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

ЗАТВЕРДЖЕНО

рішенням Урядового комітету з питань

європейської та євроатлантичної інтеграції,

міжнародного співробітництва, правової

політики та правоохоронної діяльності

від 20 березня 2025 р.

(протокол № 3)

02017R1485 - UA - 15.03.2021 - 001.001

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

(До Розділу V: Економічне та галузеве співробітництво

Глава 1. Співробітництво у сфері енергетики, включаючи ядерну енергетику

РЕГЛАМЕНТ КОМІСІЇ (ЄС) 2017/1485

від 02 серпня 2017 року

про встановлення настанов щодо експлуатації системи передачі електроенергії

(Текст стосується ЄЕП)

(OB L 220, 25.08.2017, с. 1)

Зі змінами, внесеними:

Офіційний вісник

№

сторінка

дата

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

L 62

24

23.02.2021

РЕГЛАМЕНТ КОМІСІЇ (ЄС) 2017/1485

від 02 серпня 2017 року

про встановлення настанов щодо експлуатації системи передачі електроенергії

(Текст стосується ЄЕП)

ЧАСТИНА I

ЗАГАЛЬНІ ПОЛОЖЕННЯ

Стаття 1

Предмет

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

(a) вимог і принципів операційної безпеки;

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

(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.

Стаття 2

Сфера застосування

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

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

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

(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 областю континентальної Європи, Великобританії, Північної Європи, Ірландії та Північної Ірландії або країн Балтії.

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

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

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

Стаття 3

Терміни та означення

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

2. Крім того, застосовуються такі терміни та означення:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(19) «помилка області регулювання», або «АСЕ», означає суму помилок регулювання потужності, (DP), 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*Df), що являють собою добуток K-фактора і відхилення частоти цієї конкретної області РЧП або блоку РЧП, де помилка області регулювання дорівнює DP+K*Df;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Стаття 4

Цілі та регуляторні аспекти

1. Цей Регламент спрямований на:

(a) визначення спільних вимог і принципів операційної безпеки;

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

(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 областях на території Союзу;

(f) сприяння координації експлуатації системи та оперативного планування;

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

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

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

(a) застосовувати принципи пропорційності та недискримінації;

(b) забезпечувати прозорість;

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

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

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

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

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

Стаття 5

Умови або методології ОСП

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Стаття 6

Затвердження умов або методологій ОСП

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

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

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

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

(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 області згідно зі статтею 39(3)(b);

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Стаття 7

Зміни до умов або методологій ОСП

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

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

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

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

Стаття 8

Публікація умов або методологій у мережі Інтернет

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

2. Публікація також повинна стосуватися:

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

(b) цільових параметрів FRCE згідно зі статтею 128;

(c) обмежень лінійної зміни на рівні синхронної області 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).

Стаття 9

Відшкодування витрат

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

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

Стаття 10

Залучення стейкхолдерів

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

Стаття 11

Консультації з громадськістю

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

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

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

Стаття 12

Обов'язки щодо забезпечення конфіденційності

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

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

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

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

Стаття 13

Угоди з ОСП, які не підпадають під дію цього Регламенту

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

Стаття 14

Моніторинг

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

(a) показники операційної безпеки згідно зі статтею 15;

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

(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.

Стаття 15

Річний звіт про показники операційної безпеки

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(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.

Стаття 16

Річний звіт про регулювання частоти та потужності

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Стаття 17

Річний звіт про результати оцінювання регіональної координації

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

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

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

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

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

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

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

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

ЧАСТИНА II

ОПЕРАЦІЙНА БЕЗПЕКА

РОЗДІЛ 1

ВИМОГИ ОПЕРАЦІЙНОЇ БЕЗПЕКИ

ГЛАВА 1

Режими системи, коригувальні дії та межі операційної безпеки

Стаття 18

Класифікація режимів системи

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

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

(b) частота відповідає таким критеріям:

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

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

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

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

2. Система передачі перебуває в передаварійному режимі, коли:

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

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

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

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

Стаття 19

Моніторинг і визначення режимів системи ОСП

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

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

(a) перетоки активної та реактивної потужності;

(b) напруги на системах шин;

(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.

Стаття 20

Коригувальні заходи при експлуатації системи

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

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

Стаття 21

Принципи та критерії, які застосовуються до коригувальних дій

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

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

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

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

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

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

(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.

Стаття 22

Категорії коригувальних дій

1. Кожен ОСП повинен використовувати такі категорії коригувальних дій:

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

(b) активний вплив на перетоки потужності за допомогою:

(i) перемикання відгалужень силових трансформаторів;

(ii) перемикання відгалужень фазозсувних трансформаторів;

(iii) зміни топологій;

(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.

Стаття 23

Підготовка, активація та координація коригувальних дій

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

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

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

(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.

Стаття 24

Доступність засобів, інструментів та об'єктів ОСП

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

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

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

(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.

Стаття 25

Межі операційної безпеки

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

(a) обмежень напруги згідно зі статтею 27;

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

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