання при відновленні частоти в його області РЧП;

(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.

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.

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;

(c) враховувати ризики відмов при застосуванні доступних коригувальних дій і їх вплив на операційну безпеку, зокрема;

(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.

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;

(c) регулювання напруги та управління реактивною потужністю за допомогою:

(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.

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

(c) аналіз аварійних ситуацій при оперативному плануванні згідно зі статтею 72.

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.

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;

(c) засоби зв’язку з диспетчерськими пунктами інших ОСП та РКБ;

(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.

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

(c) поточних обмежень стосовно теплових характеристик елементів, включаючи перехідні допустимі перевантаження.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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 зоні.

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 зони повинні координувати оцінювання динамічної стійкості, які повинні охоплювати всю синхронну зону 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;

(c) перелік спільно узгоджених сценаріїв стосовно координованого оцінювання динамічної стійкості; та

(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 зоні, кожен ОСП повинен за першої можливості взяти участь у координованому оцінюванні динамічної стійкості на рівні синхронної зони 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.

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 зони:

(a) усі ОСП у відповідній синхронній зоні повинні провести, не пізніше ніж протягом 2 років після набуття чинності цим Регламентом, спільне дослідження для кожної синхронної зони, 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 зоні 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).

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;

(c) графіки;

(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;

(c) дані в реальному часі відповідно до статей 44, 47 і 50; та

(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.

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 зоні 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;

(c) допустимі значення температури елементів системи передачі; та

(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 зоні 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.

1. Згідно зі статтями 18 та 19, кожен ОСП повинен обмінюватися з іншими ОСП у тій самій синхронній зоні 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;

(c) виміряні значення обміну активною потужністю між областями РЧП;

(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.

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);

(c) трансформатори на підстанціях, 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.

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;

(c) активну та реактивну потужність у комірці трансформатора;

(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.

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;

(c) дані для розрахунку струмів короткого замикання;

(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;

(c) дані про фільтри та блоки фільтрів;

(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;

(c) пов’язані засоби захисту.

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;

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

(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;

(c) будь-які прогнозовані обмеження можливості регулювання реактивної потужності або напруги.

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

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

(c) активна та реактивна потужність.

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;

(c) дані про резерви відновлення частоти для генеруючих об’єктів, які пропонують або надають послугу з постачання РВЧ;

(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.

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.

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.

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.

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

(c) характеристики регулювання реактивної потужності.

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.

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;

(c) активна та реактивна потужність у реальному часі в точці приєднання; та

(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 майже 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;

(c) активна та реактивна потужність у реальному часі; та

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

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.

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.

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;

(c) ОСП, ОСР або ЗКМ могли підтримувати наявні та розробляти нові методи експлуатації;

(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

(c) використані для удосконалення методів експлуатації, у тому числі в аварійному режимі та в режимі відновлення.

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;

(c) вимоги до моделей для оцінювання динамічної стійкості; та

(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.

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;

(c) програму підготовки для своїх працівників, які відповідають за балансування.

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;

(c) використання систем і процесів на робочому місці;

(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.

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.

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;

(c) процесів, у тому числі відповідної документації, для програм первинної та безперервної підготовки;

(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.

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.

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.

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.

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;

(c) на добу наперед відповідно до статті 70; та

(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).

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;

(c) потенційні відхилення від меж операційної безпеки для кожного сценарію;

(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;

(c) весняний максимум, 3-тя середа квітня поточного року, 10:30 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.

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).

2. При визначенні індивідуальної моделі мережі на рік наперед кожен ОСП повинен:

(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

(c) розрізнятися за типами первинних джерел енергії.

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.

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).

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.

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;

(c) наявні результати завдань зі складання графіків, описаних у розділі 6 частини III;

(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.

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;

(c) узгодженості перехідних допустимих перевантажень перетинів; та

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

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;

(c) на добу наперед; та

(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.

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

(c) порушень порогових значених струмів короткого замикання в системі передачі.

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.

1. Кожен ОСП повинен проводити аналізи операційної безпеки на добу наперед, протягом доби та майже в реальному часі 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 майже в реальному часі у своїй області спостереження кожен ОСП повинен використовувати оцінку режиму.

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 зони 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

(c) вимогу щодо забезпечення належного представлення підключених елементів в області спостереження ОСП.

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.

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.

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;

(c) якщо ОСП пропонують призначити більше ніж одного регіонального координатора безпеки згідно з підпараграфом (a):

(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 відповідності 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.

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;

(c) межі операційної безпеки, встановлені відповідно до статті 25.

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.

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.

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.

1. Кожен регіональний координатор безпеки повинен проводити регіональні оцінювання відповідності принаймні для часового періоду на тиждень наперед.

2. Кожен ОСП повинен надавати регіональному координатору безпеки інформацію, необхідну для проведення регіональних оцінювань безпеки, зазначених у параграфі 1, у тому числі:

(a) очікуваний загальний обсяг споживання та доступні ресурси для управління попитом;

(b) доступність генеруючих модулів; та

(c) межі операційної безпеки.

3. Кожен регіональний координатор безпеки повинен проводити оцінювання відповідності на основі інформації, наданої відповідними ОСП, з метою виявлення ситуацій, у яких очікується дефіцит відповідності 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 відповідності кожен регіональний координатор безпеки повинен координувати свої дії з іншими регіональними координаторами безпеки.

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.

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.