Contract

II.

(Незаконодавни акти)

РЕГУЛАТИВИ

РЕГУЛАТИВА (ЕУ) 2017/1485 ДЕЛЕГИРАНА ОД КОМИСИЈАТА од 2 август 2017

година за утврдување на упатствата за работа на операторот на електропреносниот систем

(Текст со ЕЕА важност)

ЕВРОПСКАТА КОМИСИЈА,

Имајќи го предвид Договорот за функционирањето на Европската унија,

Имајќи ја предвид Регулативата (ЕЗ) бр Регулатива (ЕЗ) бр. 714/2009 на Европскиот парламент и на Советот од 13 јули 2009 година за услови за пристап до мрежата за прекугранична размена на електрична енергија и укинување на Регулативата (ЕЗ) бр. 714/2009 1228/2003 (1), а особено Член 18

(3) (г) и Член 18 (5) од истата, со оглед на тоа што:

(1) Комплетно функционалниот и меѓусебно поврзаниот внатрешен пазар на енергија е клучен за одржување на безбедно снабдување со енергија, зголемување на конкурентноста и обезбедување дека сите клиенти можат да купат енергија по пристапни цени.

(2) Регулатива (ЕЗ) бр 714/2009 ги утврдува недискриминаторските правила за пристап до прекуграничната мрежа за размена електрична енергија со цел да се обезбеди правилно функционирање на внатрешниот пазар на електрична енергија.

(1) OJ L 211, 14.8.2009 година, стр. 15.

(3) Треба да се утврдат усогласени правила за работа на операторите на електропреносниот систем (ОЕПС), операторите на дистрибутивниот систем (ОДС) и значајните корисници на мрежа (ЗКМ) со цел да се обезбеди јасна правна рамка за работата на системот, олеснување на трговијата со електрична енергија низ целата Унија, обезбедување на системска безбедност, обезбедување достапност и размена на потребните податоци и информации меѓу ОЕПС и други заинтересирани Страни, олеснување на интеграцијата на обновливите извори на енергија, овозможување поефикасно користење на мрежата и зголемување на конкуренцијата во корист на потрошувачите.

(4) За да се постигне оперативна сигурност на меѓусебно приклучен преносен систем на електрична енергија, потребно е да се дефинира заеднички збир на минимални барања за работата на системот на територијата на Унијата, прекугранична соработка на ОЕПС и искористување на соодветните карактеристики на приклучените ОДС и ЗКМ.

(5) Сите ОЕПС треба да ги почитуваат општите минимални барања во однос на процедурите потребни за подготовка на работа во реално време, развој на поединечни и имплементација на заеднички модели на мрежа, олеснување на ефикасно и усогласена примена на корективни мерки неопходни за работење во реално време за одржување на оперативната сигурност, квалитетот и стабилноста на системот за меѓусебно приклучениот преносен систем на електрична енергија и да се поддржи ефикасно функционирање на европскиот внатрешен пазар на електрична енергија и да се олесни интеграцијата на обновливите извори на електрична енергија.

(6) Иако денес има голем број на доброволни иницијативи за регионална соработка за работата на системот поттикната од повеќе ОЕПС, со цел да се придонесе за трансформација на пазарот на електрична енергија во Унијата за функционирање на преносниот систем на Унијата неопходна е регулаторна координација. Правилата за функционирање на системот утврдени во оваа Регулатива бараат институционална рамка за подобра координација на ОЕПС, вклучително и задолжително учество на ОЕПС во регионалните координативни центри. Заедничките барања за воспоставување регионални координативни центри и нивните должности утврдени со оваа Регулатива се

првиот чекор кон поголема регионална координација и интеграција на работата на системот и треба да служат за да се олесни остварувањето на целите утврдени во Регулативата (ЕЗ) бр. 1049/2001. 714/2009 и постигнување побезбедни стандарди за снабдување во Унијата.

(7) Оваа Регулатива треба да воспостави рамка за задолжителна соработка на ОЕПС преку назначување на регионални координативни центри. Регионалните координативни центри треба да дадат препораки до регионалните ОЕПС за пресметка на капацитетот за кој се назначени. ОЕПС, индивидуално, треба да одлучат дали ќе ги следат препораките на регионалниот координативен центар. ОЕПС треба да биде одговорен за одржување на оперативната сигурност во својата контролна област.

(8) Да се осигура дека персоналот на операторот на системот и другиот оперативен персонал се стручни и добро обучени и дека вработените во операторите на системот кои работат за време на работењето во реално време се овластени за управување со преносниот систем на безбеден начин во сите оперативни ситуации, потребни се правила за обука и сертификација. Правилата за обука и сертификација ги зајакнуваат и формализираат најдобрите постоечки практики меѓу ОЕПС и обезбедуваат дека сите ОЕПС во Унијата применуваат минимални стандарди.

(9) Барањата во врска со тестирањето и следењето на работата бараат да се обезбеди правилно функционирање на елементите на преносниот систем, дистрибутивниот систем и опремата за мрежните корисници. Планирање и координација на оперативните тестови се неопходни како би се минимизирале нарушувањата во стабилноста, работењето и ефективноста на трошоците на меѓусебно приклучениот систем.

(10) Со оглед на тоа што планираните испади во работата влијаат врз стабилноста на мрежата надвор од контролната област на некој ОЕПС, секој ОЕПС, како дел од оперативното планирање, треба да ја следи изводливоста на планираните испади за секоја временска рамка и, каде што е потребно, ги координираат испадите со и помеѓу ОЕПС, ОДС и ЗКМ, кога овие испади влијаат на прекуграничните текови кои што влијаат врз оперативната сигурност на преносните системи.

(11) Оперативни процеси и процесите на планирање неопходни за да се предвидат проблемите во оперативното сигурносно работење и подготвувањето на соодветни релевантни мерки во реално време вклучуваат навремена и соодветна размена на информации. Затоа, ваквите размени не треба да бидат попречени од било какви пречки помеѓу различните учесници.

(12) Регулација на оптоварувањето и фреквенцијата (LFC) е еден од најкритичните процеси за обезбедување оперативна сигурност со високо ниво на доверливост и квалитет. Ефикасен LFC може да се овозможи само ако ОЕПС и ОДС кој дава резерви имаат обврска да соработуваат со цел меѓусебно приклучените преносни системи да работат како целина и ако модулите за производство на електрична енергија (во натамошниот текст: модули за производство) и потрошувачите ги исполнуваат релевантните минимални технички барања.

(13) Одредбите за LFC и резервите имаат за цел да утврдат јасни, објективни и усогласени барања за ОЕПС, ОДС кои даваат резерва, неговите модули за производство и потрошувачите на давателот со цел да гарантираат сигурност на системот и придонесуваат за развој на успешна недискриминаторска конкуренција и ефикасно функционирање на внатрешниот пазар на електрична енергија. Одредбите за LFC и резервите ја обезбедуваат техничката рамка неопходна за развој на прекугранични пазари за балансирање.

(14) За да се обезбеди квалитет на заедничката фреквенција на системот, неопходен е заеднички збир на минимални барања и принципи за LFC на ниво на Унијата и резервите да се дефинираат како основа за прекугранична соработка помеѓу ОЕПС и, кога е соодветно, да се искористи потенцијалот на меѓусебно приклучени системи за производство, потрошувачка и дистрибуција. Затоа, оваа Регулатива ги опфаќа правилата за структурата и работењето на LFC, критериумите и целите во врска со квалитетот, големината на резервите, размената, распределбата и распределбата на резервите и надзорот кој е поврзан со LFC.

(15) Синхроните области не се ограничени со границите на Унијата и можат да вклучуваат територија на трети земји. Унијата, Земјите-членки и ОЕПС треба да се стремат кон безбедно функционирање на системот во сите синхрони

области во целата Унија. Тие треба да ги поддржуваат третите земји во примена на правила слични на оние утврдени во оваа Регулатива. ENTSO-Е треба да ја олесни соработката помеѓу ОЕПС на Унијата и ОЕПС на трети земји за безбедно работење на системот.

(16) Во согласност со Член 8 од Регулативата (ЕЗ) бр 713/2009 на Европскиот парламент и на Советот (1), Агенцијата за соработка на енергетски регулатори („Агенцијата“) треба да донесат одлука доколку надлежните регулаторни органи не можат да го постигнат договор за вообичаени услови или методологии.

(17) Оваа Регулатива е изработена во тесна соработка со Агенцијата, ENTSO-Е и засегнатите Страни со цел транспарентно и партиципативно усвојување на ефективни, избалансирани и пропорционални правила. Во согласност со Член 18 (3) од Регулативата (ЕЗ) бр 714/2009, пред да предложи измена на оваа Регулатива, Комисијата ќе се консултира со Агенцијата, ENTSO-Е и други релевантни засегнати Страни.

(18) Мерките предвидени со оваа Регулатива се во согласност со мислењето на Комитетот наведен во Член 23 (1) од Регулативата (ЕЗ) бр. 714/2009 година,

ЈА ДОНЕСЕ ОВАА РЕГУЛАТИВА:

ДЕЛ I

ОПШТИ ОДРЕДБИ

Член 1

Предмет

За да се заштити оперативната сигурност, фреквенцијата, квалитетот и ефикасната употреба на меѓусебно приклучени системи и ресурси,

(1) Регулатива (ЕЗ) бр 713/2009 на Европскиот парламент и на Советот од 13 јули 2009 година за формирање на Агенција за соработка на енергетските регулатори (OJ L 211, 14.8.2009, стр. 1).

Оваа Регулатива утврдува детални упатства за:

(а) xxxxxx и принципи во врска со оперативната сигурност;

(б) правила и одговорности за координација и размена на податоци помеѓу ОЕПС, помеѓу ОЕПС и ОДС и помеѓу ОЕПС, ОДС и ЗКМ при оперативно планирање и работа во скоро реално време;

(в) правила за обука и сертификација на вработените во оператор на преносниот систем;

(г) барања за координација при испади;

(д) барања во врска со изготвувањето на конечни дневни распореди помеѓу регулаторните области на ОЕПС и

(ѓ) правила кои бараат воспоставување рамка на Унијата за LFC и резерви

Член 2

Опсег

1. Правилата и барањата утврдени во оваа Регулатива се применуваат на следниве ЗКМ:

(а) постојни и нови модули за производство кои се или би биле класифицирани во типови B, C и D во согласност со утврдените критериуми во Член 5 од Регулативата на Комисијата (ЕУ) 2016/631 (2);

(б) постојни и нови потрошувачи приклучени на преносниот систем;

(в) постојни и нови затворени дистрибутивни системи приклучени на преносниот систем;

(2) Регулатива на Комисијата (ЕУ) 2016/631 од 14 април 2016 година за воспоставување мрежни правила за барањата за мрежно поврзување на генераторите (ОЈ Л 112, 27.4.2016 година, стр. 1).

(г) постојни и нови потрошувачи, затворени дистрибутивни системи и трети лица доколку тие обезбедат потрошувачка директно до ОЕПС, во согласност

со критериумите утврдени во Член 27 од Регулативата на Комисијата (ЕУ)

2016/1388 (3);

(д) давателите на редистрибуирање на модулите за производство или потрошувачи со помош на агрегација и давателите на резерва на активна моќност во согласност со Поглавје 8, Дел IV. на оваа Регулатива и

(ѓ) постојни и нови високонапонски системи за пренос на еднонасочна струја (во натамошниот текст: HVDC системи) во согласност со критериумите утврдени во Член 3 (1) од Регулативата на Комисијата (ЕУ) 2016/1447 (1).

2. Оваа Регулатива се применува за сите преносни системи, дистрибутивни системи и интерконективните далеководи во Унијата и регионалните координативни центри, освен преносните системи и дистрибутивните системи или делови на преносни системи или системи за дистрибуција на островите на земјите-членки чии системи не работат синхроно со континентална Европа (‘CE’), Велика Британија (‘GB’), Скандинавските земји, Ирска и Северна Ирска (‘IE/NI’) или синхроната област на Балтичките земји.

3. Доколку има повеќе од еден ОЕПС во земја-членка, оваа Регулатива се применува на сите ОЕПС во таа земја-членка. Ако ОЕПС нема функција потребна за обврските согласно оваа уредба, земјата-членка може, во рамките на националниот регулаторен режим, да пропише дека одговорноста на ОЕПС за усогласеност со дел или сите обврски од оваа Регулатива се доделуваат на одделни ОЕПС.

4. ОЕПС од Литванија, Латвија и Естонија, додека работат во синхронизиран режим на работа во синхрона област каде што не сите земји се обврзани од законите на Унијата, се изземени од примената на одредбите наведени во

(1) Регулатива на Комисијата (ЕУ) 2016/1447 од 26 август 2016 година за воспоставување мрежни правила за барања за мрежно поврзување високонапонски системи за пренос на еднонасочна струја и модули на енергетски парк приклучени на еднонасочна струја (OJ L 241, 8.09.2016 година, стр. 1.)

(3) Регулатива на Комисијата (ЕУ) 2016/1388 од 17 август 2016 година за воспоставување Мрежни правила за потрошувачка (OJ L 223,18.8.2016, стр. 10).

Прилог I на оваа Регулатива, освен ако не е поинаку предвидено во договорот за нивна соработка во врска со оперативната сигурност на системот согласно Член 13.

5. Доколку барањата од оваа Регулатива треба да бидат утврдени од надлежен оператор на системот што не е ОЕПС, земјите-членки можат да обезбедат дека ОЕПС е одговорен за утврдување на соодветните барања.

Член 3

Дефиниции

1. За целите на оваа Регулатива, се применуваат дефинициите утврдени во Член 2 од Регулативата (ЕЗ) бр. 1234/2007. 714/2009, Член 2 од Регулативата на Комисијата (ЕУ) 2015/1222 (2), Член 2 од Регулативата (ЕУ) 2016/631, Член 2 од Регулативата (ЕУ) 2016/1388, Член 2 од Регулативата (ЕУ) 2016/1447, Член 2 од Регулативата на Комисијата (ЕУ) 2016/1719 (3), Член 2 од Регулативата на Комисијата (ЕУ) бр. 543/2013 (4) за доставување и објавување на податоци за пазарите за електрична енергија и Член 2 од Директивата 2009/72 / ЕЗ на Европскиот парламент и Советот (5).

(2) Регулатива на Комисијата (ЕУ) 2015/1222 од 24 јули 2015 година за воспоставување насоки за распределување на капацитетот и управување со преоптовареност (OJ L 197, 25.7.2015, стр. 24).

(3) Регулатива на Комисијата (ЕУ) 2016/1719 од 26.09.2016 година за воспоставување насоки за долгорочно распределување на капацитетот (OJ L 259, 27.9.2016, стр. 1)стр. 42.).

(4) Регулатива на Комисијата (ЕУ) бр. 543/2013 од 14 јуни 2013 година за доставување и објавување на податоци за пазарите на електрична енергија и за измена и дополнување на Прилог I. Регулатива (ЕЗ) бр. Регулатива (ЕЗ) бр. 714/2009 на Европскиот парламент и на Советот (OJ L 163, 15.6.2013, стр. 1).

(5) Директива 2009/72 / ЕЗ на Европскиот парламент и на Советот од 13 јули 2009 година за заеднички правила за внатрешниот пазар на електрична енергија и укинување на Директивата 2003/54 / EC (OJ L 211, 14.8.2009, стр. 55).

2. Покрај тоа, се применуваат следниве дефиниции:

(1) „Оперативна сигурност“ значи способност на преносниот систем да одржува нормален режим на работа или да се врати што е можно побрзо во нормален режим на работа и се карактеризира со оперативни сигурносни ограничувања;

(2) „Ограничување“ значи ситуација во која треба да се подготват и преземат корективни мерки со цел да се испочитуваат оперативните сигурносни ограничувања;

(3) “N-состојба” значи состојба во која испадот не предизвика недостапност на кој било елемент од преносниот систем;

(4) „Список на вонредни испади“ значи список на непредвидени испади што треба да се симулираат за да се тестира усогласеноста со оперативните сигурносни ограничувања;

(5) „Нормален режим на работа“ значи состојба во која системот е во рамките на оперативните сигурносни ограничувања во N-состојбата и по настанување на какви било непредвидени испади од списокот за непредвидени испади, земајќи го предвид ефектот на достапните помошни мерки;

(6) „Примарна резерва“ или „FCR“ значи активни резерви на моќност достапни за одржување на фреквенцијата на системот по појава на нерамнотежа во системот;

(7) „Секундарна резерва“ или „FRR“ значи резерви на активна моќност достапни за повторно обновување на системската фреквенција до номиналната вредност и, за синхроно подрачје кое се состои од повеќе од една LFC област, одржување на рамнотежата на моќноста до планираната вредност;

(8) „Заменска резерва“ или „RR“ значи резерви на активна моќност достапни за повторно обновување или одржување на потребните нивоа на FRR со цел да бидат подготвени за дополнителни нерамнотежи во системот, вклучително и резервата на производни капацитети;

(9) „Давател на балансна единица“ значи правно лице со законска или договорна обврска да обезбеди FCR, FRR или RR од барем една резервна единица или група;

(10) „Балансна единица за системска резерва“ значи еден или група на модули за производство и / или потрошувачи приклучени со заедничка точка за приклучување што ги исполнуваат барањата во врска со обезбедување на FCR, FRR или RR;

(11) ‘балансна група за системска резерва’ е збир на модули за производство на електрична енергија, потрошувачки единици и/или балансни единици за системска резерва приклучени со повеќе од една точка на приклучување, кои ги исполнуваат условите за обезбедување на FCR, FRR или RR;

(12) “Регулација на оптоварувањето и фреквенцијата” или “LFC” значи дел од синхроната област или целата синхрона област што физички ги одделува мерните точки на интерконективните далеководи од другите LFC блокови до други LFC области, управувани од најмалку еден ОЕПС што ги исполнува обврските за LFC;

(13) “Номинално време за обнова на фреквенцијата” значи, за синхрони области со само една LFC област, најдолго очекувано време за обнова на фреквенцијата на системот во рамките на дозволениот опсег на отстапување по појавувањето на моментално отстапување на моќноста не поголемо од референтниот инцидент, за синхрона област со најмалку две LFC области, најдолгото очекувано време по појавата на моменталното отстапување на моќноста на LFC областа во рамките на кое се компензира отстапувањето;

(14) “Критериум (N-1)” значи правило според кое елементите кои остануваат во функција во контролната област на ОЕПС по настанување на непредвидени состојби се способни да ја прилагодат новата оперативна состојба без кршење на оперативните сигурносни ограничувања;

(15) “состојба (N-1)” значи состојба во преносниот систем кога се случил еден непредвиден испад од списокот на непредвидени испади;

(16) “Резерва на активна моќност” значи балансните резерви достапни за одржување на фреквенцијата;

(17) „Состојба на тревога“ значи состојба во која системот е во рамките на оперативните сигурносни ограничувања, но откриен е непредвиден испад од списокот на вонредни испади и во случај на негово појавување, достапните

мерки за отстранување не се доволно за одржување на нормалниот режим на работа;

(18) “блок за регулација на оптоварување и фреквенцијата” или “LFC блок” значи дел или целата синхрона областа што физички ги одделува мерните точки на интерконективните далеководи од другите LFC блокови спрема други LFC блокови, управувани од најмалку еден ОЕПС кој ги исполнува обврските за LFC;

(19) “Грешка на контролна област” односно блок е разликата помеѓу моменталната и референтната вредност на размената на електрична енергија на контролната област односно блок и отстапувањето на фреквенцијата, земајќи ја предвид фреквентната карактеристика на контролната област. Се пресметува како збир на отстапувањето на моќноста на размена и регулационата грешка: G = ΔP + K*Δf;

(20) “Control program (План на размена со нетирани вредности)” збир на зададени вредности за нето размена на моќност во LFC област или LFC блок преку AC-интерконективни далеководи;

(21) „Регулација на напон“ значи мануелни и автоматски регулациски мерки на производниот јазол, на крајните јазли на наизменичните далекуводи или HVDC системи или на трансформатори и други начини за одржување на даденото ниво на напон или зададена вредност на реактивна моќност;

(22) “хаварија (распад на системот)” е состојба на системот во кој дел или целиот преносен систем на електрична енергија престанува да работи;

(23) “внатрешен испад” значи непредвиден испад во контролната област на ОЕПС, вклучително и интерконективните далеководи;

(24) “Надворешен испад” значи испад чиј фактор на влијание е поголем од прагот на чувствителност на испадот и се случил надвор од контролната област на ОЕПС, што не вклучува интерконективен далековод;

(25) „Фактор на влијание“ е нумеричка вредност што се користи за квантифицирање на максималниот ефект при исклучување на елементот на преносниот систем надвор од контролната област на ОЕПС, со исклучок на интерконективните далеководи, со кој било елемент на преносниот систем во

смисла на промена на протокот на напојување или напон предизвикан од тој прекин. Колку е поголема вредноста, толку е поголем ефектот;

(26) „Праг на чувствителност на испад“ значи нумеричка гранична вредност со која се споредуваат факторите на влијание и појава на непредвидени испади надвор од контролната област на ОЕПС, чиј фактор на влијание е повисок од прагот на чувствителност на испадот, се смета дека има значително влијание врз контролната област на ОЕПС, вклучувајќи ги и интерконективните далеководи;

(27) “анализа на испад” значи компјутерска симулација на непредвиден испад од списокот на непредвидени испади;

(28) „Критично време за отстранување на дефектот“ значи максималното времетраење на дефектот за време на кое преносниот систем ја задржува стабилноста;

(29) „Дефект“ значи сите видови куси врски (еднофазна, двофазна, трофазна, со или без контакт со земја), расипан проводник, отворено коло или нестабилна врска што резултира со трајна недостапност на засегнатиот елемент на преносниот систем;

(30) „Елемент на преносниот систем“ значи која било компонента на преносниот систем;

(31) „Нарушување“ значи непланиран настан што може да предизвика излез на преносниот систем од нормалниот режим на работа;

(32) „Динамичка стабилност“ е колективен поим кој вклучува rotor angle stability, стабилност на фреквенција и напонска стабилност;

(33) “Процена на динамичка стабилност” значи проценка на оперативната сигурност во однос на динамичката стабилност;

(34) „Стабилност на фреквенцијата“ значи способност на преносниот систем да одржува стабилна фреквенција во N-состојба по изложеност на нарушување;

(35) „Напонска стабилност“ значи способност на преносниот систем да одржува прифатливи напони во сите јазли на преносниот систем во N-состојба и по изложеност на нарушување;

(36) „Состојба на системот“ е оперативна состојба на преносниот систем во однос на оперативните сигурносни ограничувања, и може да биде: нормален режим на работа, состојба на тревога, вонредна состојба, хаварија и состојба и обнова;

(37) „Вонредна состојба“ значи системска состојба во која се прекршени една или повеќе оперативни сигурносни ограничувања;

(38) „Состојба на повторно воспоставување на системот“ е состојба на системот во која целта на сите активности во преносниот систем е повторно воспоставување на работата на системот и одржување на оперативната сигурност по хаварија на системот или режим на работа во услови на пореметување;

(39) „Исклучителен непредвиден испад“ значи истовремено појавување на повеќе непредвидени испади со заедничка причина;

(40) „Отстапување на фреквенцијата“ значи разлика помеѓу вистинската и номиналната фреквенција на синхроната област што може да биде негативна или позитивна;

(41) „Системска фреквенција“ значи електрична фреквенција на системот што може да се мери во сите делови на синхрона област под претпоставка на кохерентна вредност за системот во интервал во секунди, со само мали разлики помеѓу различните мерни локации;

(42) „Процес на обнова на фреквенцијата“ или „FRP“ значи процес кој има за цел враќање на фреквенцијата на номиналната фреквенција и, за синхрони области кои се состојат од повеќе од една LFC област, процес кој има за цел враќање на рамнотежата на напојувањето до зададената вредност;

(43) Грешка на регулацијата на обновување на фреквенцијата или „FRCE“ значи контролна грешка за FRP што е еднаква на ACE на LFC област или еднаква на отстапувањето на фреквенцијата каде што LFC областа географски одговара на синхроната област;

(44) „Дневен распоред“ значи референтен сет на вредности што ги претставува производството, потрошувачката или размената на електрична енергија за даден временски период;

(45) „Факторот К на LFC област или LFC блок“ значи вредност во мегавати по херци (MW / Hz) што е колку што е практично близу или поголема од збирот на автоматската контрола на производството, саморегулација на оптоварување и придонес на примарната резерва во однос на максималното отстапување на фреквенцијата во стационарна состојба;

(46) „Локална состојба“ значи карактеристика на состојба на тревога, режим на работа во услови на пореметување или хаварија кога не постои ризик од ширење на последиците надвор од контролната област вклучувајќи ги и интерконективните далеководи приклучени со оваа контролна област;

(47) „Максимално отстапување на фреквенцијата во стационарна состојба“ значи максимално очекувано отстапување на фреквенцијата по појава на отстапување не поголемо од референтниот инцидент дизајнирана да ја стабилизира системската фреквенција;

(48) „Област за надгледување“ значи сопствен преносен систем на електрична енергија на ОЕПС и соодветните делови на дистрибутивните системи и преносните системи на соседните ОЕПС, на кои ОЕПС спроведува надзор и моделирање во реално време поради одржување на оперативната сигурност во неговата контролна област вклучувајќи ги и интерконективните далеководи;

(49) “соседни ОЕПС” се подразбираат ОЕПС директно приклучени преку најмалку еден AC или DC интерконективен вод;

(50) “анализа на оперативна сигурност” значи збир на компјутерски, мануелни и автоматски мерки извршени со цел да се процени оперативната сигурност на преносниот систем и да се оценат корективните мерки потребни за одржување на оперативната сигурност;

(51) „Индикатори за оперативна сигурност“ се индикатори што ги користат ОЕПС за да ја следат оперативната сигурност во однос на состојбите на системот, како и дефектите и нарушувањата што влијаат на оперативната сигурност;

(52) „Рангирање на оперативната сигурност“ значи рангирање што го користат ОЕПС за следење на оперативната сигурност врз основа на оперативни сигурносни индикатори;

(53) „Оперативни тестови“ се тестовите извршени од ОЕПС или ОДС за одржување, развој на системските оперативни практики и обука и да се здобијат со информации за однесувањето на преносниот систем под абнормални системски услови и тестовите извршени од значителни корисници на мрежа за слични цели на нивните постројки;

(54) “обичен испад” значи појава на непредвиден испад на една гранка или внесување;

(55) “Испад надвор од опсег” значи истовремено појавување на повеќе непредвидени испади без заедничка причина, или загуба на модули за производство на електрична енергија со целосно загуба на капацитетот за производство што го надминува референтниот инцидент;

(56) “стапка на брзина на промена” значи стапка на брзина на промена на активната моќност преку модул за производство на електрична енергија, потрошувач или HVDC систем;

(57) „Резерва на реактивна моќност“ значи реактивна моќност што е достапна за одржување на напон;

(58) „Референтен инцидент“ значи максимално позитивно или негативно отстапување на моќноста што се јавува помеѓу производството и потрошувачката во синхрона област, земени предвид при димензионирањето на FCR;

(59) “Стабилност на агол на ротор” значи способност на синхроните машини да останат синхронизирани во N-состојба дури и по изложеност на нарушување;

(60) „Одбранбен план“ е план што вклучува проценка на ризикот од сериозни физички и сајбер закани врз критичните средства на ОЕПС со проценка на потенцијалните влијанија;

(61) „Ограничувања на стабилност“ значи дозволените ограничувања за работа на преносниот систем во однос на почитување на ограничувањата на

стабилност на напон, стабилност на агол на ротор и стабилност на фреквенција.

(62) “Состојба од поголем обем” значи квалификација на состојба на тревога, вонредна состојба или хаварија кога постои ризик од ширење на меѓусебно приклучените преносни системи;

(63) „Одбранбениот план на системот“ значи техничките и организациските мерки што треба да се преземат за да се спречи ширењето или влошување на нарушувањата во преносниот систем со цел да се избегнат нарушувања и хаварии на системите што се карактеризираат како состојба од поголем обем;

(64) „Топологија“ значи податоци за поврзаноста на различните елементи на преносниот систем или дистрибутивниот систем во трафостаница и ја вклучува електричната конфигурација и положбата на прекинувачите и изолаторите;

(65) „Дозволено краткотрајно преоптоварување“ значи привремено преоптоварување на елементите на преносниот систем кое е дозволено за ограничено време и не предизвикува физичко оштетување на елементите на преносниот систем додека се почитува дефинираното времетраење и прагови;

(66) „Виртуелен далековод“ значи дополнителен влез на регулаторите на засегнатите LFC области, што го има истиот ефект како и измерената вредност на физички интерконективен далековод и овозможува размена на електрична енергија помеѓу областите на кои се однесува;

(67) „Флексибилни системи за пренос на наизменична струја“ или „FACTS“ значи опрема за пренос на електрична енергија со наизменична струја, кои се обидуваат да постигнат подобра можност за регулирање и зголемена способност за пренос на активната моќност;

(68) “Адекватност” значи способност за испорака до одредена област за да се исполни потрошувачката во таа област;

(69) “Збирни (агрегирани) нетувани прекугранични распореди” значи распоред кој ги претставува збирните прекугранични распореди на ОЕПС и прекугранични трговски планови помеѓу две области или помеѓу една област и групи на други области кои изготвуваат распоред;

(70) „План на достапност“ значи комбинација на сите планирани статуси за достапност на релевантно средство за даден временски период;

(71) „Статус на достапност“ значи способност на модул за производство на електрична енергија, елемент на мрежата или потрошувач да обезбеди услуги за даден временски период, без оглед дали работи или не;

(72) „Близу до реално време“ значи дека не поминале повеќе од 15 минути од последното време на затварање на intraday (тековниот ден) пазарот и реалното време;

(73) „Распоред на потрошувачка“ значи распоред што ја претставува потрошувачката на потрошувачот или на група потрошувачи;

(74) “ENTSO-E платформа за размена на податоци за оперативно планирање” значи збир на софтверски решенија и опрема развиена за да им овозможи на ОЕПС да складираат, разменуваат и управуваат со користените податоци при оперативно планирање;

(75) „Прекугранични трговски планови“ е распоред што претставува комерцијална размена на електрична енергија помеѓу учесници на пазарот во различни области;

(76) „Надворешен распоред на ОЕПС“ е распоред што претставува размена на електрична енергија помеѓу ОЕПС во различни области;

(77) „Присилно исклучување“ значи непланирано исклучување на релевантни средства од која било итна причина, надвор од оперативната контрола на операторот на соодветното релевантно средство;

(78) „ generation schedule“ е план што претставува производство на електрична енергија на модул за производство или на група на модули за производство на електрична енергија;

(79) “Внатрешни трговски планови” значи план што претставува пазарна размена на електрична енергија во една област од распоредот помеѓу различни учесници на пазарот;

(80) „Внатрешно релевантно средство“ значи релевантно средство што е дел од контролната област на ОЕПС или средство сместено во дистрибутивен

систем, вклучително и затворен дистрибутивен систем и директно или индиректно приклучено со контролната област на тој ОЕПС;

(81) ‘нетирана моќност на AC размена’ претставува нето збир на сите дневни распореди за прекугранична размена на AC во една област;

(82) „Регион на координација на испад“ значи комбинација на контролни области за кои ОЕПС воспоставуваат процедури за надзор и, каде што е соодветно, координирање на статусот на достапност на релевантни средства во сите временски периоди;

(83) „Релевантен потрошувач“ значи потрошувач што учествува во координација на испади и чиј статус на достапност влијае на прекуграничната оперативна сигурност;

(84) „Релевантно средство“ значи секој релевантен потрошувач, релевантен модул за производство на електрична енергија или релевантен елемент на мрежата што учествува во координацијата на испадита;

(85) “Релевантен елемент на мрежата“ значи која било компонента на преносен систем на електрична енергија, вклучително и интерконективен далековод или дистрибутивен систем, вклучувајќи затворен дистрибутивен систем, како што е еден далековод, едно коло, еден трансформатор, еднофазен трансформатор или уред за компензација на напон, која учествува во координација на испадита и чиј статус на достапност влијае на прекуграничната оперативна сигурност;

(86) „Некомпатибилност на планирани исклучувања“ значи ситуација во која комбинацијата на статус на достапност на барем еден релевантен елемент на мрежата, релевантниот модул за производство и / или релевантниот потрошувач и најдобрата проценка на предвидената состојба во електричната мрежа предизвикува надминување на оперативните сигурносни ограничувања кои се на располагање на ОЕПС;

(87) „Инженер за оперативно исклучување“ е субјект задолжен за планирање на статусот на достапност на релевантниот модул за производство, потрошувачот или соодветниот елемент на мрежата;

(88) „Релевантен модул на производство“ е модул за производство кој учествува во координација на испадита и чиј статус на достапност влијае на прекуграничната оперативна сигурност;

(89) „Регионален координативен центар“ или „RSC“ значи субјект или субјекти во сопственост или управувани од ОЕПС, во најмалку еден регион за пресметување на капацитетите кои ги исполнуваат задачите поврзани со регионалната координација на ОЕПС;

(90) „Одговорен инженер за оперативно планирање“ е субјект задолжен за обезбедување дневни распореди на учесниците на пазарот до ОЕПС, или, каде е применливо, на трети лица;

(91) „Област за планирање на размена“ е област каде што, поради оперативни или организациски потреби, се применуваат обврските за планирање на ОЕПС;

(92) „Week-ahead“ значи недела пред календарската работна недела;

(93) “Year-ahead” значи година пред календарската работна година;

(94) „Засегнат ОЕПС“ е ОЕПС за кое се потребни информации околу размена и

/ или распределба на резерви и / или imbalance netting process и / или постапка за прекугранично активирање за анализа и одржување на оперативната сигурност;

(95) „резервен капацитет“ значи количина на FCR, FRR или RR што треба да му биде достапна на ОЕПС;

(96) „Размена на резерви“ значи можност на ОЕПС да пристапи до резервен капацитет приклучен со друга LFC област, LFC блок или синхроно подрачје за да ги исполни своите барања за резерви што произлегуваат од сопствениот процес на димензионирање на резервите дали на FCR, FRR или RR и каде тој резервен капацитет е исклучиво за тој ОЕПС и не е земен предвид од ниту еден друг ОЕПС за исполнување на своите барања за резерви што произлегуваат од нивниот соодветен процес на димензионирање на резервите;

(97) „Распределба на резерви“ значи механизам во рамките на кој повеќе од еден ОЕПС го зема предвид истиот резервен капацитет, што може да биде FCR,

FRR или RR, со цел да ги исполни своите барања за резерви, што се резултат на димензионирање на резервите на овие ОЕПС;

(98) “активирање на состојба на тревога” значи времето додека не се активира состојбата на тревога;

(99) „Автоматски FRR“ значи FRR што може да се активира со уред за автоматско управување;

(100) „Автоматско одложување на активирање на FRR“ значи временски период помеѓу поставувањето на новата вредност на зададената точка од контролер за обнова на фреквенцијата и почеток на физичка автоматска испорака на FRR;

(101) “време на целосно активирање на автоматско FRR” е временски период помеѓу поставувањето на новата вредност на зададената точка од страна на контролер за обнова на фреквенцијата и соодветно активирање или деактивирање на автоматско FRR;

(102) „Просечни FRCE податоци“ е збир на податоци што се состојат од просечна вредност на зачуваните тековни FRCE на LFC област или LFC блок во даден измерен временски период;

(103) “ОЕПС кој обезбедува способност за регулирање” значи ОЕПС што иницира активирање на својот резервен капацитет за ОЕПС што прима размена на резерви во согласност со условите на договорот за распределба на резервите;

(104) „ОЕПС кој прима размена на резерви“ е ОЕПС што го зема предвид резервниот капацитет при пресметување на резервниот капацитет достапен од ОЕПС што дава можност за регулирање во согласност со условите на договорот за распределба на резервите;

(105) “Процес на поднесување на критериуми ”значи пресметување на целните параметри за синхроната област, LFC блокот и LFC областа врз основа на податоците добиени во процесот на собирање и доставување на податоци;

(106) „Процес на собирање и испорака на податоци“ е процес на прибирање збир на податоци потребни за поднесување на критериумите за проценка на квалитетот на фреквенцијата;

(107) “Процес на прекугранично активирање на FRR ”значи процес договорен од страна на ОЕПС учесниците, со кој се овозможува активирање на FRR приклучен во друга LFC област со соодветна корекција на влезови на вклучените FRP;

(108) „Процес на прекугранично активирање на RR“ е процес договорен од ОЕПС кои што учествуваат во него, дозволува активирање на RR поврзано во друга LFC област со соодветна корекција на влезот на вклучените RRP;

(109) „Инцидент на димензионирање“ значи најголема очекувано тековно отстапување на активна моќност во рамките на LFC блок и во позитивни и во негативни насоки;

(110) „Отстапување од синхроно време“ значи разлика помеѓу синхроно време и координирано универзално време (UTC);

(111) „Отстапување на фреквенцијата за целосно активирање на FCR“ е номиналната вредност на отстапувањето на фреквенцијата на која FCR е целосно активирана во синхроната област;

(112) „Време за целосно активирање на FCR“ е периодот помеѓу настанување на референтен инцидент и соодветното целосна активирање на FCR;

(113) „Потребен износ на FCR“ е делот од FCR или целиот FCR што е одговорност на ОЕПС;

(114) „Процес на ограничување на фреквенцијата“ или „FCP“ значи процес што се обидува да ја стабилизира фреквенцијата на системот преку компензација на отстапувањата со соодветни резерви;

(115) „Процес на спојување на фреквенцијата“ значи процес договорен од сите ОЕПС во две синхрони области, што овозможува активирање на FCR со прилагодување на протоците на HVDC помеѓу синхроните области;

(116) „Параметри за дефинирање на квалитетот на фреквенцијата“ се главните варијабли на фреквенцијата на системот што ги одредуваат принципите на квалитетот на фреквенцијата;

(117) „Целниот параметар за квалитет на фреквенцијата“ е главната целна фреквенција на системот во однос на кој се оценува однесувањето на процесот на активирање на FCR, FRR и RR при нормален режим на работа;

(118) „Критериум за проценка на квалитетот на фреквенцијата“ значи збир на пресметки засновани на мерење на системската фреквенција што овозможува проценка на квалитетот на фреквенцијата на системот во однос на целните параметри за квалитет на фреквенцијата;

(119) „Податоци за проценка на квалитетот на фреквенцијата“ е збир на податоци што овозможува пресметување на критериумите за евалуација на квалитетот на фреквенцијата;

(120) „Опсег за обнова на фреквенцијата“ значи опсег на фреквенција за кој се очекува фреквенцијата на системот да се врати во рамките на времето за обнова на фреквенцијата во синхроните области на Велика Британија и Ирска и Северна Ирска по отстапување не поголемо од референтниот инцидент;

(121) „Потребно време за обнова на фреквенцијата“ значи, за синхроните области на Велика Британија и Ирска и Северна Ирска, најдолго очекуваното време по појавата на отстапување не поголемо од референтниот инцидент во кој фреквенцијата на системот треба да се врати на максималното отстапување на фреквенцијата во стационарна состојба;

(122) „Дозволен опсег на обнова на фреквенцијата“ значи фреквентен опсег на системот во кој се очекува фреквенцијата на системот во синхроните области на Велика Британија и Ирска и Северна Ирска и во Скандинавската област по појава на отстапување не поголемо од референтниот инцидент во рамките на времето за обнова на номиналната фреквенција;

(123) “FRCE целни параметри” се главните целни варијабли на LFC блокот врз основа на кои се утврдуваат и проценуваат критериумите за димензионирање на FRR и RR на LFC блокот и кои се користат за споредување на однесувањето на LFC блокот во нормален режим на работа;

(124) „Размена на моќност за обнова на фреквенцијата“ е моќноста разменета помеѓу LFC областите во рамките на процесот на прекугранично активирање на FRR;

(125) “поставна точка на фреквенцијата” е целната вредност на фреквенцијата што се користи во FRP дефинирана како збирот на номиналната фреквенција на системот и фреквентното поместување што е потребно за да се намали синхроното отстапување на времето;

(126) „Барања за достапност на FRR“ значи збир на барања утврдени од ОЕПС за одреден LFC блок, и се однесуваат на достапноста на FRR;

(127) „Правила за димензионирање на FRR“ се спецификациите за процесот на димензионирање на FRR за еден LFC блок;

(128) “imbalance netting process” е процес договорен од ОЕПС што овозможува истовремено активирање на FRR во спротивни насоки со земање предвид на соодветните FRCE и активирани FRR и соодветна корекција на влезовите на вклучените FRP;

(129) “Размена на моќност во imbalance netting process” е моќта што се разменува помеѓу LFC области во еден imbalance netting process;

(130) „Индивидуална акција на FCR“ е износот на FCR доделен на ОЕПС врз основа на односот на дистрибуција;

(131) „Моментални податоци за фреквенцијата“ значи збир на податоци за мерење на фреквенцијата за синхрона област мерено во интервал што не надминува една секунда и се користи заради проценка на квалитетот на фреквенцијата на системот;

(132) „Инстантно отстапување на фреквенцијата“ значи збир на податоци за мерење на општите отстапувања на фреквенцијата на синхрона област измерени во интервал не подолг од една секунда и се користи за целите на проценка на квалитетот на фреквенциите на системот;

(133) „Податоци за тековно FRCE“ е збир на податоци за FRCE на одреден LFC блок измерен во интервал не подолг од 10 секунди, и се користи со цел да се оцени квалитетот на фреквенцијата на системот;

(134) „Опсег на ниво 1 FRCE“ е првиот опсег со цел да се оцени квалитетот на фреквенцијата на системот на нивото на LFC блокот во рамките на кој FRCE треба да се одржува за одреден процент од времето;

(135) „Опсег на ниво 2 FRCE “ е втор опсег со цел да се процени квалитетот на фреквенцијата на системот на ниво на LFC блок во рамките на кој FRCE треба да се одржува за одреден процент од времето;

(136) „Оперативен договор за LFC блок“ значи повеќепартиски договор помеѓу сите ОЕПС на LFC блок доколку LFC блокот е управуван од повеќе од еден ОЕПС и значи значи методологија на работа на LFC блокот што надлежниот ОЕПС треба еднострано да ја усвои доколку со LFC блокот управува само еден ОЕПС;

(137) „Прекугранична размена на RR“ е енергијата разменета помеѓу LFC

областите во процесот на прекугранични RR активации;

(138) „Дебаланс на ниво на LFC блок“ значи збир на FRCE, активирање на FRR и RR во LFC блок, размена на енергија во imbalance netting process, размена на моќност во imbalance netting process и прекугранична размена на RR на тој LFC блок со други LFC блокови;

(139) “Блок-координатор” е ОЕПС одговорен за собирање податоци за проценка на квалитетот на фреквенцијата и примена на критериуми за проценка на квалитетот на фреквенцијата на LFC блокот;

(140) “структура на управување на фреквенција и размена на моќност” значи основната структура во која се земени предвид релевантни аспекти на управување на фреквенцијата и размената на моќност, особено во врска со одговорностите и обврските од тој вид и намена на резервите на активната моќност;

(141) „Структура на одговорност во процесот на активирање на резерви“ е структурата за утврдување на одговорности и обврски во врска со резервите на активна моќност врз основа на регулаторната структура во синхроната област;

(142) „Структура на процесот на активирање на резервна моќност“ е структура за категоризација на процесите поврзани со различни видови резерви на активна моќност во однос на намената и активирањето;

(143) „Време за целосно активирање на мануелниот FRR“ е периодот помеѓу промената на поставната точка и соодветното активирање или деактивирање на мануелниот FRR;

(144) „Максимално моментално отстапување на фреквенцијата“ значи максимална очекувана апсолутна вредност на моменталното отстапување на фреквенцијата откако ќе се појави отстапување, што не е поголемо од референтниот инцидент и над кој се активираат итни мерки;

(145) „Мониторинг област“ значи дел од синхроно подрачје или целата синхрона област што физички се одделува од другите LFC блокови на мерните точки на интерконективните далеководи со другите контролни области и со кои управува барем еден ОЕПС што ги исполнува обврските во однос на мониторинг област;

(146) „Процес на претквалификација“ е постапка за проверка на усогласеноста на балансната единица за системска резерва или балансна група за системска резерва со барања утврдени од ОЕПС;

(147) “Период на брзина на промена (ramping)” значи период определен со фиксна почетна точка и времето за кое влезната и / или излезната активна моќност ќе се зголеми или намали;

(148) „ОЕПС одговорен за издавање наредба за активирање на резерви“ е ОЕПС одговорен за наредбата до балансната единица за системска резерва или балансна група за системска резерва за активирање на FRR и / или RR;

(149) “ОДС кој дава резерви” ОЕПС одговорен за дистрибутивната мрежа на која е поврзана балансната единица за системска резерва или балансна група за системска резерва на ОЕПС;

(150) “ОЕПС кој дава резерви” значи ОЕПС одговорен за контролната област на која е поврзана балансната единица за системска резерва или балансна група за системска резерва;

(151) “ОЕПС кој прима резерви” значи ОЕПС вклучен во размена со ОЕПС кој дава резерви и / или балансна единица за системска резерва или балансна група за системска резерва поврзана со друга контролна област или LFC област;

(152) ‘процес на заменска резерва’ или „RRP“ значи процес на повторно воспоставување активиран FRR и, во случај на синхрони области на Велика

Британија и Ирска и Северна Ирска, повторно воспоставување на активиран

FCR;

(153) „Барања за достапност на RR“ е збир на барања утврдени од ОЕПС од одреден LFC блок, и се однесуваат на достапноста на RR;

(154) „Правила за димензионирање на RR“ значи спецификации за димензионирање на RR на одреден LFC блок;

(155) „Стандарден опсег на фреквенција“ значи дефиниран симетричен интервал околу номиналната фреквенција во рамките на кој треба да биде фреквенцијата на системот за синхроната област;

(156) „Стандардно отстапување на фреквенцијата“ значи апсолутна вредност на отстапувањето на фреквенцијата што го ограничува стандардниот опсег на фреквенција;

(157) “Отстапување на фреквенцијата во стационарна состојба” значи апсолутна вредност на отстапувањето на фреквенцијата по појавата на отстапување кога фреквенцијата на системот се стабилизира;

(158) „Координатор на синхроната област“ е ОЕПС одговорен за собирање податоци за целите на критериумите за проценка на квалитетот на фреквенцијата и примена на критериумите за проценка на квалитетот на фреквенцијата за синхроната област;

(159) „корекција на синхроно време“ значи процес на корекција, во чив случај оваа корекција е регулаторно дејство што се изведува за да се врати синхроното отстапување на времето помеѓу синхроното време и UTC на нула.

Член 4

Цели и регулаторни аспекти

1. Оваа Регулатива има за цел:

(а) воспоставување заеднички барања и заеднички принципи во врска со оперативната сигурност;

(б) воспоставување заеднички принципи за оперативното планирање на меѓусебно приклучениот систем;

(в) да идентификува заеднички процеси на LFC и заеднички регулаторни структури;

(г) да обезбеди услови за одржување на оперативната сигурност низ целата Унија;

(д) да обезбеди услови за одржување на нивото на квалитет на фреквенцијата во сите синхрони области во Унијата;

(ѓ) подобрување на координацијата на работењето на системот и оперативното планирање;

(е) обезбедување и зголемување на транспарентноста и сигурноста на информациите за работата на преносниот систем;

(ж) да придонесе за ефикасно работење и развој на преносниот систем и на електроенергетскиот сектор во Унијата.

2. При примена на оваа Регулатива, надлежните органи и операторите на системот треба да:

(а) ги применуваат принципите на пропорционалност и недискриминација; (б) да обезбедуваат транспарентност;

(в) да го применуваат принципот на оптимизација на односот на максимална вкупна ефикасност и минимални вкупни трошоци за сите вклучени Страни;

(г) да се осигураат дека ОЕПС користат механизми засновани на пазарот во најголема можна мерка за да обезбедат сигурност и стабилност на мрежата;

(д) ги почитуваат одговорностите доделени на надлежниот ОЕПС за одржување на сигурноста на системот, вклучително и оние пропишани со националното законодавство;

(ѓ) да се консултираат со релевантните ОДС и да ги земат предвид можните влијанија врз нивниот систем и

(е) ги земат предвид договорените европски стандарди и технички спецификации.

Член 5

Услови или методологии на ОЕПС

1. ОЕПС ги утврдуваат одредбите и условите или методологиите што ги бара оваа Регулатива и ги доставуваат за одобрување до надлежните регулаторни тела во согласност со Член 6 (2) и (3) или субјект назначен од земја-членка во согласност со Член 6 (4) во роковите утврдени во оваа Регулатива.

2. Доколку треба да се развие предлог за условите или методологијата засновани на оваа Регулатива и да се договорат неколку ОЕПС, вклучените ОЕПС мора тесно да соработуваат. ОЕПС, со помош на ENTSO-E, редовно ги информираат регулаторните тела и Агенцијата за напредок и развојот на овие услови и методологии.

3. Доколку не можат да постигнат консензус, ОЕПС кои одлучуваат за предложените услови и методологии носат одлука со квалификувано мнозинство во согласност со Член 6 (2). За квалификувано мнозинство на предлози во согласност со Член 6 (2) е потребно мнозинство:

(а) ОЕПС кои претставуваат најмалку 55% од земјите-членки и

(б) ОЕПС кои ги претставуваат земјите-членки кои опфаќаат најмалку 65% од населението на Унијата.

4. Блок-малцинство за одлуки согласно Член 6 (2) мора да вклучува ОЕПС што претставуваат најмалку четири земји-членки и доколку не се постигне, се смета дека е постигнато квалификувано мнозинство.

5. Доколку не можат да постигнат консензус, а областите за кои станува збор се состојат од повеќе од пет земји-членки, ОЕПС одлучува за предлози за услови и методологии во согласност со Член 6 (3) со квалификувано мнозинство. За квалификувано мнозинство за предлози во согласност со Член 6 (3) е потребно мнозинство од:

(а) ОЕПС претставуваат најмалку 72% од овие земји-членки

(б) ОЕПС ги претставуваат земјите-членки кои опфаќаат најмалку 65% од населението во регионот.

6. Блок-малцинство за одлуки согласно Член 6 (3) мора да вклучува барем минимален број на ОЕПС што претставуваат повеќе од 35% од популацијата на вклучените земји-членки, при ОЕПС кои претставуваат најмалку една дополнителна засегната земја-членка, и доколку не се имплементирани, се смета дека е постигнато квалификувано мнозинство.

7. ОЕПС кои одлучуваат за предложените услови и методологии во согласност со Член 6 (3) кои се однесуваат на региони што се состојат од пет земји-членки или помалку одлучуваат со консензус.

8. За одлуките на ОЕПС согласно ставовите 3 и 4, се издвојува еден глас по земја-членка. Ако во државата постојат неколку ОЕПС во една земја-членка, земјата-членка ги распределува овластувањата за гласање помеѓу ОЕПС.

9. Доколку ОЕПС не достават предлог за услови и методологии до регулаторните тела во согласност со Член 6 (2) и (3) или до субјектите назначени од земјите-членки во согласност со Член 6 (4) во роковите утврдени во оваа Регулатива, регулаторните тела и Агенцијата обезбедуваат релевантни нацрт-услови или методологии и објаснување зошто не е постигнат договор. Агенцијата ја известува Комисијата и, на барање на Комисијата, да ги испита причините за недоставување во соработка со надлежните регулаторни тела и да ја извести Комисијата за тоа. Комисијата презема соодветни чекори за да овозможи усвојување на потребните одредби и услови или методологии во рок од четири месеци по приемот на информациите од Агенцијата.

Член 6

Одобрување на условите или методологиите на ОЕПС

1. Секое регулаторно тело ги одобрува одредбите и условите или методологиите развиени од ОЕПС согласно ставовите 2 и 3. Субјект назначен од земја-членка ги одобрува условите или методологиите развиени од ОЕПС согласно став 4 освен ако земјата-членка не предвиди поинаку.

2. Предлозите за следните услови и методологии се предмет на одобрување на сите регулаторни тела на Унијата, а земјата-членка може да даде мислење за нив до засегнатото регулаторно тело:

(а) главните организациски барања, улоги и одговорности во врска со размената на оперативни сигурносни податоци во согласност со член 40 (6);

(б) методологија за градење на заеднички модели на мрежа во согласност со Член 67 (1) и Член 70;

(в) методологија за координирана анализа на оперативната сигурност во согласност со член 75.

3. Предлозите за следните услови и методологии ќе бидат предмет на одобрување од сите регулаторни тела на соодветниот регион, а земјата- членка може да даде свое мислење за нив на регулаторното тело:

(а) методологијата за утврдување на минималната инерција во согласност со Член 39 (3) (б);

(б) заеднички одредби за секој регион за пресметување на капацитетот за регионална координација на оперативната сигурност во согласност со Член 76; (в) методологија, барем во синхроната област, за проценка на релевантноста на средствата за координирање на испадита во согласност со Член 84;

(г) методологии, услови и вредности содржани во оперативните договори во синхроната област во Член 118:

(i) параметри за одредување на квалитетот на фреквенцијата и параметарот за целниот квалитет на фреквенција во согласност со Член 127;

(ii) Правила за димензионирање на FCR во согласност со Член 153;

(iii) дополнителни карактеристики на FCR во согласност со Член 154 (2);

(iv) за синхроните области на Велика Британија и Ирска и Северна Ирска, мерки со кои се обезбедува обновување на резервоар на енергија во согласност со Член 156 (6) (б);

(v) за синхроната област на континентална Европа и синхроната област на Скандинавија, минималното време на активирање кои се должни да го обезбедат даватели на FCR во согласност со Член 156 (10);

(vi) за синхроната област на континентална Европа и синхроната област на Скандинавија, минималното време на активирање кои се должни да обезбедат даватели на FCR во согласност со Член 156 (11);

(vii) за синхрони области освен континентална Европа, доколку е применливо, ограничувања за размена на FCR помеѓу ОЕПС во согласност со Член 163 (2);

(viii) за синхроните области на Велика Британија и Ирска и Северна Ирска, методологијата за утврдување на распределбата на минималниот резервен капацитет за FCR во синхроната област утврдена во согласност со Член 174 (2) (б);

(ix) ограничувања за количината на размена на FRR помеѓу синхроните области утврдени во согласност со член 176 (1) и ограничувања за количината на распределба на FRR помеѓу синхроните области утврдени во согласност со член 177 (1);

(x) ограничувања за количината на размена на RR помеѓу синхроните области утврдени во согласност со Член 178 (1) и ограничувања за количината на распределба на RR помеѓу синхроните области утврдени во согласност со Член 179 (1);

(д) методологии и услови во оперативните договори за LFC блок во Член 119, кои се однесуваат на:

(i) ограничувања за промена на излезната моќност во согласност со Член 137, ставови 3 и 4;

(ii) мерки за координација за намалување на FRCE, како што е утврдено во Член 152 (14).

(iii) мерки за намалување на FRCE со барање на промени во производството или потрошувачката на активна моќност на модулите за производство или потрошувачите во согласност со Член 152 (16);

(iv) правила за димензионирање на FRR во согласност со Член 157 (1);

(ѓ) мерки за ублажување на синхрона област или LFC блок во согласност со Член 138;

(e) заеднички предлог на ниво на синхрона област за определување на LFC

блокови во согласност со Член 141 (2).

4. Освен ако не е определено поинаку од земја-членка, следниве одредби и услови или методологии ќе бидат предмет на поединечно одобрение на субјектот во согласност со став 1 назначен од земјата-членка:

(а) за синхроните области на Велика Британија и Ирска и Северна Ирска, предлог на секој ОЕПС кој го наведува нивото губење на потрошувачката во кој системот е во хаварија;

(б) степенот на размена на информации со ОДС и ЗКМ во согласност со Член

40 (5);

(в) дополнителни барања за групи кои обезбедуваат FCR во согласност со Член

154 (3);

(в) исклучување на групи кои обезбедуваат FCR од одредбите на FCR во согласност со Член 154 (4);

(г) за синхроната област на континентална Европа и синхроната област на Скандинавија, предлог за минимално време на активирање што треба да го обезбедат давателите на FCR, како што е предложено од ОЕПС, во согласност со Член 156 (9);

(д) технички барања за FRR дефинирани од ОЕПС во согласност со Член 158 (3); (ѓ) исклучување на групи кои обезбедуваат FRR од одредбата за FRR во согласност со Член 159 (7);

(е) технички барања за поврзување на балансни единици и групи кои обезбедуваат RR утврдени од ОЕПС во согласност со Член 161 (3) и

(ж) исклучување на групите кои обезбедуваат RR од одредбата за RR во согласност со Член 162 (6).

5. Доколку од поединечен надлежен оператор на системот или ОЕПС се бара или им е дозволено според оваа Регулатива да назначи или да се согласи на барањата што не се предмет на став 4, земјите-членки можат да побараат претходно одобрување од надлежниот регулаторен орган за тие барања.

6. Предлозите за термините и условите или методологиите мора да вклучуваат предложени рокови за нивна примена и опис на нивното очекувано влијание врз целите на оваа Регулатива. Предлозите за услови и методологии што подлежат на одобрување на повеќе или сите регулаторни тела се доставуваат до Агенцијата истовремено како до регулаторните тела. На барање на надлежните регулаторни тела, Агенцијата ќе издаде мислење за предложените услови и методологии во рок од три месеци.

7. Доколку одобрување на условите или методологиите бара одлука од повеќе регулаторни тела, надлежните регулаторни тела остваруваат блиска соработка, разменуваат ставови и дејствуваат заеднички за да се постигне договор. Доколку Агенцијата издаде мислење, надлежните регулаторни тела мора да го земат предвид тоа мислење. Регулаторните тела одлучуваат за условите или методологиите доставени во согласност со ставовите 2 и 3 во рок од шест месеци по приемот на условите или методологиите од регулаторниот орган или, доколку е применливо, последниот од регулаторните тела.

8. Доколку регулаторните тела не постигнат договор во рокот наведен во став 7 или на нивно заедничко барање, Агенцијата донесува одлука за предложените предлози за услови и методологии во рок од шест месеци во согласност со Член 8 (1) од Регулативата (ЕЗ) бр. 882/2004. 713/2009 година.

9. Доколку одобрување на условите или методологијата бара одлука на еден назначен субјект во согласност со став 4, тој назначен субјект ќе донесе одлука во рок од 6 месеци по приемот на тие услови и методологии.

10. Секоја Страна може да поднесе жалба до соодветниот оператор на системот или ОЕПС во врска со обврските или одлуките на тој надлежен оператор на системот или ОЕПС согласно оваа Регулатива и може да го упати до регулаторно тело кое, постапувајќи во својство на тело за решавање спорови, ќе донесе одлука во рок од два месеци по приемот на жалбата. Овој период може да се продолжи за уште два месеца доколку регулаторниот орган побара дополнителни информации. Овој продолжен период може дополнително да се продолжи со согласност на жалителот. Одлуката на регулаторното тело е обврзувачка доколку и се повлече поради жалба.

Член 7

Промени во условите или методологијата на ОЕПС

1. Доколку регулаторно тело или повеќе регулаторни тела побараат измена за подобрување на условите или поднесена методологија во согласност со Член 6, ставови 2 и 3, надлежните ОЕПС доставуваат предлог за измени и дополнувања на условите и методологии за одобрување во рок од два месеци по барањето на регулаторните тела. Надлежните регулаторни тела одлучуваат за изменетите услови и методологии во рок од два месеци по поднесувањето.

2. Доколку назначениот субјект побара измена и дополнување за подобрување на условите или методологиите доставени во согласност со Член 6 (4), надлежниот ОЕПС треба да достави предлог за изменетите услови и методологии за одобрување во рок од два месеца од барањето на назначениот субјект. Назначениот субјект одлучува за изменетите услови и методологии во рок од два месеци по нивното доставување.

3. Доколку регулаторните тела не се согласат за условите или методологиите во согласност со Член 6 ставовите 2 и 3, во рок од два месеци, или на нивно заедничко барање, Агенцијата одлучува за изменетите одредби и услови или методологии во рок од шест месеци во согласност со Член 8 (1) од Регулативата (ЕЗ) бр. 1234/2007. 713/2009 година. Доколку надлежните

ОЕПС не достават предлог за изменети одредби и услови или методологии, ќе се примени постапката утврдена во Член 5 (7).

4. ОЕПС одговорни за изготвување на услови и методологии или регулаторни тела или назначените субјекти одговорни за нивно усвојување во согласност со Член 6 (2), (3) и (4) можат да побараат измени во тие услови и методологии. Предлозите за изменување и дополнување на условите или методологиите се доставуваат за јавна консултација, доколку се применува, во согласност со постапката утврдена во Член 11 и е одобрена во согласност со постапката утврдена во Членовите 5 и 6.

Член 8

Објавување на Интернет

1. ОЕПС одговорни за утврдување на одредбите и условите или методологиите во согласност со оваа Регулатива ги објавуваат на Интернет по одобрување од надлежните регулаторни тела или, доколку такво одобрување не е потребно, по нивното утврдување, освен ако таквите информации не се сметаат за доверливи во согласност со Член 12.

2. Обврската за објавување важи и за:

(а) подобрувања на мрежните оперативни алатки во согласност со Член 55 (1) (д);

(б) целните параметри на FRCE во согласност со Член 128;

(в) ограничувања на брзината за промената на ниво на синхрона област во согласност со Член 137 став 1;

(г) ограничувања за брзината на промената на ниво на LFC блок во согласност со Член 137 (3);

(д) превземените мерки при состојба на тревога поради недоволни резерви на активна моќност во согласност со Член 152 (11); и

(ѓ) барање на ОЕПС кој дава резерва до давателот на FCR за да ги направи информациите достапни во реално време во согласност со Член 154 (11).

Член 10

Учество на засегнатите страни

Агенцијата, во тесна соработка со ENTSO-E, организира учество на засегнатите Страни во врска со оперативна сигурност на системот и други аспекти на спроведувањето на оваа Регулатива. Ова учество вклучува редовни состаноци со засегнатите Страни поради идентификување на проблеми и предлагање подобрувања во врска со оперативната сигурност на системот.

Член 11

Јавно советување

1. ОЕПС одговорни за доставување на предложените услови и методологии или нивни измени и дополнувања во согласност со оваа Регулатива, ќе се консултираат со засегнатите Страни, вклучително и со релевантните органи на секоја земја-членка, за нацрт-предлогот за условите или методологиите наведени во Член 6 (2) и (3). Консултацијата мора да трае најмалку еден месец.

2. Предлозите за условите или методите поднесени од ОЕПС на ниво на Унијата ќе бидат објавени и доставени на јавна консултација на ниво на Унија. Предлозите поднесени од ОЕПС на регионално ниво се доставуваат на јавна консултација барем на регионално ниво. Страните што доставуваат предлози на билатерално или мултилатерално ниво ќе спроведат јавна консултација барем во засегнатата земја-членка.

3. ОЕПС одговорни за изготвување на предложените услови и методологии ги земаат предвид ставовите на засегнатите Страни, кои се резултат на консултации пред да се достават овие предлози за регулаторно одобрување. Во сите случаи, дадено е поткрепено оправдување, заедно со поднесувањето на предлогот, за вклучување или невклучување на позицијата што произлегува од консултацијата, која ќе биде објавена во догледно време, пред или во исто време со предлогот за условите или методологиите.

Член 12

Обврски за доверливост

1. Секоја доверлива информација добиена, разменета или пренесена во согласност со оваа Регулатива е предмет на условите за деловна тајна утврдени во ставовите 2, 3 и 4.

2. Обврската за деловна тајност се однесува на сите лица на кои се применуваат одредбите на оваа Регулатива.

3. Доверливите информации добиени од лицата или регулаторните тела наведени во став 2 за време на нивните должности не смеат да бидат откриени на кое било друго лице или тело, без да се доведат во прашање случаите опфатени со националното законодавство, други одредби од оваа Регулатива или друго релевантно законодавство на Унијата.

4. Без да се нарушат случаите опфатени со националното или законодавството на Унијата, регулаторните тела, телата или лицата кои примаат доверливи информации согласно оваа Регулатива можат да ги користат само заради извршување на нивните должности согласно оваа Регулатива.

Член 13

Договори со ОЕПС кои не се обврзани со оваа Регулатива

Ако синхроната област вклучува ОЕПС од Унијата и од трети земји, сите ОЕПС од Унијата во таа синхрона област настојуваат да склучат договор во рок од 18 месеци од стапувањето на сила на оваа Регулатива, договор со ОЕПС од трети земји, кои не се обврзани со оваа Регулатива, поставувајќи ги темелите за нивна соработка во врска со оперативната сигурност на системот и утврдување на начинот на кој ОЕПС од трети земји ги исполнуваат обврските од оваа Регулатива.

Член 14

Надзор

1. ENTSO-E ќе го следи спроведувањето на оваа Регулатива во согласност со Член 8 (8) од Регулативата (ЕЗ) бр.714/2009 година. Надзорот ги опфаќа најмалку следниве предмети:

(а) индикатори за оперативна сигурност во согласност со Член 15;

(б) регулирање на фреквенцијата и моќноста на размената во согласност со Член 16;

(в) проценка на регионалната координација во согласност со Член 17;

(г) идентификување на какви било разлики во националното спроведување на Регулативата во однос на одредбите, условите или методологиите наведени во Член 6 (3);

(д) идентификување на какви било дополнителни подобрувања на алатките и услугите во согласност со Член 55 (а) и (б), утврдени од ОЕПС во согласност со Член 55 (д);

(ѓ) идентификување на какви било подобрувања во годишниот извештај засновани на скалата за класификација на инциденти во Член 15 потребни за поддршка на одржлива и долгорочна оперативна сигурност и

(е) идентификување на сите потешкотии во соработката со ОЕПС од трети земји кога станува збор за оперативната сигурност на системот.

2. Агенцијата, во соработка со ENTSO-E, најдоцна 12 месеци по стапувањето во сила на оваа Регулатива мора да изготви список на релевантни информации што ENTSO-Е и ги доставува на Агенцијата во согласност со Член 8 (9) и Член 9 (1) од Регулативата (ЕЗ) бр.714/2009 година. Списокот на важни информации може да биде предмет на ажурирање. ENTSO-Е одржува сеопфатна дигитална архива во стандардизиран формат за податоци што ги бара Агенцијата.

3. Надлежните ОЕПС треба да му ги дадат на ENTSO-E информациите потребни за извршување на должностите наведени во ставовите 1 и 2.

4. На барање од регулаторното тело, ОДС ќе обезбедат информации до ОЕПС согласно став 2, освен ако тие информации веќе им се достапни на регулаторните тела, ОЕПС, Агенцијата или ЕNTSO-E, во врска со нивните должности за следење на спроведувањето како не би ги испраќале двапати.

Член 15

Годишен извештај за индикаторите за оперативна сигурност

1. ENTSO-E објавува годишен извештај до 30 септември врз основа на скалата за класификација на инциденти донесена во согласност со Член 8 (3)

(а) од регулативата (ЕЗ) бр. 882/2004. 714/2009 година. Агенцијата може да даде мислење за форматот и содржината на годишниот извештај, вклучувајќи го географскиот опсег на пријавените инциденти, електрични меѓузависности помеѓу регулаторните области на ОЕПС и сите релевантни информации од претходните периоди.

2. ОЕПС од секоја земја-членка треба да ги достави до ENTSO-E до 1 март податоците и информациите потребни за подготовка на годишни извештаи врз основа на скалата за класификација на инциденти наведени во став 1. Податоците обезбедени од ОЕПС треба да се однесуваат на претходната година.

3. Годишните извештаи наведени во став 1 ги содржат барем следниве индикатори за оперативна сигурност релевантни за оперативната сигурност: (а) број на исклучени елементи на преносниот систем годишно по ОЕПС;

(б) број на затворени објекти за производство на електрична енергија годишно по ОЕПС;

(в) неиспорачана енергија годишно поради непланирано исклучување на потрошувачот по ОЕПС;

(г) времетраење и број на појави на состојба на тревога и вонредна состојба по ОЕПС;

(д) времетраењето и бројот на настани за време на кои беше идентификуван недостаток на резерви на ОЕПС;

(ѓ) времетраење и број на отстапувања на напонот што ги надминаа опсезите во Табелите 1 и 2 од Прилог II. според ОЕПС;

(е) број на минути надвор од стандардниот опсег на фреквенција и број на минути надвор од 50% од максималното отстапување на фреквенцијата во стационарна состојба по синхрона област;

(ж) бројот на системски хаварии или локални хаварии и

(з) бројот на системски хаварии кои вклучиле најмалку два ОЕПС

4. Годишниот извештај наведен во став 1 ги содржи следниве индикатори за оперативна сигурност релевантни за оперативно планирање:

(а) бројот на настани во кои испадот од списокот на испади предизвика влошување на работната состојба на системот;

(б) бројот на настани наведени во точка (а) во кои се случило влошување на условите за работа на системот заради неочекувани отстапувања од прогнозираното оптоварување или производство;

(в) бројот на настани во кои се случило влошување на условите за работа на системот поради исклучителен испад;

(г) бројот на настани наведени во точка (в) во кои се случило влошување на условите за работа на системот поради неочекувани отстапувања од прогнозираното оптоварување или производство; и

(д) бројот на настани што предизвикаа влошување на условите за работа на системот поради недостаток на резерви на активна моќност.

5. Годишните извештаи мора да содржат објаснување на инциденти од скалила 2 и 3 за рангирање на оперативната сигурност во согласност со скалата за класификација на инциденти издадена од ENTSO-E. Овие оправдувања се засноваат на истраги на испади спроведени од ОЕПС, чија постапка е утврдена во скалата за класификација на испади. ОЕПС мора да ги известат навремено соодветните регулаторни тела за истрагата, пред нејзиното започнување. На нивно барање, националните регулаторни тела и Агенцијата можат да учествуваат во истрагата.

Член 16

Годишен извештај за регулирање на фреквенцијата и моќноста

1. ENTSO-E објавува најдоцна до 30 септември годишен извештај за регулацијата на фреквенцијата и моќноста врз основа на информациите обезбедени од ОЕПС во согласност со став 2. Годишниот извештај за регулацијата на фреквенцијата и моќноста ги содржи информациите наведени во став 2 за секоја земја-членка.

2. Почнувајќи од 14 септември 2018 година, ОЕПС од секоја земја-членка мора да го известат ENTSO-Е за следните информации за претходната година најдоцна до 1 март секоја година:

(а) податоци за идентификација на LFC блокови, LFC области и контролни области во земјата-членка;

(б) податоци за идентификација за LFC блокови кои не се во земја-членка, но вклучуваат LFC области и контролни области лоцирани во земја-членка;

(в) податоци за идентификација за синхроните области на кои припаѓа секоја земја-членка;

(г) податоци поврзани со критериумите за проценка на квалитетот на фреквенцијата за секоја синхрона област и секој LFC блок во точките (а), (б) и (в) кои го покриваат секој месец најмалку во претходните две календарски години;

(д) потребната количина на FCR и индивидуалниот удел на FCR на секој ОЕПС што работи во земја-членка за секој месец од најмалку претходните две календарски години и

(ѓ) опис и датум на спроведување на какви било мерки за ублажување на барањата во врска со промените на моќност за ублажување на детерминистичките отстапувања на фреквенцијата земени во претходната календарска година во согласност со Членовите 137 и 138 во кои се вклучени ОЕПС од таа земја-членка.

3. Податоците обезбедени од ОЕПС мора да се однесуваат на претходната година. Информациите за синхрони области, LFC блокови, LFC области и контролни области во точките (а), (б) и (в) се обезбедуваат еднаш. Доколку овие области се променат, информациите за нив ќе се обезбедат до 1 март следната година.

4. Сите ОЕПС од одредена синхрона област или од специфичен LFC блок соработуваат при собирање на информациите наведени во став 2.

Член 17

Годишен извештај за евалуација на регионалната координација

1. ЕNTSO-E мора да објави годишен извештај за проценка на регионалната координација до 30 септември врз основа на годишните извештаи за проценка на регионалната координација поднесени од регионалните координативни центри во согласност со став 2, да ги проценат прашањата за интероперабилност и да предложат измени за подобрување на ефикасноста и ефективноста во координацијата на работата на системот.

2. До 1 март, секој регионален координативен центар за безбедност мора да изготви годишен извештај и да го достави до ЕNTSO-E со следниве информации во врска со должностите што ги извршува:

(а) број на настани, просечно времетраење и причини за неизвршување на нивните функции;

(б) статистички податоци за ограничувањата, вклучително и нивното времетраење, локација и број на појави и поврзани активирани корективни мерки и цената на тие мерки, доколку ги има;

(в) колку пати ОЕПС одбиле да ги спроведат корективните мерки препорачани од регионалниот координативен центар и причините за истото;

(г) бројот на некомпатибилности на испадита откриени во согласност со Член 80 и

(д) опис на случаите кога е оценет недостатокот на регионална соодветност и опис на утврдените мерки за ублажување.

3. Податоците доставени до ENTSO-E од регионалните координативни центри се однесуваат на претходната година.

ДЕЛ II

ОПЕРАТИВНА СИГУРНОСТ

ГЛАВА 1

БАРАЊА ВО ВРСКА СО ОПЕРАТИВНАТА СИГУРНОСТ

ПОГЛАВЈЕ 1

Состојби на системот, помошни активности и оперативни сигурносни ограничувања

Член 18

Класификација на состојбата на системот

1. Преносниот систем е во нормален режим на работа ако се исполнети сите следни услови:

(а) протоците на напон и моќност се во рамките на оперативните сигурносни ограничувања утврдени во согласност со Член 25;

(б) фреквенцијата ги исполнува следниве критериуми:

(i) отстапувањето на фреквенцијата на системот во стационарна состојба е во стандардниот опсег на фреквенцијата или

(ii) апсолутната вредност на отстапувањето на фреквенцијата на системот во стационарна состојба не е поголема од максималното отстапување на

фреквенцијата во стационарна состојба и не се достигнати ограничувањата на фреквенцијата на системот поставена за состојба на тревога;

(в) резервите на активна и реактивна моќност се доволни за системот да биде отпорен на испади од списокот на испади утврдени во согласност со Член 33, без да се надминат ограничувањата на оперативните ограничувања;

(г) работата на контролната област на предметниот ОЕПС е и ќе остане во оперативните сигурносни ограничувања по активирањето на корективните мерки по испад од списокот на испади утврдени во согласност со Член 33.

2. Преносниот систем е во состојба на тревога ако:

(а) протоците на напон и моќност се во оперативните сигурносни ограничувања утврдени во согласност со Член 25 и

(б) резервниот капацитет на ОЕПС е намален за повеќе од 20% повеќе од 30 минути и нема начин да се компензира за ова намалување на работата на системот во реално време, или

(в) фреквенцијата ги исполнува следниве критериуми:

(i) апсолутната вредност на отстапување на фреквенцијата на системот не е поголема од максималното отстапување во стационарна состојба и

(ii) апсолутната вредност на отстапувањето на фреквенцијата на системот во стационарна состојба била континуирано поголема од 50% од максималното отстапување на фреквенцијата во стационарна состојба подолго од времето на активирање на состојбата на тревога или стандардниот фреквентен опсег подолг од времето за обнова на номиналната фреквенција, или

(г) барем еден непредвиден испад од списокот на вонредни испади дефинирани во согласност со Член 33 доведува до нарушување на оперативните сигурносни ограничувања на ОЕПС, дури и по превземање на корективни мерки.

3. Преносниот систем е во вонредна состојба ако е исполнет барем еден од следниве услови:

(а) има барем едно нарушување на оперативните сигурносни ограничувања на ОЕПС дефинирани во согласност со Член 25;

(б) фреквенцијата не ги исполнува критериумите за работа при нормален режим на работа или состојба на тревога утврдени во согласност со ставовите 1 и 2;

(в) активирана е барем една мерка од планот за одбрана на системот на ОЕПС;

(г) ако има дефект на алатките, методите и можностите дефинирани во согласност со Член 24 став 1, поради што овие алатки, методи и можности се недостапни подолго од 30 минути.

4. Преносниот систем е во хаварија ако е исполнет барем еден од следниве услови:

(а) загуба на повеќе од 50% од потрошувачката во контролната област на предметниот ОЕПС;

(б) целосно отсуство на напон најмалку три минути во контролната област на предметниот ОЕПС, што ги активира плановите за повторно воспоставување на системот.

ОЕПС од синхроните области на Велика Британија и Ирска и Северна Ирска можат да развијат предлог со кој ќе се специфицира нивото на загуба на потрошувачката на кое системот е во хаварија. ОЕПС од синхроните области на Велика Британија и Ирска и Северна Ирска го известуваат ENTSO-E.

5. Преносниот систем е во состојба на повторно воспоставување ако ОЕПС, при хаварија или самостојно воспоставување на напојувањето “black-start”, започне да активира мерки од својот план за обновување.

Член 19

Надзор и идентификување на состојбата на системот што ја спроведува ОЕПС

1. Секој ОЕПС мора да го идентификува статусот на неговиот преносен систем на електрична енергија во текот на работата во реално време.

2. Секој ОЕПС ги следи следниве параметри на преносниот систем во реално време во неговата контролна област врз основа на телеметриските мерења или пресметани вредности во неговата област за надгледување, земајќи ги предвид структурните податоци и податоците во реално време, во согласност со Член 42:

(а) активни и реактивни протоци на енергија; (б) напон на собирница;

(в) фреквенцијата и грешки во регулацијата на фреквенцијата и FRCE на неговата LFC област;

(г) резерви на активна и реактивна моќност;

(д) производство и оптоварување.

3. Со цел да се утврди состојбата на системот, секој ОЕПС спроведува анализа на испади барем на секои 15 минути и ги следи параметрите на преносниот систем утврдени во согласност со став 2 во споредба со оперативните сигурносни ограничувања утврдени во согласност со Член 25 и критериумите за состојбите на системот утврдени во согласност со Член 18. Секој ОЕПС треба да го следи нивото на расположиви резерви во однос на резервниот капацитет. При спроведување на анализа на испад, секој ОЕПС го зема предвид ефектот на корективните мерки и мерките од одбранбениот план на системот.

4. Ако преносниот систем на ОЕПС не е во нормален режим на работа и се смета дека е состојба од голем обем, ОЕПС мора:

(а) да ги информира сите ОЕПС за статусот на нивниот преносен систем на електрична енергија со алатка за размена на податоци во реално време на пан-европско ниво и

(б) да обезбеди дополнителни информации за овие елементи на други ОЕПС во чија област за надгледување припаѓаат елементите на неговиот преносен систем на електрична енергија.

Член 20

Корективни мерки во работењето на системот

1. Секој ОЕПС треба да се обидува да обезбеди дека неговиот преносен систем на електрична енергија работи во нормален режим на работа и е одговорен за управување со испади во оперативната сигурност. За да се постигне ова, секој ОЕПС дизајнира, подготвува и активира корективни мерки земајќи ја предвид нивната достапност и времето и ресурсите потребни за нивно активирање, како и сите услови надвор од преносниот систем што се релевантни за одредена корективна мерка.

2. Корективните мерки што ги применуваат ОЕПС во работењето на системот во согласност со став 1 и Членовите од 21 до 23 од оваа Регулатива мора да бидат во согласност со корективните мерки земени предвид при пресметувањето на капацитетот во согласност со Членот 25 од Регулативата (ЕУ) 2015 година / 1222 година.

Член 21

Принципи и критериуми кои се применуваат за корективните мерки

1. Секој ОЕПС ги применува следниве принципи при активирање и координирање на корективните мерки во согласност со Член 23:

(а) за оперативни сигурносни нарушувања со кои не треба да се управува на координиран начин, ОЕПС дизајнира, подготвува и активира корективни мерки од категориите во член 22 за да се врати нормалниот режим на работа и да се спречи ширењето на состојбата на тревога или вонредната состојба надвор од контролната област на ОЕПС;

(б) за оперативни сигурносни нарушувања со кои треба да се управува на координиран начин, ОЕПС дизајнира, подготвува и активира корективни мерки во координација со други ОЕПС поврзани со овие нарушувања во согласност со методологијата за координирана подготовка на корективни мерки согласно Член 76 (1) (б) и земајќи ја предвид препораката на регионалниот координативен центар во согласност со Член 78 (1) 4

2. При избор на соодветна корективна мерка, секој ОЕПС ги применува следниве критериуми:

(а) се активираат најефективните и најисплатливите корективни мерки;

(б) корективните мерки ќе се активираат што е можно поблиску до реалното време, земајќи го предвид очекуваното време на активирање и итноста на оперативната состојба што сака да ја надмине;

(в) се разгледуваат ризиците од неуспешна примена на достапните корективни мерки и нивното влијание врз оперативната сигурност, како што се:

(i) ризици од откажување или краток спој поради промени во топологијата;

(ii) ризици од исклучување поради промени во активната или реактивната моќност во модулите за производство или потрошувачите и

(iii) ризици од дефект на опремата;

(г) предност се дава на корективните мерки што овозможуваат најголем преку зонски капацитет за распределување на капацитетот, притоа почитувајќи ги сите оперативни сигурносни ограничувања.

Член 22

Категории на корективни мерки

1. Секој ОЕПС ги користи следниве категории на корективни мерки:

(а) промена на времетраењето на планираното исклучување или повторно ставање во функција на елементите на преносниот систем со цел да се постигне оперативна достапност на овие елементи на преносниот систем;

(б) активно влијаат на протоците на моќност со помош на:

(i) преклопката на енергетските трансформатори;

(ii) промена на преклопките на трансформаторите со фазно поместување;

(iii) промена на топологијата;

(в) регулација на напон и регулација на реактивна моќност:

(i) преклопката на енергетските трансформатори;

(ii) префрлање на кондензатори и пригушници;

(iii) префрлање на електронски уреди за управување со напон и реактивна моќност;

(iv) со наредба до ОДС и ЗКМ поврзани со преносниот систем да го блокираат автоматското регулирање на напонот и реактивната моќност на трансформаторите или да ги активираат корективните мерки утврдени во точките од i до iii во нивните постројки ако влошувањето на напонот ја компромитира оперативната сигурност или се заканува со распад на напонот во преносниот систем;

(v) со барање за промена на зададената вредност на излезната реактивна моќност или напонот на синхроните модули за производство директно приклучени со преносниот систем;

(vi) барање за промена на излезната реактивна моќност на конверторот на асинхрони модули за производство директно приклучени со преносниот систем;

(г) повторно пресметување на day-ahead и intraday преку зонските капацитетите во согласност со Регулативата (ЕУ) 2015/1222;

(д) прераспределување на корисниците на системот директно приклучен на преносна мрежа или со дистрибуција во контролната област на ОЕПС, помеѓу два или повеќе ОЕПС;

(ѓ) тргување во спротивна насока помеѓу најмалку две трговски зони;

(е) прилагодување на протокот на активна моќност преку HVDC системите;

(ж) активирање на постапките за регулирање со отстапувањето на фреквенцијата;

(з) ограничување, во согласност со Член 16 (2) од Регулативата (ЕЗ) бр 714/2009, веќе доделен преку зонски капацитет во состојба на тревога во која користењето на овој капацитет ја загрозува оперативната сигурност, под услов сите ОЕПС на тој интерконективен далековод да се согласат на такво прилагодување, а не е можно повторно испраќање или тргување во спротивна насока и

(ѕ) доколку е применливо, вклучувајќи ја и нормалната или состојбата на тревога, мануелно контролирано намалување на товарот.

2. Доколку е потребно и оправдано за одржување на оперативната сигурност, секој ОЕПС може да подготви и активира дополнителни корективни мерки. ОЕПС е должен да ги пријави и оправда овие случаи до надлежниот регулаторен орган и, доколку е потребно, до земјата-членка најмалку еднаш годишно по активирањето на дополнителните корективни мерки. Покрај тоа, се објавуваат соодветни извештаи и оправдувања. Европската комисија и Агенцијата можат да побараат дополнителни информации од надлежниот регулаторен орган за активирање на дополнителни корективни мерки во случаи кога тие мерки влијаат на соседниот преносен систем на електрична енергија.

Член 23

Подготовка, активирање и координација на корективните мерки

1. Секој ОЕПС подготвува и активира корективни мерки во согласност со критериумите утврдени во Член 21 (2) со цел да се спречи влошување на состојбата на системот врз основа на следниве елементи:

(a) следење и утврдување на состојбата на системот во согласност со Член 19; (б) анализи на испади во работата во реално време во согласност со Член 34 и (в) анализа на испади во оперативното планирање во согласност со Член 72.

2. Кога се подготвува и активира корективна мерка, вклучувајќи препраќање или тргување во спротивна насока согласно Член 25 и 35 од Регулативата (ЕУ) 2015/1222 или постапка утврдена во одбранбениот план на системот на ОЕПС што влијае на другите ОЕПС, надлежните ОЕПС ќе го

проценат влијанието на таквите корективни мерки во и надвор од неговата контролна област во согласност со Член 75 (1), Член 76 (1) (б) и Член 78 (1), (2) и (4) и ќе му обезбеди на ОЕПС информации за тоа влијание.

3. При подготовка и активирање на корективни мерки што влијаат на ЗКМ и ОДС приклучени со преносниот систем, секој ОЕПС чијшто преносен систем на електрична енергија е во нормален режим на работа или состојба на тревога го проценува влијанието на овие корективни мерки во координација со погодените ЗКМ и ОДС и избира корективни мерки што придонесуваат за одржување на нормалниот режим на работа и безбедно работење на сите вклучени Страни. Секој засегнат ЗКМ и ОДС ќе му ги обезбеди на ОЕПС сите потребни информации за оваа координација.

4. При подготовка и активирање на корективни мерки, секој ОЕПС чијшто преносен систем на електрична енергија не е во нормален режим на работа или состојба на тревога ги координира овие корективни мерки што е можно повеќе со погодените ЗКМ и ОДС директно приклучени на преносниот систем за да се одржи оперативната сигурност и интегритетот на преносниот систем. Кога ОЕПС ги активира корективните мерки, секој засегнат ЗКМ и ОДС приклучени со преносниот систем ги извршува наредбите испратени до нив од ОЕПС.

5. Доколку ограничувањата имаат влијание само врз локалната состојба во контролната област на ОЕПС, а нарушувањето на оперативната сигурност не треба да се управува на координиран начин, ОЕПС одговорен за управување со оперативната сигурност може да одлучи да не ги активира корективните мерки.

Член 24

Достапност на алатки, методи и можности на ОЕПС

1. Секој ОЕПС ја обезбедува достапноста, сигурноста и редундантноста на следново:

(а) можности за следење на состојбата на преносниот систем, вклучително и намени за проценка на статусот и можности за LFC;

(б) начини за контрола на вклучувањето на прекинувачи, прекинувачи на спојно поле, преклопки за трансформатори и друга опрема што се користи за управување на елементите на преносниот систем;

(в) начинот на комуникација со диспечерските центри на другите ОЕПС и регионалните координативни центри;

(г) алатки за анализа на оперативна сигурност

(д) алатки и средства за комуникација потребни на ОЕПС за да се олесни прекуграничното балансирање и регулирање на работењето на пазарот на енергија.

2. Доколку алатките, методите и можностите на ОЕПС наведени во став 1 влијаат на ОДС или ЗКМ приклучени на преносниот систем кои учествуваат во обезбедување на балансирачки или помошни услуги или во одбрана на системот, повторно воспоставување на системот или обезбедување податоци за работата во реално време во согласност со Членовите 44, 47, 50, 51 и 52, надлежните ОЕПС и тие ОДС и ЗКМ работат заедно и се координираат за да ја утврдат и обезбедат достапноста, сигурноста и редундантноста на овие алатки, методи и можности.

3. Во рок од 18 месеци од стапувањето во сила на оваа Регулатива, секој ОЕПС ќе донесе план за деловен континуитет со детален опис на неговите одговори на губење на критични алатки, методи и можности и одредби за нивно одржување, замена и развој. Секој ОЕПС го разгледува својот план за деловен континуитет најмалку еднаш годишно и го ажурира колку што е потребно, но секако по каква било значителна промена во критичните алатки, методи и можности или релевантни услови на состојбата на системот. Деловите од планот за деловен континуитет кои се однесуваат на ОДС и ЗКМ се ставени на располагање на ОЕПС и ЗКМ од страна на ОЕПС.

Член 25

Оперативни сигурносни ограничувања

1. Секој ОЕПС ги одредува оперативните сигурносни ограничувања за секој елемент на неговиот преносен систем на електрична енергија, земајќи ги предвид барем следниве физички карактеристики:

(а) напонски ограничувања во согласност со Член 27;

(б) ограничувања на струјата на куса врска во согласност со Член 30 и

(в) тековни ограничувања во однос на термичкото оптоварување, вклучително и дозволените краткотрајни преоптоварувања.

2. При утврдување на оперативните сигурносни ограничувања, секој ОЕПС ја зема предвид способноста на ЗКМ да спречат опсегот на напон и оперативните ограничувања на фреквенцијата при нормално состојба и при вонредна состојба да предизвикаат нивно исклучување.

3. Во случај на промена на еден од елементите на неговиот преносен систем на електрична енергија, ОЕПС ја проверува валидноста и, доколку е потребно, ги ажурира оперативните сигурносни ограничувања.

4. За секој интерконективен далековод, секој ОЕПС мора да се согласи со соседниот ОЕПС за заеднички оперативни сигурносни ограничувања во согласност со став 1.

Член 26

Одбранбен план за заштита на критична инфраструктура

1. Секој ОЕПС треба да развие, земајќи го предвид Членот 5 од Директивата на Советот 2008/114 / ЕЗ (1), доверлив сигурносен план со проценка на ризик за средствата во сопственост на ОЕПС или со кои ОЕПС управува, опфаќајќи ги најзначајните сценарија за физички или сајбер закани кои ги одредува земјата-членка.

2. Одбранбениот план ги разгледува можните ефекти врз поврзаните европски преносни системи и содржи организациски и физички мерки за ублажување на идентификуваните ризици.

3. Секој ОЕПС редовно го разгледува одбранбениот план за решавање на промените во сценаријата за закана и го рефлектира развојот на преносниот систем.

ПОГЛАВЈЕ 2

Регулирање на напон и реактивна моќност

Член 27

Директива на Советот 2008/114 / ЕЗ од 8 декември 2008 година за идентификување и назначување на Европската критична инфраструктура и проценка на потребата за подобрување на нејзината заштита (OJ L 345, 23.12.2008, стр. 75).

Обврски на сите ОЕПС во врска со ограничувањата на напонот

1. Согласно Член 18, секој ОЕПС се труди да обезбеди дека, во нормален режим на работа, напонот останува во стационарна состојба на местата на приклучување на преносниот систем во опсегот наведен во табелите 1 и 2 од Прилог II.

2. Доколку надлежниот ОЕПС во Шпанија бара, во согласност со Член 16

(2) од Регулативата (ЕУ) 2016/631, модулите за производство приклучени на номинални напони помеѓу 300 и 400 kV да останат приклучени на неодредено време во опсег на напон од 1,05 до 1,0875 pu, овој дополнителен опсег на напон мора да биде земен во предвид од надлежниот ОЕПС во Шпанија при исполнување на обврската од став 1.

3. Секој ОЕПС го одредува номиналниот напон за обележување на pu

вредноста.

4. Секој ОЕПС се труди да обезбеди дека при нормален режим на работа и откако ќе се појави прекин на електричната енергија, напонот останува во поширокиот опсег на напон за ограничени периоди, ако се договорат такви пошироки опсези со ОДС поврзани со преносниот систем и производителите, во согласност со Член 16 (2) Регулатива (ЕУ) 2016/631, или сопственици на HVDC систем, во согласност со Член 18 од Регулативата (ЕУ) 2016/1447.

5. Секој ОЕПС се согласува со ОДС и ЗКМ приклучени со преносниот систем за опсегот на напон на местата на приклучување под 110 kV доколку овие опсези се важни за одржување на оперативните сигурносни ограничувања. Секој ОЕПС се труди да обезбеди дека напонот останува во договорениот опсег при нормален режим на работа дури и по настанување на дефект.

Член 28

Обврски на ЗКМ во врска со регулирање на напон и управување со реактивна моќност при работа на системот

1. Не подоцна од три месеци по стапувањето во сила на оваа Регулатива, сите ЗКМ кои се модули за производство директно приклучени со преносниот систем, кои не подлежат на Член 16 од Регулативата (ЕУ) 2016/631 или се HVDC системи кои не подлежат на Член 18 од Регулативата (ЕУ) 2016 / 1447 мора да го известат нивниот ОЕПС за нивните способности кога станува збор за барањата за напон во Член 16 од Регулативата (ЕУ) 2016/631 или во Член 18 од Регулативата (ЕУ) 2016/1447 со изјаснување за нивните напонски способности и времето што можат да го издржат без да се исклучат.

2. ЗКМ кои се потрошувачи и кои подлежат на барањата од Член 3 од Регулативата (ЕУ) 2016/1388, не се исклучени поради нарушувања во опсегот на напон наведени во Член 27. Најдоцна во рок од три месеци по стапувањето во сила на оваа Регулатива, сите ЗКМ што се потрошувачи директно приклучени со преносниот систем и не подлежат на Член 3 од Регулативата (ЕУ) 2016/1388 мора да го известат својот ОЕПС за нивните способности во однос на барањата за напон утврдени во Прилог II. Регулатива (ЕУ) 2016/1388 со изјаснување за нивниот напон и времето што може да го издржат без исклучување.

3. Секој ЗКМ што е потрошувач директно приклучен со преносен систем на електрична енергија, треба да ги одржува поставните точки на реактивната моќност, опсезите на факторите на напојувањето и поставните вредности на напонот за регулација на напонот во опсегот договорен со ОЕПС во согласност со Член 27.

Член 29

Обврски на сите ОЕПС во врска со регулирање на напон и управување со реактивна моќност при работа на системот

1. Доколку напонот на точката на приклучување кон преносниот систем е надвор од опсегот наведен во табелите 1 и 2 од Прилог II. од оваа Регулатива, секој ОЕПС применува корективни мерки за регулирање на напонот и реактивната моќност во согласност со Член 22 став 1 (в) од оваа Регулатива со цел повторно воспоставување на напон на точката на приклучување во опсегот

утврден во Прилог II и рокот наведен во Член 16 од Регулативата (ЕУ) 2016/631 и Членот 13 од Регулативата (ЕУ) 2016/1388.

2. При анализата на оперативната сигурност, секој ОЕПС ги зема предвид напонските вредности на кои ЗКМ директно приклучени со преносниот систем кои не подлежат на барањата од Регулативата (ЕУ) 2016/631 или Регулативата (ЕУ) 2016/1388 може да се исклучат.

3. Секој ОЕПС обезбедува резерва на реактивна моќност со соодветно количество и одговор за одржување на напонот во неговата контролна област и на интерконективните далеководи во опсегот наведен во Прилог II.

4. ОЕПС поврзани со наизменичните интерконективни далеководи заеднички го одредуваат соодветниот режим на регулирање на напонот за да обезбедат усогласеност со заедничките оперативни сигурносни ограничувања утврдени во согласност со Член 25 (4).

5. Секој ОЕПС се согласува со секој ОДС директно приклучен со преносниот систем за поставните точки на реактивна моќност, опсезите на факторите на напојувањето и напонските поставни точки за регулирање на напонот на точката на приклучување помеѓу ОЕПС и ОДС во согласност со Член 15 од Регулативата (ЕУ) 2016/1388 година. За да се обезбеди одржување на овие параметри, секој ОДС директно приклучен на преносниот систем користи свои ресурси на реактивна моќност и има право да издава наредби за регулирање на напонот на ЗКМ поврзани со дистрибутивниот систем.

6. Секој ОЕПС е овластен да ги користи сите расположиви способности за производство на реактивна моќност во својата контролна област за ефикасно управување со реактивната моќност и одржување на опсегот на напон утврдени во табелите 1 и 2 од Прилог II од оваа Регулатива.

7. Секој ОЕПС управува, директно или, како што е соодветно, индиректно во координација со ОДС директно приклучен со преносниот систем, ресурсите на реактивна моќност во неговата контролна област, вклучително блокирање на автоматско регулирање на напон / реактивна моќност на трансформаторите, намалување на напон и исклучување на потрошувачите во случај на напон, со цел да се задржат оперативните сигурносни ограничувања и да се спречи испад на напонот на преносниот систем.

8. Секој ОЕПС ги одредува мерките за регулирање на напонот во координација со ЗКМ и ОДС директно приклучени со преносниот систем и со соседните ОЕПС.

9. Онаму каде што е важно за регулирање на напонот и управување со реактивната моќност на преносниот систем, ОЕПС може да побара, во координација со ОДС, ЗКМ директно приклучени со дистрибутивниот систем да ги следат наредбите за регулирање на напонот.

ПОГЛАВЈЕ 3

Регулација на струја на куса врска

Член 30

Струја на куса врска

Секој ОЕПС одредува:

(а) максималната струја на куса врска при која се надминуваат номиналните вредности на прекинувачите и друга опрема и

(б) минимална струја на куса врска за правилно работење на заштитната опрема.

Член 31

Пресметка на струја на куса врска и сродни мерки

1. Секој ОЕПС извршува пресметки на струјата на куса врска за да го оцени влијанието на соседните ОЕПС и дистрибутивните системи директно приклучени со преносниот систем, вклучително и затворени дистрибутивни системи, на нивото на струјата на куса врска во преносниот систем. Доколку дистрибутивниот систем директно приклучен со преносниот систем, вклучително и затворениот дистрибутивен систем, влијае на нивото на струјата на куса врска, тој е вклучен во пресметките на струите на куса врска во преносниот систем.

2. При пресметка на струјата на куса врска секој ОЕПС:

(а) применува најпрецизни и најквалитетни достапни податоци; (б) ги зема предвид меѓународните норми и

(в) пресметката на максималната струја на куса врска се заснова на работните услови во кои има највисоко можно ниво на струја на куса врска, вклучително и струја на куса врска од други преносни системи и дистрибутивни системи, вклучително и затворени дистрибутивни системи.

3. Секој ОЕПС применува оперативни или други мерки за да спречи отстапувања од максималните и минималните оперативни сигурносни ограничувања на струјата на куса врска наведени во Член 30 во сите периоди и за целата заштитна опрема. Доколку се појави такво отстапување, секој ОЕПС активира корективни мерки или применува други мерки за да обезбеди повторно поставување на оперативните сигурносни ограничувања наведени во Член 30. Отстапувањето од овие оперативни сигурносни ограничувања е дозволено само за време на префрлувањето.

ПОГЛАВЈЕ 4

Регулација на протокот на енергија

Член 32

Ограничувања на протокот на енергија

1. Секој ОЕПС одржува протоци на енергија во рамките на ограничувањата на системот во нормален режим на работа и по испад од списокот на испади наведени во Член 33 став 1.

2. Во состојба (N-1) и во нормален режим на работа, секој ОЕПС ги одржува протоците на моќност во рамките на дозволените привремени преоптоварувања наведени во Член 25 став 1 точка (в) и подготвува корективни мерки што треба да се применат и спроведат во периодот за дозволени привремени преоптоварувања.

ПОГЛАВЈЕ 5

Анализа на испади и управување со испади

Член 33

Список на испади

1. Секој ОЕПС воспоставува список на испади во внатрешни и надворешни испади во областа за надгледување врз основа на проценка дали некој од овие испади ја загрозува оперативната сигурност во контролната област на ОЕПС. Списокот на испади вклучува обични испади и исклучителни испади идентификувани со употреба на методологијата развиена во согласност со Член 75.

2. Со цел да се состави список на испади, секој ОЕПС класифицира индивидуален испад според тоа дали е обичен, исклучителен или надвор од опсег, земајќи ја предвид веројатноста за негово појавување и следниве принципи:

(а) секој ОЕПС класифицира испади за својата контролна област;

(б) ако оперативните или временските услови значително ја зголемуваат веројатноста за исклучителен испад, секој ОЕПС тој исклучителен испад го вклучува во списокот на испади и

(в) со цел да се земат предвид исклучителните испади со значително влијание врз неговиот преносен систем на електрична енергија или соседните преносни системи, секој ОЕПС ги вклучува таквите исклучителни испади во списокот на испади.

3. Секој ЗКМ и ОДС приклучени со преносниот систем што е објект за производство на електрична енергија, на барање на ОЕПС, ќе ги обезбеди сите информации релевантни за анализата на испадите, вклучувајќи податоци во реално време и прогнозирани податоци, со можна агрегација на податоците во согласност со Член 50, став 2.

4. Секој ОЕПС ја координира својата анализа на испади во однос на кохерентните списоци на испади со ОЕПС во својата област за надгледување во согласност со Член 75.

5. Секој ОЕПС ги известува ОЕПС во својата област за надгледување за надворешните испади што се вклучени во списокот на испади.

6. Секој ОЕПС треба да се осигура дека податоците во реално време се доволно точни за да се овозможи конвергенција на пресметките за струите за куса врска кои се вршат во анализата на испадите.

Член 34

Анализа на испади

1. Секој ОЕПС спроведува анализа на испади во својата област за надгледување за да идентификува испади што ја загрозуваат или можат да ја загрозат оперативната сигурност во неговата контролна област и да идентификува корективни активности што може да бидат потребни за решавање на испадите, вклучително и ублажување на влијанието на исклучителни испади.

2. Секој ОЕПС гарантира дека можните нарушувања на оперативните сигурносни ограничувања во неговата контролна област утврдени со анализата на испади не ја загрозуваат оперативната сигурност на неговиот преносен систем на електрична енергија или поврзаните преносни системи.

3. Секој ОЕПС спроведува анализа на испади врз основа на оперативни податоци, прогнозирани и такви во реално време, од неговата област за надгледување. Појдовна точка за анализа на испади во N-состојба е релевантната топологија на преносниот систем, која вклучува планирани исклучувања во фазите на оперативно планирање.

Член 35

Справување со испади

1. Секој ОЕПС ги проценува ризиците поврзани со испадите после симулацијата на секој испад од својата листа на испади и ќе процени дали може да го одржи својот преносен систем на електрична енергија во оперативните сигурносни граници во состојба (N-1).

2. Ако ОЕПС процени дека ризиците поврзани со испадот се толку големи што може да не успее на време да подготви и активира корективни мерки за да спречи непочитување на критериумот (N-1) или дека постои ризик од проширување на нарушувањето на приклуч преносен систем на електрична енергија, ОЕПС подготвува и активира корективни мерки за што поскоро постигне усогласување со критериумот (N-1).

3. Ако нарушувањето предизвика состојба (N-1), секој ОЕПС активира корективна мерка за да обезбеди дека нормалниот режим на работа на системот е вратена што е можно поскоро и дека оваа состојба (N-1) станува нова N-состојба.

4. ОЕПС не мора да биде во согласност со критериумот (N-1) во следниве ситуации:

(а) за време на switching sequences;

(б) за времето потребно за подготовка и активирање на корективни мерки.

5. Освен ако земјата-членка не утврди поинаку, ОЕПС не мора да го исполнува критериумот (N-1) се додека има само локални последици во контролната област на ОЕПС.

ПОГЛАВЈЕ 6

Заштита

Член 36

Општи барања за заштита

1. Секој ОЕПС управува со преносниот систем со помош на заштитна и резервна заштитна опрема за автоматско спречување на ширење на нарушувања што може да ја загрозат оперативната сигурност на неговиот преносен систем на електрична енергија и поврзаниот систем.

2. Најмалку еднаш на секои пет години, секој ОЕПС ја разгледува стратегијата и концептите за заштита, и доколку е потребно, ги ажурира за да се обезбеди правилно работење на заштитната опрема и одржување на оперативната сигурност.

3. По заштитната постапка што имала влијание надвор од контролната област на ОЕПС вклучувајќи ги и интерконективните далеководи, тој ОЕПС проценува дали заштитната опрема во неговата контролна област постапила како што е планирано и доколку е потребно. ќе преземе корективни мерки.

4. Секој ОЕПС ги утврдува поставните точки на заштитната опрема на неговиот преносен систем на електрична енергија за да обезбеди сигурно, брзо и селективно решавање проблеми, вклучително и резервна заштита за

отстранување на проблеми во случај на дефект на примарниот систем за заштита.

5. Пред пуштање во употреба на заштитната и резервната заштитна опрема или по какви било измени, секој ОЕПС мора да се договори со соседните ОЕПС за утврдување на заштитните поставни точки на интерконективните далеководи и мора да биде во согласност со овие ОЕПС пред да ги смените поставките.

Член 37

Посебни планови за заштита

Доколку ОЕПС применува посебни планови за заштита, тој мора:

(а) да се осигура дека секој специфичен план за заштита работи селективно, сигурно и ефикасно;

(б) да ги процени, при креирање на посебен план за заштита, последиците од неговото неисправно функционирање за преносниот систем, земајќи го предвид влијанието врз ОЕПС на кои се однесува планот;

(в) да провери дали веродостојноста на посебниот план за заштита е споредлив со системите за заштита што се користат за примарна заштита на елементите на преносниот систем;

(г) да управува со преносниот систем со посебен план за заштита во рамките на оперативните сигурносни ограничувања утврдени во согласност со Член 25 и

(д) да ги координира функциите, принципите на активирање и поставните точки на посебниот план за заштита со соседните ОЕПС и засегнатите ОСД поврзани со преносниот систем, вклучително и затворени дистрибутивни системи и засегнати ЗКМ приклучени со преносниот систем.

Член 38

Надзор и проценка на динамичката стабилност

1. Секој ОЕПС ја следи динамичката стабилност на преносниот систем со истражувања што не се извршени за време на работата во согласност со став

6. Секој ОЕПС разменува релевантни податоци за надзор на динамичката стабилност на преносниот систем со други ОЕПС во неговата синхрона област.

2. Секој ОЕПС спроведува динамичка проценка на стабилноста најмалку еднаш годишно за да ги утврди ограничувањата на стабилноста и можните потешкотии при одржување на стабилноста во неговиот преносен систем на електрична енергија. Сите ОЕПС од секоја синхрона област координираат проценки на динамичката стабилност што ја опфаќаат целата или дел од синхроната област.

3. При спроведување на координирани проценки на динамичката стабилност, засегнатите ОЕПС утврдуваат:

(а) степенот на координирана проценка на динамичката стабилност, барем во однос на заедничкиот модел на мрежа;

(б) збир на податоци што овие ОЕПС треба да ги разменат за да спроведат координирана динамичка проценка на стабилноста;

(в) список на заеднички договорени сценарија за координирана проценка на динамичката стабилност и

(г) список на заеднички договорени испади или нарушувања чие влијание се проценува со координирана проценка на динамичката стабилност.

4. Во случај на тешкотии во стабилноста поради слабо пригушени осцилации помеѓу областите кога тие влијаат на повеќе ОЕПС во една синхрона област, секој ОЕПС учествува во координирана проценка на динамичката стабилност на ниво на синхрона област што е можно поскоро и ги обезбедува потребните податоци за таа проценка. Проценката е иницирана и спроведена од овие ОЕПС или ENTSO-E.

5. Ако ОЕПС утврди можно влијание врз напонот, агол на ротор или фреквентната стабилност во однос на другите поврзани преносни системи, засегнатите ОЕПС ги координираат методите што се користат за проценка на динамичката стабилност, ги обезбедуваат потребните податоци и планираат заеднички корективни мерки за подобрување на стабилноста, вклучително и процедури за соработка помеѓу ОЕПС.

6. При одлучување за методите за проценка на динамичката стабилност, секој ОЕПС ги применува следниве правила:

(а) ако, според списокот на испади, ограничувањата на стационарна состојба се достигнат пред ограничувањата на стабилноста, ОЕПС ја заснова динамичката проценка на стабилноста само врз истражувања за стабилност

што не се извршени за време на работата, туку во фазата на подолгорочно оперативно планирање;

(б) ако, под услови на планираното исклучување, во однос на списокот со испади, ограничувањата на стационарна состојба и ограничувањата на стабилноста се близу или ограничувањата на стабилноста се достигнат пред ограничувањата на стационарната состојба, додека траат овие услови, ОЕПС спроведува проценка на динамичката стабилност во фазата на оперативно планирање за наредниот ден. ОЕПС планира корективни мерки што треба да се користат при работа во реално време, како што е соодветно;

(в) ако системот за пренос на електрична енергија е во N-состојба во однос на списокот на испади и ако се достигнат ограничувањата на стабилноста пред ограничувањата на стационарна состојба, ОЕПС треба да изврши динамичка проценка на стабилноста во сите фази на оперативно планирање и да ги преиспита ограничувањата на стабилноста што е можно поскоро по значителната промена во N-состојбата.

Член 39

Динамичко управување со сигурноста

1. Доколку динамичката проценка на стабилноста покаже дека се надминати ограничувањата на стабилност, ОЕПС во чија контролна област се случи пречекорувањето, треба да креира, подготви и активира корективни мерки за одржување на стабилноста на преносниот систем. Овие корективни мерки може да вклучуваат ЗКМ.

2. Секој ОЕПС се осигурува дека времињата за отстранување на нарушувањата што можат да предизвикаат нестабилност на преносниот систем се карактеризираат како состојба од поголем обем пократка од критичното време за отстранување пресметано од ОЕПС во неговите динамички проценки на стабилност спроведени во согласност со Член 38.

3. Во однос на минималните барања за инерција кои се однесуваат на стабилноста на фреквенцијата на ниво на синхрона област:

(а) сите ОЕПС во таа синхрона област ќе спроведат заедничко истражување за синхрона област не подоцна од две години по стапувањето во сила на оваа Регулатива за да утврдат дали треба да се утврди минималната потребна

инерција, земајќи ги предвид трошоците и придобивките, како и можните алтернативи. Сите ОЕПС ги пријавуваат своите истражувања до нивните регулаторни тела. Сите ОЕПС редовно ги разгледуваат овие истражувања и ги ажурираат на секои две години;

(б) ако истражувањата наведени во точка (а) покажат потреба да се утврди минималната потребна инерција, сите ОЕПС во предметната синхрона област заеднички ќе развијат методологија за утврдување на минималната инерција неопходна за одржување на оперативната сигурност и спречување на нарушување на оперативните сигурносни ограничувања. Оваа методологија мора да биде во согласност со принципите на ефикасност и пропорционалност, мора да се развие во рок од шест месеци по завршувањето на истражувањата наведени во точка (а) и мора да се ажурира во рок од шест месеци од ажурирањето и објавувањето на истражувањето; и (в) секој ОЕПС треба да примени минимална инерција во реално време во својата контролна област во согласност со дефинираната методологија и резултатите добиени во согласност со точката (б).

ГЛАВА 2

РАЗМЕНА НА ПОДАТОЦИ

ПОГЛАВЈЕ 1

Општи барања за размена на податоци

Член 40

Организација, улоги, одговорности и квалитет на размена на податоци

1. Размената и обезбедувањето податоци и информации согласно ова поглавје, колку што е можно, ја рефлектираат реалната и предвидената состојба на преносниот систем.

2. Одговорност на секој ОЕПС е да обезбеди и користи високо квалитетни податоци и информации.

3. Секој ОЕПС ги собира следниве информации за својата област за надгледување и ги споделува тие информации со сите други ОЕПС до оној степен што е неопходен за спроведување на оперативната сигурносна анализа во согласност со Член 72:

(а) производство; (б) потрошувачка;

(в) планови за размена;

(г) позиции на размнотежа;

(д) планирани прекини и топологии на трафостаници и (ѓ) предвидувања;

4. Секој ОЕПС ги презентира информациите наведени во став 3 како внесувања и повлекувања на секој јазол на поединечниот модел на мрежа на ОЕПС наведен во Член 64.

5. Секој ОЕПС го одредува обемот на размена на податоци во координација со ЗКМ и ОДС врз основа на следниве категории:

(а) структурни податоци во согласност со Член 48;

(б) информации за предвидувања и планирани размени во согласност со Член

49;

(в) податоци во реално време во согласност со членовите 44, 47 и 50 и (г) одредби во согласност со Членовите 51, 52 и 53.

6. Не подоцна од шест месеци од стапувањето во сила на оваа Регулатива, сите ОЕПС мора да се согласат за клучните организациски барања, улоги и одговорности во врска со размената на податоци. Овие организациски барања, улоги и одговорности треба да ги земат предвид и, доколку е соодветно, да ги надополнат оперативните барања за методологијата на податоците за производство и потрошувачка собрани во согласност со Член 16 од Регулативата (ЕУ) 2015/1222. Тие се однесуваат на сите одредби за размена на податоци во ова поглавје и опфаќаат организациски барања, улоги и одговорности за следниве елементи:

(а) обврската на ОЕПС да ги известат сите соседни ОЕПС без одлагање за какви било промени во сигурносните поставки, термичките ограничувања и техничките капацитети на интерконективните далеководи помеѓу нивните контролни области;

(б) обврската на ОДС директно приклучени со преносниот систем да ги известат ОЕПС на кои се приклучени за какви било промени во податоците и информациите во согласност со ова поглавје во договорените рокови;

(в) обврски на соседните ОДС и / или помеѓу downstream DSO and upstream DSO да се информираат едни со други во договорените рокови за какви било промени во податоците и информациите според ова поглавје;

(г) обврската на ЗКМ да го известат својот ОЕПС или ОДС во договорените рокови за каква било релевантна промена во податоците и информациите пропишани според ова поглавје;

(д) деталната содржина на податоците и информациите пропишани според ова поглавје, вклучително и главните принципи, видот на податоците, средствата за комуникација, форматот и стандардите што треба да се применат, роковите и должностите;

(ѓ) времето и фреквенцијата на доставување на податоците и информациите што ОДС и ЗКМ треба да ги обезбедат на ОЕПС за употреба во различни рокови. Мора да се утврди фреквенцијата на размена на податоци во реално време, планираните податоци и ажурирањата на структурните податоци и

(е) формата за доставување на податоци и информации се утврдува во согласност со ова поглавје.

ENTSO-E ги објавува организациските барања, улоги и одговорности.

7. Не подоцна од 18 месеци по стапувањето во сила на оваа Регулатива, секој ОЕПС мора да се согласи со релевантните ОДС за ефективни, ефикасни и пропорционални процеси за обезбедување и спроведување на размена на податоци, вклучително, доколку е потребно за ефикасно работење на мрежата, обезбедување податоци за дистрибутивни системи и ЗКМ. Без да се нарушат одредбите од став 6 (е), секој ОЕПС се согласува со надлежните ОДС за форматот на размена на податоци.

8. ЗКМ приклучени на преносниот систем можат да пристапат до податоците за нивната мрежна опрема што работи во точката на приклучување.

9. Секој ОЕПС се согласува со ОДС приклучени на преносниот систем за обемот на дополнителни информации за мрежната опрема која што е во функција и кои ги разменуваат едни со други.

10. ОДС со точка на приклучување со преносниот систем се овластени да добиваат релевантни информации за структурата, планирањето и

информации во реално време од надлежните ОЕПС, како и да ги собираат овие информации од соседните ОДС. Соседните ОДС на координиран начин го одредуваат обемот на информации што можат да се разменуваат.

ПОГЛАВЈЕ 2

Размена на податоци помеѓу ОЕПС

Член 41

Размена на структурни и прогнозирани податоци

1. Соседните ОЕПС ги разменуваат најмалку следниве структурни информации во врска со областа за надгледување:

(а) редовна топологија на трафостаница и други релевантни податоци според нивото на напон;

(б) технички податоци за далеководи;

(в) технички податоци за трансформатори што ги поврзуваат ОДС и ЗКМ кои се потрошувачи и производните блок трансформатори на ЗКМ кои се објекти за производство на електрична енергија;

(г) максимална и минимална активна и реактивна моќност на ЗКМ кои се објекти за производство на електрична енергија;

(д) технички податоци за трансформатори со фазно поместување; (ѓ) технички податоци за HVDC системите;

(е) технички податоци за пригушници, кондензатори и статички компензатори и

(ж) оперативни сигурносни ограничувања одредени од индивидуалните ОЕПС во согласност со Член 25.

2. Со цел да се координира заштитата на нивните преносни системи, соседните ОЕПС разменуваат сигурносни ограничувања за заштита на далеководи чии испади се вклучени во нивните списоци на испади како надворешните испади.

3. Со цел да се координира анализата на оперативната сигурност и да се воспостави заеднички модел на мрежа во согласност со Членовите 67 до 70,

секој ОЕПС ќе ги размени барем следниве информации со најмалку сите други ОЕПС во истата синхрона област:

(а) топологија на преносни системи од 220 kV или повеќе во рамките на нејзината контролна област;

(б) модел или еквивалент на преносен систем на електрична енергија со напон под 220 kV што има значително влијание врз неговиот преносен систем на електрична енергија;

(в) термички ограничувања на елементите на преносниот систем и

(г) реална и точна проектирана вкупна количина на внесувања и повлекување, според примарен извор на енергија, на секој јазол на преносниот систем за различни периоди.

4. Со цел да се координираат проценките на динамичката стабилност во согласност со Член 38 (2) и (4) и нивното спроведување, секој ОЕПС ги разменува следниве информации со други ОЕПС од истата синхрона област или нејзиниот релевантен дел:

(а) податоци за ЗКМ кои се модули за производство, кои се однесуваат на:

(i) електрични параметри на алтернаторот погодни за проценка на динамичката стабилност, вклучително и целосна инерција;

(ii) заштитни модели;

(iii) алтернатор и примарен задвижувач ;

(iv) опис на трансформатор за подигање на напон;

(v) максимална и минимална реактивна моќност;

(vi) модели на регулатор на напон и брзина; и

(vii) модели на примарни активатори и системи на возбуда погодни за големи нарушувања;

(б) податоци за видот на регулацијата и опсегот на регулирање на напонот на преклопките, вклучувајќи опис на постојните преклопки на оптоварување и податоци за видот на регулацијата и опсегот на регулација на напонот на трансформаторите за подигање на напонот и мрежните трансформатори; и (в) во случај на HVDC системи и FACTS уреди, податоците за динамичките модели на системот или уредите и регулацијата за поголеми нарушувања поврзани со тој систем или уред.

Член 42

Размена на податоци во реално време

1. Во согласност со Членовите 18 и 19, секој ОЕПС ги разменува со другите ОЕПС од истата синхрона област следниве информации за статусот на неговиот преносен систем на електрична енергија со IT алатка за размена на податоци во реално време, на паневропско ниво обезбедена од ENTSO-E:

(а) фреквенција; (б) FRCE;

(в) измерена активна размена на енергија помеѓу LFC;

(г) збирно испорачано производство;

(д) состојбата на системот во согласност со Член 18;

(ѓ) поставната точка на регулаторот на фреквенцијата и размената на моќност и

(е) размена на моќност преку виртуелни далеководи

2. Секој ОЕПС ги разменува следниве податоци за својот преносен систем на електрична енергија со други ОЕПС во својата област за надгледување користејќи размена на податоци во реално време помеѓу системот за надзор и управување (SCADA):

(а) вистинска топологија на трафостаницата;

(б) активна и реактивна моќност на далеководно поле, вклучувајќи и далеководи на преносниот систем, далеководи на дистрибутивниот систем и далеководи на кои се поврзани ЗКМ;

(в) активна и реактивна моќност во трансформаторското поле, вклучувајќи трансформатори на преносни системи, трансформатори на дистрибутивни системи и трансформатори на кои се поврзани ЗКМ;

(г) активна и реактивна моќност во полето на објектот за производство на енергија;

(д) регулаторни позиции на трансформаторот, вклучително и попречно регулирани трансформатори;

(ѓ) измерен или проценет напон на собирница;

(е) реактивна моќност во полето на пригушници и кондензатори или од статички VAR компензатор и

(ж) ограничувања на способноста за снабдување со активна и реактивна моќност во однос на област за надгледување.

3. Секој ОЕПС има право да бара сите ОЕПС во својата област за надгледување да ги доставуваат во реално време времето записите за проценетите податоци од контролната област на предметниот ОЕПС, доколку ова е важно за оперативната сигурност на преносниот систем на ОЕПС кој го поднел барањето.

ПОГЛАВЈЕ 3

Размена на податоци помеѓу ОЕПС и ОДС во контролната област на ОЕПС

Член 43

Размена на структурни податоци

1. Секој ОЕПС ја одредува областа за надгледување на дистрибутивните системи директно приклучени на преносниот систем што е неопходна за ОЕПС точно и ефикасно да ги утврди состојбите на системот врз основа на методологијата развиена во согласност со Членот 75.

2. Доколку ОЕПС смета дека дистрибутивниот систем кој не е приклучен на преносниот систем има значително влијание во однос на напонот, протокот на струја или другите електрични параметри врз однесувањето на преносниот систем, ОЕПС го дефинира таквиот дистрибутивен систем како дел од област за надгледување во согласност со Член 75.

3. Структурните информации во врска со областа за надгледување наведени во ставовите 1 и 2, доставени до ОЕПС од страна на секој ОДС, содржат барем:

(а) напонски трафостаници;

(б) далеководи што поврзуваат трафостаници наведени во точка (а); (в) трансформатори од трафостаници наведени во точка (а);

(г) ЗКМ и

(д) пригушници и кондензатори приклучени на трафостаници од точка (а);

4. Секој ОДС директно приклучен на преносен систем на електрична енергија, ќе му обезбеди на ОЕПС ажурирани структурни информации во согласност со став 3 најмалку на секои шест месеци.

5. За модулите за производство од тип А приклучени на свој дистрибутивен систем, секој ОДС директно приклучен со преносниот систем, му обезбедува на ОЕПС, најмалку еднаш годишно, според примарните извори на енергија, вкупниот збирен капацитет за производство, доколку модулите се предмет на барањата на Регулативата (ЕУ) 2016/631 и најдобрите можни проценки за производствениот капацитет, доколку не подлежат на Регулативата (ЕУ) 2016/631, или отстапуваат од неа, и поврзаните информации за однесувањето на нивната фреквенција.

Член 44

Размена на податоци во реално време

Освен ако не е поинаку предвидено од ОЕПС, секој ОДС ќе им обезбеди на своите ОЕПС информации во реално време за областа за надгледување на ОЕПС, како што е наведено во Член 43, ставови 1 и 2, вклучително:

(а) вистинската топологија на трафостаницата;

(б) активна и реактивната моќност во далеководното поле;

(в) активна и реактивна моќност во трансформаторското поле;

(г) внесување на активна и реактивна моќност во полето на објектот за производство на енергија;

(д) позиции на регулаторните преклопки на трансформатори директно приклучени на преносен систем на електрична енергија;

(ѓ) напон на собирници;

(е) реактивна моќност во полето на пригушници и кондензатори;

(ж) најдобри достапни податоци за збирното производство според примарен извор на енергија во областа на ОДС и

(з) најдобрите достапни податоци за вкупната потрошувачка во областа на ОДС

ПОГЛАВЈЕ 4

Размена на податоци помеѓу ОЕПС, сопственици на интерконективен далеководи или други далеководи и модули за производство директно приклучени на преносен систем

Член 45

Размена на структурни податоци

1. Секој ЗКМ кој е производител со модул за производство од тип D директно приклучен на преносниот систем, треба да им ги обезбеди на ОЕПС најмалку следниве информации:

(a) општи информации за модулот за производство, вклучувајќи инсталирана моќност и примарен извор на енергија;

(б) податоци за турбината и објектот за производство на електрична енергија, вклучително и ладен и топол старт;

(в) податоци за пресметка на струја на куса врска;

(г) податоци за трансформаторот на објектот за производство на електрична енергија;

(д) податоци за FCR модули за производство кои ја нудат или ја обезбедуваат таа услуга во согласност со Член 154;

(ѓ) податоци за FRR модули за производство кои ја нудат или ја обезбедуваат таа услуга во согласност со Член 158;

(е) податоци за RR модули за производство кои ја нудат или ја обезбедуваат таа услуга во согласност со Член 161;

(ж) податоци неопходни за повторно воспоставување на преносниот систем; (з) податоци и модели потребни за извршување на динамичката симулација; (ѕ) податоци за заштита;

(и) информациите потребни за да се утврдат трошоците за корективните мерки во согласност со Член 78 (1) (б); ако ОЕПС користи пазарни механизми во согласност со Член 4 (2) (г), доставените цени што треба да ги плати ОЕПС, ќе се сметаат за доволни;

(ј) податоци за способноста за регулирање на напонот и реактивната моќност.

2. Секој ЗКМ кој е производител со модул за производство од на тип B или C директно приклучен на преносниот систем, треба да ги обезбеди ОЕПС со најмалку следниве информации:

(а) општи информации за модулот за производство, вклучувајќи инсталирана моќност и примарен извор на енергија;

(б) податоци за пресметка на струја на куса врска;

(в) Податоци за FCR во согласност со дефиницијата и барањата од Член 173 за модули за производство кои ја нудат или обезбедуваат оваа услуга;

(г) Податоци за FRR модули за производство кои ја нудат или обезбедуваат оваа услуга;

(д) Податоци за RR модули за производство кои ја нудат или обезбедуваат оваа услуга;

(ѓ) податоци за заштита;

(е) податоци за способноста за регулирање на реактивната моќност;

(ж) информациите потребни за да се утврдат трошоците за корективните мерки во согласност со Член 78 (1) (б); ако ОЕПС користи пазарни механизми во согласност со Член 4 (2) (г), ќе се смета за доволно да се достави цената што треба да ја плати ОЕПС;

(з) податоци потребни за проценка на динамичката стабилност во согласност со Член 38.

3. ОЕПС може да побара од производителот со модул за производство директно приклучен на преносниот систем дополнителни информации доколку се потребни за анализа на оперативната сигурност во согласност со Поглавје 2 од Дел III.

4. Секој сопственик на HVDC системот или сопственик на интерконективен далековод треба да ги достави до ОЕПС следниве информации за HVDC системот или интерконективен далеководот:

(а) основни податоци за постројката; (б) податоци за трансформаторите;

(в) податоци за филтри и групи на филтри;

(г) податоци за компензација на реактивната моќност;

(д) податоци за способноста за регулирање на активната сила;

(ѓ) податоци за способноста за регулирање на реактивната моќност и напон; (е) информации за утврдување на приоритет на начинот на работа на реактивната или активната моќност, доколку ги има;

(ж) податоци за способност на одзив на фреквенција;

(з) податоци за динамички модели за динамичка симулација; (ѕ) податоци за заштита и

(и) податоци за способноста за работа при грешка.

5. Секој сопственик на интерконективен далековод со наизменична струја ќе му ги обезбеди на ОЕПС следниве информации:

(а) основни податоци за инсталацијата; (б) електрични параметри;

(в) поврзана заштита

Член 46

Размена на планирани податоци

1. Секој ЗКМ кој е производител со модул за производство од тип B, C или D директно приклучен на преносен систем на електрична енергија, треба да ги обезбеди ОЕПС со најмалку следниве информации:

(а) квантитетот и достапноста на излезната активна моќност и резервите на активната моќност врз основа на day-ahead и intra-day;

(б) без какво било одлагање, каква било планирана недостапност или ограничување на работната сила;

(в) какво било предвидено ограничување на капацитетот за производство на реактивна моќност и

(г) по пат на отстапување од точките (а) и (б), во региони со централен диспечерски систем, податоците што ги бара ОЕПС за да го подготви својот план за излезна активна моќност.

2. Секој оператор на HVDC системот треба да ги обезбеди ОЕПС со најмалку следниве информации:

(а) планот за активна моќност и нејзината достапност врз основа на day-ahead

и intra-day;

(б) без одлагање, каква било планирана недостапност или планирано ограничување на активната моќност

(в) какво било предвидено ограничување на способноста за регулирање на реактивната моќност или напон.

3. Секој оператор на интерконективен далековод со наизменична струја или оператор на далековод ќе му обезбеди на ОЕПС информации за планираната недостапност или планираното ограничување на активната моќност.

Член 47

Размена на податоци во реално време

1. Освен ако не е поинаку пропишано од ОЕПС, секој ЗКМ кој е производител со модул за производство од типот B, C или D ќе му ги обезбеди на ОЕПС најмалку следниве информации во реално време:

(а) положбата на прекинувачите на точката на приклучување или друга точка на интеракција договорена со ОЕПС;

(б) активна и реактивна моќност на точката на приклучување или друга точка на интеракција договорена со ОЕПС и

(в) во случај на објект за производство на електрична енергија со потрошувачка поголема од сопствената, нето активна и реактивна моќност.

2. Освен ако не е поинаку пропишано од ОЕПС, секој сопственик на HVDC систем или AC интерконективен далековод ќе му ги обезбеди на ОЕПС во реално време барем следниве информации за точката на приклучување на HVDC системот или интерконективниот далековод со наизменична струја:

(а) положбата на прекинувачите; (б) работна состојба и

(в) активна и реактивна моќност.

ПОГЛАВЈЕ 5

Размена на податоци помеѓу ОЕПС, ОДС и модули за производство приклучен со дистрибутивниот систем

Член 48

Размена на структурни податоци

1 Освен ако не е поинаку пропишано од ОЕПС, кој било произведувач со модул за производство кој е ЗКМ во согласност со Член 2 (1) (а) и група на ЗКМ според Член 2 (1) (д) приклучен со дистрибутивниот систем треба да достави до ОЕПС и ОДС на кои на точката на приклучување ги има најмалку следниве информации:

(а) општи информации за модулот за производство, вклучувајќи инсталирана моќност и примарен извор на енергија или тип на гориво;

(б) Податоци за FCR во согласност со дефиницијата и барањата од Член 173 за објекти за производство на електрична енергија кои ја нудат или обезбедуваат оваа услуга;

(в) FRR податоци за објекти за производство на електрична енергија кои нудат или обезбедуваат услуги за FRR;

(г) Податоци за истражување и развој за модули за производство кои нудат или обезбедуваат услуги за RR;

(д) податоци за заштита;

(ѓ) податоци за способноста за регулирање на реактивната моќност;

(е) информации за способноста за далечински пристап до прекинувачот;

(ж) податоци потребни за динамичка симулација во согласност со одредбите од регулативата (ЕУ) 2016/631 и

(з) ниво на напон и локација на секој модул за производство на електрична енергија.

2. Секој произведувач со модул за производство што е ЗКМ во согласност со Член 2 (1) (а) и (д) треба да ги извести ОЕПС и ОДС за кои има точка за приклучување во договорениот период, но не подоцна од првото пуштање во употреба или какви било промени во постојната инсталација за секоја промена во обемот и содржината на информациите наведени во став 1.

Член 49

Размена на планирани податоци

Освен ако не е поинаку пропишано од ОЕПС, кој било произведувач со модул за производство што е ЗКМ во согласност со Член 2 (1) (а) и (д) и е приклучен со дистрибутивниот систем, треба да ги достави до ОЕПС и ОДС на кои има точка на приклучување барем следниве податоци:

(а) неговата планирана недостапност, планираното ограничување на активната моќност и предвидената планирана излезна активна моќност на точката на приклучување;

(б) какво било предвидено ограничување на способноста за производство на реактивна моќност и

(в) отстапување од ставовите (а) и (б), во региони со централен диспечерски систем, информациите што ги бара ОЕПС за да го подготви својот план за излезна активна моќност.

Член 50

Размена на податоци во реално време

1. Освен ако не е поинаку пропишано од ОЕПС, кој било произведувач со модул за производство што е ЗКМ во согласност со Член 2 (1) (а) и (д) и е приклучен со дистрибутивниот систем, треба да им ги достави во реално време на ОЕПС и ОДС на кои има точка за приклучување најмалку следниве информации:

(а) состојба на преклопни уреди и прекинувачи во точката на приклучување

2. Секој ОЕПС, во координација со релевантните ОДС, утврдува кои ЗКМ можат да бидат изземени од обезбедување на податоци во реално време, наведени во став 1, директно до ОЕПС. Во такви случаи, надлежните ОЕПС и ОДС се согласуваат за тоа кои збирни податоци во реално време за овие ЗКМ треба да бидат доставени до ОЕПС.

Член 51

Размена на податоци за ЗКМ помеѓу ОЕПС и ОДС

1. Освен ако не е поинаку пропишано од ОЕПС, секој ОДС ќе им достави на своите ОЕПС информациите наведени во Членовите 48 до 50 толку често и детално, колку што побарал ОЕПС.

2. Секој ОЕПС ги става на располагање на ОДС на чиј дистрибутивен систем се приклучени ЗКМ, информациите наведени во Членовите 48 до 50, како што е побарано од ОДС.

3. ОЕПС може да побара дополнителни информации од произведувачот со модулот за производство приклучен на дистрибутивниот систем во согласност со Член 2 (1) (а) и (д) ако тоа е потребно за анализа на оперативната сигурност и валидација на моделот.

ПОГЛАВЈЕ 6

Размена на податоци помеѓу ОЕПС и потрошувачите

Член 52

Размена на податоци помеѓу ОЕПС и потрошувачите директно приклучени на преносниот систем

1. Освен ако не е поинаку пропишано од ОЕПС, секој сопственик на потрошувач директно приклучен на преносниот систем, треба да ги достави на ОЕПС следниве структурни податоци:

(а) електрични податоци за трансформатори приклучени на преносен систем на електрична енергија;

(б) карактеристики на оптоварување на потрошувач и

(в) карактеристики на регулирање на реактивната моќност.

2. Освен ако не е поинаку пропишано од ОЕПС, секој сопственик на потрошувачот приклучен на преносниот систем, ќе му ги достави на ОЕПС следниве информации:

(а) планирана потрошувачка на активна моќност и предвидена потрошувачка на реактивна моќност на a day-ahead и intraday основа, вклучително и какви било промени во тие дневни распореди или предвидувања;

(б) какво било предвидено ограничување на способноста за производство на реактивна моќност;

(в) во случај на учество во одзив на потрошувачката, планираните структурни минимални и максимални опсези на моќност кои се ограничуваат и

(г) по отстапување од точката (а), во региони со централен диспечерски систем, податоците што ги бара ОЕПС за да го подготви својот план за излезна активна моќност.

3. Освен ако не е поинаку пропишано од ОЕПС, секој сопственик на потрошувач приклучен на преносен систем на електрична енергија, во реално време ќе му ги достави на ОЕПС следниве информации:

(а) активната и реактивната моќност на точката на приклучување (б) опсегот на минимална и максимална моќност која се ограничува

4. Секој сопственик на потрошувач директно приклучен на преносен систем му го опишува на својот ОЕПС неговото однесување во опсезите на напон наведени во Член 27.

Член 53

Размена на податоци помеѓу ОЕПС и потрошувачите директно приклучени на преносен систем на електрична енергија или трети Страни вклучени во управувањето со потрошувачката

1. Освен ако не е поинаку пропишано од ОЕПС, секој ЗКМ што е потрошувач директно приклучен на преносен систем на електрична енергија и учествува во одзив на потрошувачката, но не преку трета Страна ги доставува следните планирани податоци и податоците во реално време на ОЕПС или ОДС преку трета Страна:

(а) структурната минимална и максимална активна моќност достапна за одзив на потрошувачката и најдолгото и најкраткото времетраење на секоја можна употреба на таа моќност за одзив на потрошувачката;

(б) предвидената неограничена активна моќност достапна за одзив на потрошувачката и каков било планиран одзив на потрошувачката;

(в) активна и реактивна моќност на точката на приклучување во реално време и

(г) потврда дека се применуваат проценки на реалните вредности на одзив на потрошувачката.

2. Освен ако не е поинаку пропишано од ОЕПС, секој ЗКМ кој е трета Страна што учествува во управувањето со потрошувачката, како што е дефинирано во Член 27 од Регулативата (ЕУ) 2016/1388, ќе ги обезбеди следниве информации на ОЕПС или ОДС day-ahead или близу до реално време и во име на сите свои потрошувачи приклучени на дистрибутивен систем:

(а) структурната минимална и максимална активна моќност достапна за одзив на потрошувачката и најдолгото и најкраткото времетраење на секое можно активирање на управувањето со потрошувачката во одредена географска област дефинирана од ОЕПС и ОДС;

(б) предвидената неограничена активна моќност на располагање за одзив на потрошувачката и секое планирано ниво на одзив на потрошувачката во одредена географска област дефинирана од ОЕПС и ОДС;

(в) активна и реактивна моќност во реално време и

(г) потврда дека се применуваат проценки на реалните вредности на одзив на потрошувачката.

ГЛАВА 3 УСОГЛАСЕНОСТ ПОГЛАВЈЕ 1

Улоги и одговорности

Член 54

Одговорности на ЗКМ

1. Секој ЗКМ ги известува ОЕПС или ОДС на кои има точка на приклучување за каква било планирана промена во неговите технички способности што можат да влијаат на неговата усогласеност со барањата на оваа Регулатива пред да се воведе.

2. Секој ЗКМ ќе го извести ОЕПС или ОДС на кој има точка на приклучување за какво било нарушување во работењето на неговата постројка што може да влијае на неговата усогласеност со барањата на оваа Регулатива што е можно побрзо откако ќе се појави.

3. Секој ЗМК ќе ги извести ОЕПС или ОДС на кои има точка на приклучување за планираните распореди и процедури за тестирање што треба да се следат за да ја потврди усогласеноста на неговата постројка со барањата на оваа Регулатива навремено и пред нивното започнување. ОЕПС или ОДС ги одобруваат планираните распореди и процедури за испитување однапред и навремено и не можат неразумно да го задржат таквото одобрување. Ако ЗКМ има точка на приклучување со ОДС и комуницира, во согласност со став 2, само со ОДС, ОЕПС е овластено да бара од тој ОДС

резултатите од сите тестови за усогласеност релевантни за оперативната сигурност на неговиот преносен систем на електрична енергија.

4. На барање на ОЕПС или ОДС, согласно Член 41 (2) од Регулативата (ЕУ) 2016/631 и член 35 (2) од Регулативата (ЕУ) 2016/1388, ЗКМ мора да спроведе тестови за усогласеност и симулации во согласност со овие Регулативи во кое било време од работниот век на неговата постројка, а особено по какво било откажување, модификација или замена на опремата што може да влијае на усогласеноста на постројката со барањата на оваа Регулатива во однос на нејзината способност да ја постигне декларираната вредност и достапност или договорна испорака на помошни услуги. Трети Страни кои обезбедуваат одзив на потрошувачката директно до ОЕПС и давателите на прераспоредување на модулите за производство на електрична енергија или потрошувачите преку агрегација и другите активни даватели на резерви на активна моќност, гарантираат дека постројките во нивното портфолио се во согласност со барањата на оваа Регулатива.

Член 55

Задачи на ОЕПС во врска со работата на системот

Секој ОЕПС е одговорен за оперативната сигурност во својата контролна област и е особено одговорен за:

(а) развивање и воведување алатки за работа на мрежата кои се важни за неговата контролна област и се поврзани со работата во реално време и оперативното планирање;

(б) развивање и спроведување на алатки и решенија за спречување и елиминација на нарушувањата;

(в) користење услуги на трети Страни, вклучени во процедури за набавка каде што е применливо, како што се редиспечирање или тргување во спротивен смер, управување со загушување, резерва на производни капацитети и други помошни услуги;

(г) усогласување со скалата за класификација на инциденти усвоена од ENTSO- E во согласност со Член 8 (3) (а) од Регулативата (ЕЗ) бр. 714/2009 и да ги достават до ENTSO-E информациите потребни за извршување на задачите за креирање на скалата за класификација на инциденти ; и

(д) да ја прати на годишно ниво соодветноста на мрежните алатки создадени во точките (а) и (б) кои се неопходни за одржување на оперативната сигурност. Секој ОЕПС ги идентификува соодветните подобрувања на овие мрежни алатки земајќи ги предвид годишните извештаи креирани од ENТSO-E врз основа на скалата за класификација на инциденти во согласност со Член 15. Сите идентификувани подобрувања потоа ќе бидат воведени од ОЕПС.

ПОГЛАВЈЕ 2

Оперативно тестирање

Член 56

Цел и одговорности

1. Секој ОЕПС и секој ОДС или ЗКМ директно приклучени на преносниот систем, за ограничено време, можат да спроведат оперативни тестови на елементите на неговиот преносен систем на електрична енергија или неговите објекти во симулирани работни услови. Тие испраќаат известување навремено и пред почетокот на тестот и го минимизираат влијанието на тестот врз работата на системот во реално време. Оперативното тестирање се обидува да добие:

(а) доказ за усогласеност со сите релевантни технички и организациски одредби за работа на оваа Регулатива за новите елементи на преносниот систем при првото пуштање во работа;

(б) доказ за усогласеност со сите релевантни технички и организациски одредби за работа од оваа Регулатива за нови постројки на ЗКМ или ОДС при првото пуштање во работа;

(в) доказ за усогласеност со сите релевантни технички и организациски одредби за работа на оваа Регулатива по каква било промена во елементите на преносниот систем или постројките на ЗКМ или ОДС што е важна за работата на системот;

(г) проценка на можните негативни ефекти од дефект, краток спој или друг непланиран и неочекуван инцидент во работата на системот, во елементите на преносниот систем или во постројката на ЗКМ или ОДС.

2. Резултатите од оперативниот тест наведен во став 1 ги користи ОЕПС, ОДС или ЗКМ:

(а) ОЕПС да обезбеди правилно функционирање на елементите на преносниот систем;

(б) ОДС и ЗКМ да обезбедат правилно функционирање на дистрибутивните системи и постројките на ЗКМ;

(в) ОЕПС, ОДС и ЗКМ да ги одржуваат постојните и да развиваат нови оперативни практики;

(г) ОЕПС да обезбеди исполнување на помошни услуги;

(д) ОЕПС, ОДС или ЗКМ да собираат информации за перформансите на елементите на преносниот систем и постројките на ЗКМ и ОДС во сите услови и во согласност со сите релевантни одредби на оваа Rегулатива во врска со:

(i) контролирана примена на промени на фреквенцијата или напонот за да собере информации за однесувањето на преносниот систем и елементите и

(ii) тестирање на оперативните практики при состојба на тревога и состојбата на повторно воспоставување на системот.

3. Секој ОЕПС мора да осигури дека оперативниот тест не ја загрозува оперативната сигурност на неговиот преносен систем на електрична енергија. Секој оперативен тест може да се одложи или прекине поради непланирани услови во системот или заради безбедност на вработените, граѓаните, тестираната постројка или уредите и елементите на преносниот систем или постројката на OДС или ЗКМ.

4. Во случај на влошување на преносниот систем во кој се извршува оперативниот тест, операторот на тој преносен систем на електрична енергија е овластен да го прекине оперативниот тест. Ако спроведувањето на тестот влијае на друг ОЕПС и состојбата на неговиот систем исто така се влошува, ОЕПС, ОДС или ЗКМ што го спроведуваат тестот, по известување од тој ОЕПС, веднаш ќе го прекинат тестирањето.

5. Секој ОЕПС гарантира дека резултатите од релевантните оперативни тестови, заедно со сите поврзани анализи:

(а) вклучени во процесот на обука и сертифицирање на вработените одговорни за работа во реално време;

(б) се користат како податоци за процесот на истражување и развој на ENTSO- E и

(в) се користат за подобрување на оперативните практики, вклучително и оние во состојба на тревога и повторно воспоставување на системот.

Член 57

Спроведување на оперативни тестови и анализи

1. Секое ОЕПС или ОДС на кое ЗКМ има точка на приклучување го задржува правото да ја испита усогласеноста на ЗКМ со барањата на оваа Регулатива, очекуваниот влез или излез на ЗКМ и договорното обезбедување на помошни услуги на ЗКМ во кое било време од животниот век на постројката. ОЕПС или ОДС навремено го известуваат ЗКМ за постапката за овие оперативни тестови пред да се започне оперативниот тест.

2. ОЕПС или ОДС на кои ЗКМ има точка на приклучување ќе објави список со информации и документи што треба да ги достави ЗКМ и барањата што треба да се исполнат за тестот за оперативна усогласеност. Тој список ги вклучува најмалку следниве информации:

(а) целата документација и сертификати за опрема доставени од ЗКМ;

(б) детали за техничките податоци на постројката на ЗКМ релевантни за работата на системот;

(в) барања во врска со моделите за проценка на динамичка стабилност и

(г) доколку е применливо, студиите на ЗКМ со кои се докажува очекуван исход од динамичката проценка на стабилноста.

3. Доколку е применливо, секој ОЕПС или ОДС ќе го објави распределувањето на одговорностите на ЗКМ, ОДС и ОЕПС за тестот за оперативна усогласеност.

ГЛАВА 4

ОБУКА

Член 58

Програма за обука

1. Не подоцна од 18 месеци по стапувањето во сила на оваа Регулатива, секој ОЕПС треба да изготви и донесе:

(а) програма за почетна обука за сертифицирање и програма за континуирана обука на неговите вработени задолжени за работа на преносниот систем во реално време;

(б) програма за обука за неговите вработени задолжени за оперативно планирање. Секој ОЕПС придонесува за развој и усвојување на програми за обука на вработените во релевантните регионални координативни центри и (в) програма за обука за неговите вработени задолжени за балансирање.

2. Програмите за обука на ОЕПС вклучуваат познавање на елементи и работата на преносниот систем, примена на оперативни системи и процеси, интерни соработки меѓу ОЕПС, механизми во пазарните тактики, препознавање на исклучителни ситуации во работата на системот и одговор на нив и активности и алатки за оперативно планирање.

3. Вработените во ОЕПС задолжени за управување со оперативниот систем во реално време присуствуваат, како дел од почетната обука, обука за проблеми за интероперабилност помеѓу преносните системи засновани на работно искуство и повратни информации по заедничка обука спроведена со соседните ОЕПС во согласност со Член 63. Оваа обука за проблеми со интероперабилноста вклучува подготовка и активирање на координирани корективни мерки потребни во сите државни системи.

4. Секој ОЕПС во својата програма за обука на вработените одговорни за управување со преносниот систем во реално времето ја вклучува фреквенцијата на обуките и следниве делови:

(а) опис на елементите на преносниот систем;

(б) работа на преносниот систем во сите состојби на системот, вклучително и повторно воспоставување;

(в) примена на работни системи и процеси;

(г) координација на работата меѓу ОЕПС и механизмите во практиката на пазарот;

(д) препознавање и реагирање на исклучителни ситуации во работењето; (ѓ) важни области на електроенергетика;

(е) суштински аспекти на внатрешниот пазар на електрична енергија на Унијата;

(ж) суштински аспекти на мрежните правила или упатства донесени во согласност со Членовите 6 и 18 од Регулативата (ЕЗ) бр. 882/2004. 714/2009 година;

(з) безбедност и заштита на лица, нуклеарна и друга опрема во преносниот систем;

(ѕ) соработка и координација на ОЕПС за време на работењето во реално време и оперативно планирање на ниво на главните центри за диспечирање, односно обука на англиски јазик, освен ако не е поинаку наведено;

(и) каде што е соодветно, заедничка обука со ОДС и ЗКМ приклучени на преносниот систем;

(ј) лични вештини со посебен фокус на управување со стресот, справување со критични ситуации, одговорност и мотивациони вештини

(к) практики и алатки за оперативно планирање, вклучително и оние што се користат при оперативно планирање со релевантни регионални координативни центри.

5. Програмата за обука на вработените задолжени за оперативно планирање ги опфаќа најмалку аспектите наведени во став 4 (в), (ѓ), (е), (ѕ), (ж) (к).

6. Програмата за обука на вработените задолжени за балансирање ги опфаќа најмалку аспектите наведени во став 4 (в), (е) и (ж).

7. Секој ОЕПС води евиденција за програмите за обука на вработените за време на нивното работење. На барање на релевантниот регулаторен орган, секој ОЕПС треба да обезбеди детали за своите програми за обука и за нивниот обем.

8. Секој ОЕПС ги преиспитува своите програми за обука најмалку еднаш годишно или по значителни промени во системот. Секој ОЕПС ги ажурира своите програми за обука за да ги рефлектира условите за работа, правилата на пазарот, мрежната конфигурација и карактеристиките на системот со посебен фокус на новите технологии, промена на производството и потрошувачката и развој на пазарот.

Член 59

Услови за обука

1. Програмите за обука на вработените за работа во реално време на секој ОЕПС вклучуваат обука на работно место и индиректна обука (обука која не се одвива за време на работното време). Обука на работното место се спроведува под надзор на искусен вработен задолжен за работа во реално време. Индиректната обука се спроведува во средина што симулира вистински диспечерски центар со детали за мрежно моделирање кои одговараат на задачите за кои се спроведува обуката.

2. Секој ОЕПС воведува обука за вработените во реално време врз основа на сеопфатен модел на неговата мрежа изградена врз база на податоци што вклучува податоци од други мрежи од, барем, област за надгледување и е доволно детална за да ги реплицира оперативните проблеми меѓу ОЕПС. Сценаријата за обука се засноваат на реални и симулирани услови во системот. Каде што е соодветно, ќе се симулираат улогите на другите ОЕПС, ОДС приклучени на преносниот систем и ЗКМ освен ако тие не можат директно да бидат претставени на заеднички обуки.

3. Секој ОЕПС ја координира индиректната обука на вработените задолжени за работа во реално време со ОДС и ЗКМ приклучени на преносниот систем во однос на влијанието на нивните постројки врз работата на преносниот систем во реално време на сеопфатен и пропорционален начин и така да ги рефлектира моменталната топологија на мрежата и карактеристиките на скеундарната опрема. Онаму каде што е соодветно, ОЕПС и ОДС и ЗКМ приклучени на преносниот систем заеднички спроведуваат симулации или работилници за индиректна обука.

Член 60

Координатори и инструктори

1. Одговорностите на координаторот за обука вклучуваат развој, следење и ажурирање на програмата за обука и утврдување:

(а) квалификација и постапка на селекција на вработените во ОЕПС за обука; (б) обука за сертифицирање на вработени во оператор на преносниот систем задолжени за работа во реално време;

(в) процеси, вклучувајќи соодветна документација, за почетни и континуирани програми за обука;

(г) процедури за сертифицирање на вработените во системските оператори задолжени за работа во реално време и

(д) процедури за продолжување на периодот на обука и периодот на сертификација за вработените во системскиот оператор задолжен за работа во реално време.

2. Секој ОЕПС ги одредува вештините и компетентноста на инструкторот на работното место. Инструкторите на работното место по сертификацијата мора да стекнат соодветно ниво на работно искуство.

3. Секој ОЕПС има регистар на своите вработени одговорни за работата во реално време кои ги извршуваат функциите на инструктори на работното место и ја преиспитува нивната способност за практична обука кога одлучува за обновување на нивните сертификати.

Член 61

Сертифицирање на вработените во системските оператори задолжени за работа во реално време

1. Поединец може да стане вработен во системскиот оператор одговорен за работа во реално време, ако е обучен од назначен претставник на неговиот ОЕПС, а потоа заверен за тие должности во времето определено во програмата за обука. Вработен во системскиот оператор задолжен за работа во реално време може да не работи во националниот диспечерскиот центар без надзор освен ако не е овластен.

2. Не подоцна од 18 месеци по стапувањето во сила на оваа Регулатива, секој ОЕПС мора да утврди и спроведе постапка, вклучувајќи го и нивото на компетентност, за сертифицирање на вработените во системските оператори одговорни за работење во реално време.

3. Вработените во ОЕПС одговорни за работење во реално време се сертифицираат по успешен резултат во официјална проценка која се состои од усмен и / или писмен испит и / или практична проценка, каде критериумите за успех се однапред утврдени.

4. ОЕПС чува копија од издадениот сертификат и резултатите од официјалното оценување. На барање на регулаторното тело, ОЕПС доставува копија од документацијата за испитот за сертификација.

5. Секој ОЕПС ги бележи периодите на важење на сертификатите издадени на вработените одговорни за работата во реално време.

6. Секој ОЕПС го утврдува максималното времетраење на сертификацијата, кое не може да надмине пет години, но може да се продолжи врз основа на критериумите утврдени од секој ОЕПС, земајќи го предвид учеството на вработените одговорни за работа во реално време во програмата за континуирана обука со доволно практично искуство.

Член 62

Заеднички јазик за комуникација на вработените во системскиот оператор во реално време

1. Освен ако не е договорено поинаку, англискиот јазик е заеднички јазик за комуникација помеѓу вработените во ОЕПС и вработените во соседните оператори.

2. Секој ОЕПС обучува соодветен персонал кои треба доволно да ги владеат со заедничките јазици договорени со соседните ОЕПС.

Член 63

Соработка на ОЕПС за обуката

1. Секој ОЕПС организира редовни состаноци за обука со соседните ОЕПС за подобро разбирање на карактеристиките на соседните преносни системи и за подобрување на комуникацијата и координацијата меѓу вработените во соседните ОЕПС задолжени за работа во реално време. Меѓу-операторската обука вклучува детално познавање на координирани мерки неопходни во одредена состојба на системот.

2. Секој ОЕПС, во соработка со барем соседниот ОЕПС, ја утврдува потребата од заеднички состаноци за обука и колку често ќе се случува, како и задолжителната содржина и обем на овие состаноци, земајќи го предвид нивото на меѓусебно влијание и потребната соработка во работата. Оваа меѓу- операторска обука може да се состои од, но не ограничувајќи се на, заеднички работилници и симулации.

3. Секој ОЕПС учествува со други ОЕПС најмалку еднаш годишно на обуки за теми за управување со меѓу-операторските прашања во реално време. Фреквенцијата на овие средби се одредува земајќи го предвид взаемното влијание на преносните системи и видот на интерконекција (наизменична или директна врска).

4. Секој ОЕПС разменува работни искуства во реално време, вклучително и размена на искуства на вработените во оператор на систем задолжени за работа во реално време со соседните ОЕПС, со кој било ОЕПС со кој имало или постои работна интеракција меѓу операторите и со релевантни регионални координативни центри и посети на овие оператори и координатори.

ДЕЛ III

ОПЕРАТИВНО ПЛАНИРАЊЕ

ГЛАВА 1

ПОДАТОЦИ ЗА АНАЛИЗА НА ОПЕРАТИВНА СИГУРНОСТ ПРИ ОПЕРАТИВНО ПЛАНИРАЊЕ

Член 64

Општи одредби за индивидуални и заеднички модели на мрежа

1. Со цел да се спроведе анализа на оперативна сигурноста во согласност со Поглавје 2 од овој дел, секој ОЕПС развива индивидуални модели на мрежа во согласност со методологиите утврдени согласно Член 17 од Регулативата (ЕУ) 2015/1222 и Член 18 од Регулативата (ЕУ) 2016/1719 за секој од следниве периоди, со примена на форматот на податоци утврден во согласност со Член 114 (2):

(а) една year-ahead во согласност со Членовите 66, 67 и 68;

(б) доколку е применливо, една week-ahead во согласност со Член 69; (в) интрадневно во согласност со Член 70.

2. Индивидуалните модели на мрежа ги вклучуваат структурните информации и податоци утврдени во Член 41.

3. Секој ОЕПС развива индивидуални модели на мрежа, и секој регионален координативен центар придонесува за развој на заеднички модели на мрежа со користење на формат на податоци утврден во согласност со Член 114 (2).

Член 65

Сценарија за year-ahead

1. Сите ОЕПС заедно составуваат заедничка листа на сценарија за year- ahead во однос на која ја проценуваат работата на меѓусебно поврзаниот преносен систем на електрична енергија за следната година. Овие сценарија овозможуваат да се утврди и процени влијанието на меѓусебно поврзаниот преносен систем на електрична енергија врз оперативната сигурност. Сценаријата ги вклучуваат следниве променливи:

(а) побарувачка на електрична енергија;

(б) услови во врска со придонесот на обновливите извори на енергија;

(в) одредени услови за увоз / извоз, вклучително и договорени референтни вредности кои овозможуваат спојување;

(г) шема на производство, со целосно достапен производствен парк; (д) развој на мрежата за year-ahead.

2. При развој на заедничка листа на сценарија, ОЕПС ги земаат предвид следниве елементи:

(а) типичните модели на прекугранична размена за различни нивоа на потрошувачка и обновливи извори на енергија и конвенционално производство;

(б) веројатност за појава на сценариото;

(в) потенцијалните отстапувања од оперативните сигурносни ограничувања за секое сценарио;

(г) количината на енергија произведена и потрошена од објектите за производство на електрична енергија и потрошувачите приклучени со дистрибутивните системи.

3. Доколку не воспостават заеднички список на сценарија наведени во став 1, ОЕПС ги применуваат следниве стандардни сценарија:

(а) Зимско врвно оптеретување, 3-та среда од јануари во тековната година,

10:30 часот по средноевропско време;

(б) Зимско минимално оптеретување, 2-ра недела од јануари во тековната година, 03:30 часот по средноевропско време;

(в) Пролетно врвно оптеретување, 3-та среда од април во тековната година, 10:30 часот по средноевропско време;

(г) Пролетно минимално оптеретување, 2-ра недела од април во тековната година, 03:30 часот по средноевропско време;

(д) Летно врвно оптеретување, 3-та среда од јули од претходната година, 10:30 часот по средноевропско време;

(ѓ) Летно минимално оптеретување, 2-ра недела од јули претходната година, 03:30 часот по средноевропско време;

(е) Есенско врвно оптеретување, 3-та среда од октомври претходната година, 10:30 часот по средно европско време;

(ж) Есенско минимално оптеретување, 2-ра недела од октомври претходната година, 03:30 часот по средно европско време;

4. ЕNTSO-E, до 15 јули секоја година, ќе објави заеднички список на сценарија утврдени за следната година, вклучувајќи го и нивниот опис и периодот во кој треба да се применуваат.

Член 66

Индивидуални модели на мрежа за year-ahead

1. Секој ОЕПС го определува индивидуалниот модел на мрежа за year- ahead за секое од сценаријата креирани во согласност со Членот 65, користејќи ги најдобрите проценки на променливите утврдени во Членот 65 (1). Секој ОЕПС ги објавува своите индивидуални модели на мрежата за year-ahead во согласност со Член 114 (1).

2. При утврдување на нивниот индивидуален модел на мрежа за year- ahead, секој ОЕПС:

(а) се договара со соседните ОЕПС за проценката на протокот на енергија на

HVDC системите што ги поврзуваат нивните контролни области; б) за секое сценарио тие го балансираат збирот:

(i) нето размена на далеководи;

(ii) проценети протоци на енергија на HVDC системите;

(iii) оптоварувања, вклучувајќи проценка на загубата и

(iv) производство.

3. Секој ОЕПС во своите индивидуални модели на мрежа за year-ahead ја вклучува вкупната излезна моќност за објектите за производство приклучени со дистрибутивните системи. Овие збирни излезни моќности:

(а) да бидат во согласност со дадените структурни податоци во согласност со барањата на Членовите 41, 43, 45 и 48;

(б) да одговараат со сценаријата креирани во согласност со Член 65 и

(в) да бидат класифицирани според типот на примарен извор на енергија.

Член 67

Индивидуални модели на мрежа за year-ahead

1. Не подоцна од шест месеци по стапувањето во сила на оваа Регулатива, сите ОЕПС треба заеднички да развијат предложена методологија за развој на заеднички модели на мрежа за year-ahead индивидуалните модели на мрежа идентификувани во согласност со Член 66 (1) и за нивното складирање. Методологијата ги зема предвид и ги надополнува, доколку е потребно, оперативните услови на заедничката методологија на моделот на мрежа развиена во согласност со Член 17 од Регулативата (ЕУ) 2015/1222 и Член 18 од Регулативата (ЕУ) 2016/1719, во врска со следниве елементи:

(а) рокови за собирање индивидуални модели на мрежа за year-ahead, нивно спојување во заеднички модел на мрежа и складирање на индивидуални и заеднички модели на мрежа;

(б) контрола на квалитетот на индивидуалните и заедничките модели на мрежа за да се обезбеди нивна комплетност и конзистентност и

(в) корекции и подобрувања на индивидуалните и заедничките модели на мрежа, со спроведување на најмалку контролите за квалитет наведени во точка (б).

2. Секој ОЕПС има право да побара од друг ОЕПС сите информации за промените во мрежната топологија или оперативните аранжмани, како што се поставните точки за заштита или планови за заштита на системот, еднополна шема и конфигурациите на трафостаниците или дополнителни модели на

мрежа, кои се неопходни за да се добие точната слика на преносниот систем што е потребна за анализа на оперативната сигурност.

Член 68

Ажурирање на индивидуалните и заедничките модели на мрежи за year- ahead

1. Кога ОЕПС изменува или забележува модификација на своите најдобри проценки за променливите што се користат за одредување на неговите индивидуални модели на мрежа за year-ahead утврдени во согласност со Член 66 (1), што се значајни за оперативната сигурност, тој ќе го ажурира својот модел на индивидуална мрежа year-ahead и ќе го објави на платформата за размена на податоци на ENTSO-Е.

2. По секое ажурирање на индивидуален модел на мрежа, заедничкиот модел на мрежа се ажурира соодветно за една year-ahead со примена на методологијата утврдена во согласност со Член 67 (1).

Член 69

Индивидуални и заеднички модели на мрежа за week-ahead

1. Доколку барем два ОЕПС сметаат дека е потребно, тие го утврдуваат најрепрезентативното сценарио за координирање на анализата на оперативната сигурност на нивниот преносен систем на електрична енергија за една week-ahead и развиваат методологија за спојување на одделни модели на мрежа аналогно на методологијата за градење на заеднички модел на мрежа за year-ahead врз основа на индивидуалните модели на мрежа од year-ahead во согласност со Член 67 (1).

2. Секој ОЕПС наведен во став 1 ги утврдува или ажурира своите индивидуални модели на мрежа за week-ahead во согласност со сценаријата утврдени во согласност со став 1.

3. ОЕПС наведени во став 1 или трети Страни на кои им е делегирана задачата од ставот 1, развиваат заеднички модели на мрежа за week-ahead во

согласност со методологијата развиена во согласност со став 1 и врз основа на индивидуални модели на мрежа утврдени во согласност со став 2.

Член 70

Методологија за развој на заеднички модели на мрежа за day-ahead и

intraday

1. Најдоцна во рок од шест месеци по стапувањето во сила на оваа Регулатива, сите ОЕПС треба заеднички да развијат предлог за методологија за креирање на заеднички модели на мрежа за day-ahead и intraday од индивидуалните модели на мрежата и нивното складирање. Методологијата ги зема предвид, а каде што е потребно и ги дополнува, условите за работа на методологијата за заеднички модел на мрежа развиена во согласност со Член 17 од Регулативата (ЕУ) 2015/1222 во однос на следниве елементи:

(а) дефиниција на временски ознаки;

(б) рокови за собирање индивидуални модели на мрежа, нивно спојување во заеднички модел на мрежа и зачувување на индивидуални и заеднички модели на мрежа; Роковите се во согласност со регионалните процеси утврдени за подготовка и активирање на корективните мерки;

(в) воведена контрола на квалитетот на индивидуалните и заедничките модели на мрежа за да се обезбеди нивна комплетност и конзистентност;

(г) корекции и подобрувања на индивидуалните и заедничките модели на мрежа, со барем спроведување на контролите за квалитет наведени во точка (в) и

(д) ракување со дополнителни информации во врска со оперативните аранжмани, како што се поставните точки за заштита или планови за заштита на системот, еднополна шема и конфигурациите на трафостаниците за управување со оперативната сигурност.

2. Секој ОЕПС развива day-ahead и intraday индивидуални модели на мрежа од во согласност со став 1 и ги објавува на Платформата за размена на податоци за планирање на ENTSO-E.

3. Кога се креираат day-ahead или intraday индивидуални модели на мрежа наведени во став 2, секој ОЕПС вклучува:

(а) тековни предвидувања за оптоварување и производство;

(б) достапни резултати од day-ahead и intraday пазарните процеси;

(в) достапните резултати од задачите за оперативно планирање опишани во Поглавје 6 од Дел III;

(г) за објекти за производство на електрична енергија приклучени со дистрибутивни системи, збирната излезна моќност заснована на видот на примарен извор на енергија во согласност со податоците дадени во согласност со Членовите 40, 43, 44, 48, 49 и 50;

(д) актуелната топологија на преносниот систем.

4. Индивидуалните модели на мрежата за day-ahead и intraday мора да ги содржат веќе сите прифатени корективни мерки и тие мора јасно да се разликуваат од внесувања и повлекувањата утврдени во согласност со Член 40

(4) и мрежната топологија без применети корективни мерки.

5. Секој ОЕПС ја проценува точноста на променливите во став 3 со споредување на променливите со нивните вистински вредности, земајќи ги предвид принципите утврдени во согласност со Член 75 (1) (в).

6. Доколку, по проценката од став 5, ОЕПС смета дека точноста на променливите е недоволна за проценка на оперативната сигурност, ќе ги утврди причините за неточноста. Ако причините зависат од процесите на ОЕПС што ги одредуваат индивидуалните модели на мрежа, тој ОЕПС ги прегледува овие процеси за да постигне поточни резултати. Доколку причините зависат од променливите обезбедени од други Страни, тој ОЕПС, заедно со тие други Страни, се обидува да обезбеди точност на тие променливи.

Член 71

Контрола на квалитетот на моделот на мрежа

При утврдување на контроли на квалитет во согласност со Член 67 (1) (б) и Член 70 (1) (в) сите ОЕПС заеднички воспоставуваат контроли за да проверат барем:

(а) кохерентност на состојбата на приклучување на интерконективните далеководи;

(б) дали вредностите на напонот се во рамките на нормалните оперативни вредности за елементите на преносниот систем што влијаат на другите контролни области;

(в) кохерентност на дозволените краткотрајни преоптоварувања на интерконективните далеководи и

(г) дека внесувањата и повлекувањата на активна и реактивна моќност се во согласност со нормалните оперативни вредности.

ГЛАВА 2

АНАЛИЗА НА ОПЕРАТИВНА СИГУРНОСТ

Член 72

Анализа на оперативна сигурност при оперативно работење

1. Секој ОЕПС спроведува координирана анализа на оперативна сигурност најмалку во следните периоди:

(a) year-ahead;

(б) week-ahead ако е применливо во согласност со Член 69; (в) day-ahead; и

(г) intraday.

2. При спроведување на координирана анализа на оперативната сигурност, ОЕПС ја применува методологијата донесена врз основа на

Член 75.

3. Со цел да се спроведе анализа на оперативната сигурност, секој ОЕПС, во N-состојба, го симулира секој испад од списокот на испади утврден во согласност со Член 33 и да провери дали во состојба (N-1) во неговата контролна област не се надминати оперативните сигурносни ограничувања во согласност со Член 25.

4. Секој ОЕПС спроведува анализа на оперативната сигурност користејќи барем заеднички модели на мрежа утврдени во согласност со Членовите 67, 68 и 70 и, доколку е применливо, Член 69 и ќе ги земе предвид планираните испади при извршување на овие анализи.

5. Секој ОЕПС ги разменува резултатите од својата анализа на оперативна сигурност барем со оние ОЕПС чии елементи се наоѓаат во областа за надгледување на ОЕПС и кои, според таа анализа, се засегнати, со цел да им

се овозможи на овие ОЕПС да потврдат дека ги почитуваат оперативните сигурносни ограничувања во рамките на нивните регулаторни области.

Член 73

Анализа на оперативна сигурност за year-ahead и week-ahead

1. Секој ОЕПС спроведува анализа на оперативна сигурност за year-ahead, доколку е применливо, една week-ahead за да ги открие барем следниве ограничувања:

(а) текот на моќност и напони што ги надминуваат оперативните сигурносни ограничувања;

(б) нарушување на ограничувањата на стабилност на преносниот систем утврдени во согласност со Член 38 (2) и (6) и

(в) преминување на прагот на струја на куса врска на преносниот систем.

2. Кога ОЕПС ќе открие можно ограничување, тој треба да креира корективни мерки во согласност со Членовите 20 до 23. Ако не се достапни корективните мерки без трошоци и ограничувањето е поврзано со планираната недостапност на релевантното средство, ограничувањето се смета за некомпатибилно со планираното исклучување во согласност со Член 95 или Член 100, во зависност од времето во годината кога е покрената мерката.

Член 74

Анализа на оперативната сигурност за day-ahead, intraday и во скоро реално време

1. Секој ОЕПС спроведува анализи на оперативна сигурност во day-ahead, intraday, и во скоро реално време за да открие ограничувања и да подготви и активира корективна мерка со кој било друг засегнат ОЕПС и, доколку е применливо, засегнатите ОДС или ЗКМ.

2. Секој ОЕПС ги следи предвидувањата за оптоварување и производство. Доколку овие предвидувања укажуваат на значително отстапување на

оптоварувањето или производството, ОЕПС ја ажурира својата анализа на оперативната сигурност.

3. При анализата на оперативната сигурност во скоро реално време во неговата област за надгледување, секој ОЕПС користи проценка на состојбата.

Член 75

Методологија за координација на анализата на оперативната сигурност

1. Не подоцна од 12 месеци по стапувањето во сила на оваа Регулатива, сите ОЕПС мораат заеднички да креираат предложена методологија за координација на анализата на оперативната сигурност. Оваа методологија се обидува да ја стандардизира анализата на оперативната сигурност барем на ниво на синхроната област и го вклучува барем следново:

(а) методи за проценка на влијанието на елементите на преносниот систем и ЗКМ лоцирани надвор од контролната област на ОЕПС со цел да се утврдат елементите лоцирани во областа за надгледување и праговите на чувствителност на испади над кои испадите на овие елементи претставуваат надворешни испади;

(б) принципи на заедничка проценка на ризик што опфаќа барем испади наведени во Член 33:

(i) поврзана веројатност;

(ii) дозволени краткотрајни преоптоварувања и

(iii) влијанија од испади;

(в) принципи за проценка и ракување со неизвесностите на производството и оптоварувањето, земајќи го предвид ограничувањето на довербата во согласност со Член 22 од Регулативата (ЕУ) 2015/1222;

(г) барања за координација и размена на информации помеѓу регионалните координативни центри во врска со должностите наведени во Член 77 (3).

(д) улогата на ENTSO-E во управувањето со заедничките алатки, подобрувањето на правилата за квалитет на податоците и следењето на методологијата за координирана анализа на оперативната сигурност и заедничките одредби за регионална координација на оперативната сигурност во секој регион за пресметка на капацитетот.

2. Методите наведени во став 1 (а) овозможуваат идентификување на сите елементи во областа за надгледување на ОЕПС, без разлика дали се елементи на мрежа на други ОЕПС или ОДС директно приклучени на преносен систем на електрична енергија, модулите за производство на електрична енергија или потрошувачите. Овие методи ги земаат предвид следниве елементи на преносниот систем и карактеристиките на ЗКМ:

(а) статусот на приклучувањето или електрични вредности (како напон, проток на енергија, аголна стабилност кои значително влијаат, над стандардни прагови, за точноста на резултатите од проценката за контролната област на ОЕПС;

(б) статусот на приклучувањето или електрични вредности (како напон, проток на енергија, аголна стабилност) кои значително влијаат над вообичаените прагови, за точноста на резултатите од анализата на оперативната сигурност на ОЕПС и

(в) барање да се обезбеди соодветна застапеност на сродните елементи во област за надгледување на ОЕПС.

3. Вредностите наведени во став 2 (а) и (б) се определуваат според ситуации што добро ги претставуваат различните услови што може да се очекуваат и се карактеризираат со променливи како што се нивото и моделот на производство, нивото на размена и исклучување на средствата.

4. Методите наведени во став 1 (а) овозможуваат да се идентификуваат сите елементи на списокот на надворешни испади на ОЕПС кои ги имаат следниве карактеристики:

(а) кој било елемент со фактор што влијае на електричните вредности, како што се напон, проток на енергија, аголна стабилност, во контролната област на ОЕПС што е поголем од вообичаените прагови на чувствителност на испад, што значи дека исклучувањето на овој елемент може да влијае на резултатите од анализата на испадите на ОЕПС;

(б) изборот на прагови на чуствителност на испади го минимизира ризикот дека појавата на испад идентификуван во контролната област на друг ОЕПС, а не на списокот на надворешни испади на ОЕПС, ќе предизвика однесување на системот на ОЕПС кое не се смета за прифатливо за кој било елемент од неговата листа на внатрешни испади, како на пример состојба на тревога;

(в) проценката на овој ризик се заснова на ситуации што се репрезентативни на различните услови што можат да се очекуваат и кои се карактеризираат со

варијабли како што се нивото и моделот на производство, нивото на размена и исклучувањето на средствата.

5. Принципите за заедничка проценка на ризикот наведени во став 1 (б) ги утврдуваат критериумите за проценка на сигурноста на меѓусебно приклучениот систем. Овие критериуми се утврдени во однос на усогласеното ниво на максимално прифатен ризик од анализите за сигурност од различни ОЕПС. Овие принципи се однесуваат на:

(а) доследност при дефинирање на исклучителни испади;

(б) евалуација на веројатноста и влијанието на исклучителни испади и

(в) земајќи ги предвид исклучителните испади од списокот на испади на еден ОЕПС кога нивната веројатност го надминува прагот на чуствителност на испад.

6. Принципите за проценка и справување со неизвесностите наведени во точка (в) од став 1 треба да обезбедат одржување на влијанието на несигурностите во врска со производството или потрошувачката под прифатливо и усогласено максимално ниво за анализа на оперативната сигурност на секој ОЕПС. Овие принципи утврдуваат:

(а) усогласени услови доколку еден ОЕПС ја ажурира својата анализа за оперативна сигурност. Овие услови ги земаат предвид важните аспекти како што се периодот за кој се предвидува потрошувачката и производството, степенот на промена на прогнозирани вредности во контролната област на ОЕПС или во контролните области на други ОЕПС, локациите за производство и потрошувачка и претходните резултати од нивната анализа на оперативната сигурност.

(б) минимална фреквенција на ажурирање на прогнозите за производство и потрошувачка, во зависност од нивната варијабилност и инсталираната моќност на производството што не може да се диспечира.

Член 76

Предлог за регионална координација на оперативна сигурност

1. Најдоцна во рок од 3 месеци по одобрувањето на методологијата за координација на анализата за оперативната сигурност од член 75 став 1, сите ОЕПС од секој регион мора заеднички да изготват предлог за заеднички