Hotărâre nr.644 din 04.11.2025 cu privire la aprobarea Liniilor directoare privind operarea sistemului de transport

AGENŢIA NAŢIONALĂ PENTRU
REGLEMENTARE ÎN ENERGETICĂ

H O T Ă R Â R E

cu privire la aprobarea Liniilor directoare privind

operarea sistemului de transport

nr. 644  din  04.11.2025

 (în vigoare 09.12.2025) 

Monitorul Oficial al R. Moldova nr. 605-607 art. 1061 din 09.12.2025

* * *

UE

În temeiul art.9 alin.(3) din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2025, nr.437-440, art.598), Consiliul de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică

HOTĂRĂŞTE:

1. Se aprobă Liniile directoare privind operarea sistemului de transport (se anexează).

2. Prezenta hotărâre intră în vigoare la data publicării în Monitorul Oficial al Republicii Moldova.

3. Controlul asupra executării prezentei hotărâri se pune în sarcina subdiviziunilor Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică.

UE

Aprobate

prin Hotărârea Consiliului de administraţie

al ANRE nr.644/2025.

Liniile directoare

privind operarea sistemului de transport

Liniile directoare privind operarea sistemului de transport transpun Regulamentul (UE) 2017/1485 al Comisiei din 2 august 2017 de stabilire a unei linii directoare privind operarea sistemului de transport al energiei electrice (Text cu relevanţă pentru SEE), publicat în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene nr.L 220 din 25 august 2017, CELEX:32017R1485, în varianta adaptată şi aprobată prin Decizia Consiliului Ministerial al Comunităţii Energetice 2022/03/MC-EnC din 15 decembrie 2022.

PARTEA ÎNTÂI

DISPOZIŢII GENERALE

Secţiunea 1

Obiectul şi domeniul de aplicare

1. Liniile directoare privind operarea sistemului de transport (în continuare – Liniile directoare) stabileşte prevederi directoare privind asigurarea siguranţei în funcţionare, calitatea frecvenţei şi utilizarea eficientă a sistemului interconectat şi a resurselor aferente, precum şi prevederi detaliate privind:

1.1. cerinţele şi principiile referitoare la siguranţa în funcţionare;

1.2. normele şi responsabilităţile pentru coordonarea şi schimbul de date între operatorul sistemului de transport (în continuare – OST) şi alţi operatori ai sistemelor de transport, între OST şi operatorul sistemului de distribuţie (în continuare – OSD), precum şi între OST sau OSD şi utilizatorii de sistem semnificativi, în cadrul planificării operaţionale şi la operarea aproape de timpul real;

1.3. normele privind formarea şi certificarea personalului operaţional;

1.4. cerinţele privind coordonarea retragerilor din exploatare;

1.5. cerinţele de coordonare a programelor de schimb între zonele de control ale operatorilor sistemelor de transport;

1.6. normele care vizează instituirea unui cadru pentru reglajul frecvenţă-putere şi managementul rezervelor, aplicabil la nivelul Comunităţii Energetice.

2. Prezentele Linii directoare se aplică următorilor utilizatori de sistem, denumiţi şi utilizatori de sistem semnificativi (în continuare – USS):

2.1. modulele de generare existente şi noi, care sunt sau ar urma să fie clasificate ca tip B, C şi D în conformitate cu criteriile stabilite în secţiunea a 2-a, cap. I, titlul II, Partea Întâi din Codul reţelelor electrice cu privire la racordarea la reţelele electrice, aprobat prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.423/2019 (în continuare – Codul privind racordarea);

2.2. locurilor de consum existente şi noi, racordate la sistemul de transport, precum şi locurilor de consum existente şi noi care nu sunt racordate la sistemul de transport, dar cu puncte de racordare la nivelul de tensiune 110kV sau mai mare;

2.3. sistemelor de distribuţie închise existente şi noi, racordate la sistemul de transport;

2.4. locurilor de consum noi şi existente, sistemelor de distribuţie închise şi terţilor în cazul în care ei oferă servicii de consum dispecerizabil direct către OST în conformitate cu criteriile prevăzute de subsecţiunea a 1-a, secţiunea a 1-a, cap. III, titlul III, Partea Întâi din Codul privind racordarea;

2.5. furnizorilor de servicii de redispecerizare a modulelor de generare sau a locurilor de consum prin intermediul agregării şi furnizorilor de rezerve de putere activă în conformitate cu titlul VII, Partea a Patra din prezentele Linii directoare;

2.6. sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu (“HVDC”) noi şi existente, în conformitate cu criteriile prevăzute la pct.339 din Codul privind racordarea.

3. Prezentele Linii directoare se aplică tuturor reţelelor electrice de transport şi interconexiunilor cu sistemele de transport învecinate din ţările părţi ale Comunităţii Energetice şi din Statele Membre ale Uniunii Europene (în continuare – sistemul de transport), tuturor reţelelor electrice de distribuţie (în continuare – sisteme de distribuţie), precum şi centrelor de coordonare regionale, cu excepţia părţilor din reţelele electrice de transport şi din reţelele electrice de distribuţie care nu funcţionează în regim sincron cu zona sincronă a Europei Continentale.

4. În cazul în care pe teritoriul Republicii Moldova îşi vor desfăşura activitatea doi OST sau mai mulţi, prezentele Linii directoare se va aplica tuturor OST din Republica Moldova. În cazul în care un OST nu va avea una sau mai multe funcţii relevante pentru una sau mai multe obligaţii prevăzute de prezentele Linii directoare, obligaţiile respective vor fi exercitate de unul sau mai mulţi OST din Republica Moldova, conform funcţiilor atribuite prin hotărârea ANRE, în exercitarea atribuţiilor prevăzute la art.9 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică.

5. În cazul în care cerinţele prevăzute în prezentele Linii directoare urmează să fie stabilite de un operator de sistem relevant care nu are calitatea de OST, responsabilitatea privind stabilirea cerinţelor corespunzătoare poate fi atribuită OST, în conformitate cu hotărârea Agenţia adoptată în acest sens.

6. În sensul prezentelor Linii directoare, se aplică definiţiile prevăzute în Legea nr.174/2017 cu privire la energetică, Legea nr.164/2025 cu privire la energie electrică, Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor, aprobate prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.641/2025, Liniile directoare privind alocarea capacităţilor pe piaţa pe termen lung, aprobate prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.643/2025, Codul privind racordarea, Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.299/2017 cu privire la prezentarea către ENTSO-E a informaţiilor despre piaţa energiei electrice a Republicii Moldova şi publicarea acestora, precum şi următoarele noţiuni:

abatere a timpului electric - discrepanţă temporală dintre timpul sincron şi timpul universal coordonat (UTC);

abatere de frecvenţă - diferenţă dintre frecvenţa reală şi cea nominală din zona sincronă, care poate fi pozitivă sau negativă;

abatere de frecvenţă pentru activarea integrală a RSF - valoare nominală a abaterii de frecvenţă la care RSF dintr-o zonă sincronă este activată integral;

abatere de frecvenţă în regim staţionar - valoare absolută a abaterii de frecvenţă după apariţia unui dezechilibru, după ce frecvenţa sistemului a fost stabilizată;

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

abatere de reglaj la restabilirea frecvenţei (ARRF) - abatere de reglaj pentru PRF care este egală cu ARZ dintr-o zonă RFP sau egală cu abaterea de frecvenţă în cazul în care zona RFP corespunde din punct de vedere geografic zonei sincrone;

abatere maximă a frecvenţei instantanee - valoare absolută maximă preconizată a abaterii frecvenţei instantanee după apariţia unui dezechilibru mai mic sau egal cu incidentul de referinţă, valoare la depăşirea căreia trebuie activate măsurile de urgenţă;

abatere maximă de frecvenţă în regim staţionar - valoare maximă preconizată a abaterii de frecvenţă după apariţia unui dezechilibru mai mic sau egal cu incidentul de referinţă la care sistemul este planificat să funcţioneze în regim stabil;

abatere standard a frecvenţei - valoare absolută a abaterii de frecvenţă care limitează domeniul de frecvenţă standard;

abaterea frecvenţei instantanee - set de valori măsurate referitoare la abaterile de frecvenţă ale întregului sistem dintr-o zonă sincronă, cu o perioadă de măsurare mai mică sau egală cu o secundă, utilizate în scopul evaluării calităţii frecvenţei;

acord operaţional în blocul RFP - acord multilateral între toţi operatorii sistemelor de transport dintr-un bloc RFP în cazul în care blocul RFP este operat de mai mult de un operator al sistemului de transport şi înseamnă o metodologie operaţională în blocul RFP care urmează a fi adoptată în mod unilateral de către operatorul sistemului de transport relevant în cazul în care blocul RFP este operat de un singur operator al sistemului de transport;

adecvanţă – capacitate a surselor de putere dintr-o zonă de a acoperi consumul din acea zonă;

agent de planificare a retragerilor din exploatare - entitate căreia îi revine sarcina planificării disponibilităţii unui modul de generare relevant, a unui loc de consum relevant sau a unui element de reţea relevant;

agent de programare - entitatea sau entităţile cărora le revine sarcina de a transmite programele participanţilor la piaţă către OST sau, după caz, către terţi;

activ relevant - loc de consum relevant, modul de generare relevant sau element de reţea relevant care participă la coordonarea retragerilor din exploatare;

activ relevant intern - activ relevant care face parte din zona de control a unui OST sau un activ relevant dintr-un sistem de distribuţie, inclusiv un sistem de distribuţie închis, care este conectat direct sau indirect la zona de control a OST respectiv;

analiza contingenţelor - simularea computerizată a contingenţelor cuprinse în lista de contingenţe;

analiza siguranţei în funcţionare - întreaga sferă a activităţilor computerizate, manuale şi automate realizate în scopul de a evalua siguranţa în funcţionare a sistemului de transport şi măsurile de remediere necesare pentru a menţine siguranţa în funcţionare;

aproape în timp real - diferenţă de timp între ultima închidere a porţii intrazilnice şi timpul real, care nu depăşeşte 15 minute;

bloc de reglaj frecvenţă-putere (bloc RFP) - parte a unei zone sincrone sau o întreagă zonă sincronă, delimitată fizic prin punctele de măsurare de pe liniile de interconexiune cu alte blocuri RFP, care este formată dintr-una sau din mai multe zone RFP şi este operată de unul sau mai mulţi OST care au responsabilitatea efectuării reglajului frecvenţă-putere;

calificare prealabilă - proces de verificare a conformităţii unei unităţi de furnizare a rezervelor sau a unui grup de furnizare a rezervelor cu cerinţele stabilite de OST;

capacitate de rezervă - cantitatea de RSF, RRF sau RI care trebuie să fie pusă la dispoziţia OST;

centru de coordonare regional - centru de coordonare regional prevăzut de Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică;

cerinţe de disponibilitate a RI - serie de cerinţe definite de un operator al sistemului de transport dintr-un bloc RFP în ceea ce priveşte disponibilitatea RI;

cerinţe de disponibilitate a RRF - serie de cerinţe definite de operatorii sistemelor de transport dintr-un bloc RFP în ceea ce priveşte disponibilitatea RRF;

contingenţă excepţională - apariţia simultană a mai multor contingenţe având o cauză comună;

contingenţă externă - contingenţă care are loc în afara zonei de control a OST şi care nu include liniile de interconexiune, care generează un factor de influenţă mai mare decât pragul de influenţă al contingenţelor;

contingenţă extraordinară – apariţie simultană a mai multor contingenţe care nu au o cauză comună sau pierderea mai multor module de generare, conducând la o pierdere totală de capacitate mai mare decât incidentul de referinţă;

contingenţă internă - contingenţă care are loc în interiorul zonei de control a OST, inclusiv pe liniile de interconexiune;

contingenţă normală – apariţie a unei contingenţe pe o singură latură sau un singur nod de injecţie de putere;

criterii de evaluare a calităţii frecvenţei - set de calcule care utilizează valori măsurate ale frecvenţei sistemului şi care permite evaluarea calităţii frecvenţei sistemului faţă de parametrii-ţintă pentru calitatea frecvenţei;

criteriul (N-1) - regula potrivit căreia elementele rămase în funcţiune în zona de control a unui OST după producerea unei contingenţe îşi pot păstra starea de funcţionare în noua situaţie operaţională fără ca limitele de siguranţă în funcţionare să fie încălcate;

cu o săptămână înainte - săptămâna de dinaintea săptămânii calendaristice de funcţionare;

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

date pentru evaluarea calităţii frecvenţei - set de date care permite calcularea criteriilor de evaluare a calităţii frecvenţei;

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

date referitoare la frecvenţa instantanee - set de valori măsurate referitoare la frecvenţa generală a sistemului dintr-o zonă sincronă, cu o perioadă de măsurare mai mică sau egală cu o secundă, utilizate în scopul evaluării calităţii frecvenţei;

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

dezechilibre din blocul RFP - sumă dintre ARRF, RRF activată şi RI activată în cadrul blocului şi schimbul de putere pentru compensarea dezechilibrelor, transferul de putere la restabilirea frecvenţei şi transferul de putere de înlocuire din acest bloc RFP cu alte blocuri RFP;

domeniu ARRF de nivelul 1 - primul domeniu folosit în scopul evaluării calităţii frecvenţei la nivelul blocului RFP în care ARRF ar trebui menţinută o anumită parte din timp;

domeniu ARRF de nivelul 2 - al doilea domeniu folosit în scopul evaluării calităţii frecvenţei la nivelul blocului RFP în care ARRF ar trebui menţinută o anumită parte din timp;

domeniu de frecvenţă standard - interval definit simetric în jurul frecvenţei nominale, în care se consideră că se operează frecvenţa sistemului dintr-o zonă sincronă;

durată de activare completă a RRF automate - perioadă de timp dintre stabilirea unei noi valori de referinţă de către regulatorul central frecvenţă-putere de schimb şi activarea sau dezactivarea corespunzătoare a RRF automate;

durata de activare completă a RRF manuale - perioadă de timp dintre schimbarea valorii de referinţă şi activarea sau dezactivarea corespunzătoare a RRF manuale;

durata de activare integrală a RSF - perioadă de timp dintre apariţia incidentului de referinţă şi activarea integrală corespunzătoare a RSF;

durata de restabilire a frecvenţei - durata maximă preconizată după apariţia unui dezechilibru de putere activă instantaneu, mai mic sau egal cu incidentul de referinţă, în care frecvenţa sistemului revine în limitele admise aferente valorilor de restabilire a frecvenţei – în cazul zonelor sincrone cu o singură zonă RFP şi, respectiv, durata maximă preconizată după apariţia unui dezechilibru de putere activă instantaneu apărut într-o zonă RFP, în care acest dezechilibru este compensat – în cazul zonelor sincrone cu mai mult de o zonă RFP;

element de reţea relevant - orice componentă a unui sistem de transport, inclusiv liniile de interconexiune, sau a unui sistem de distribuţie, inclusiv a unui sistem de distribuţie închis, cum ar fi o linie unică, un circuit unic, un transformator unic, un transformator defazor de reglaj unic, sau o instalaţie de reglaj al tensiunii care participă la procesul de coordonare a retragerilor din exploatare şi a cărei disponibilitate influenţează siguranţa în funcţionare la nivel transfrontalier;

element din sistemul de transport - orice componentă a sistemului de transport;

evaluarea stabilităţii dinamice - evaluarea siguranţei în funcţionare din punctul de vedere al stabilităţii dinamice;

evaluarea siguranţei în funcţionare - clasificare folosită de OST ca să monitorizeze siguranţa în funcţionare pe baza indicatorilor siguranţei în funcţionare;

factor de influenţă - valoarea numerică utilizată pentru cuantificarea celui mai puternic efect al retragerii din exploatare a unui element din sistemul de transport situat în afara zonei de control a OST care nu include liniile de interconexiune, în ceea ce priveşte modificarea fluxurilor de putere sau tensiune provocată de respectiva retragere din exploatare, asupra oricărui element din sistemul de transport. Amploarea efectului creşte direct proporţional cu valoarea;

factorul K al unei zone RFP sau al unui bloc RFP - valoare exprimată în megawaţi pe hertz (“MW/Hz”), mai mare sau cât mai apropiată de suma dintre autoreglajul producerii, autoreglajul consumului şi contribuţia rezervei pentru stabilizarea frecvenţei corespunzătoare abaterii maxime de frecvenţă în regim staţionar;

frecvenţa sistemului - frecvenţă electrică a sistemului, care poate fi măsurată în toate punctele zonei sincrone, având la bază premisa unei valori coerente în tot sistemul într-un interval de ordinul secundelor, cu existenţa doar a unor diferenţe minore între punctele de măsurare diferite;

furnizor de rezerve - entitate juridică având o obligaţie legală sau contractuală de a furniza RSF, RRF sau RI utilizând cel puţin o unitate de furnizare a rezervelor sau cel puţin un grup de furnizare a rezervelor;

grup de furnizare a rezervelor - agregare de module de generare, de unităţi consumatoare şi/sau de unităţi de furnizare a rezervelor racordate la mai mult de un punct de racordare, care îndeplinesc cerinţele pentru furnizarea de RSF, RRF sau RI;

incompatibilitate în planificarea retragerilor din exploatare - stare în care combinaţia dintre disponibilitatea unuia sau a mai multor elemente de reţea relevante, a modulelor de generare relevante şi/sau a locurilor de consum şi cea mai bună estimare a stării prognozate a reţelei electrice conduce la încălcarea limitelor de siguranţă în funcţionare, luându-se în considerare măsurile de remediere aflate la dispoziţia OST care nu presupun costuri;

incident de dimensionare - cel mai mare dezechilibru de putere activă preconizat produs instantaneu într-un bloc RFP, atât în direcţie pozitivă, cât şi în direcţie negativă;

incident de referinţă - abatere maximă pozitivă sau negativă care are loc instantaneu între producere şi consum într-o zonă sincronă, luată în considerare la dimensionarea RSF;

indicatori ai siguranţei în funcţionare - indicatori utilizaţi de OST pentru a monitoriza siguranţa în funcţionare în ceea ce priveşte stările sistemului, precum şi defectele şi perturbaţiile care influenţează siguranţa în funcţionare;

limite de stabilitate - limite permise pentru operarea sistemului de transport în ceea ce priveşte respectarea limitelor stabilităţii de tensiune, ale stabilităţii de unghi rotoric şi ale stabilităţii de frecvenţă;

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

lista de contingenţe - listă de contingenţe care trebuie simulate cu scopul de a testa conformitatea cu limitele de siguranţă în funcţionare;

loc de consum relevant - loc de consum care participă la procesul de coordonare a retragerilor din exploatare şi a cărui disponibilitate influenţează siguranţa în funcţionare la nivel transfrontalier;

mediul de date de planificare operaţională ENTSO-E - ansamblu de echipamente şi aplicaţii informatice dezvoltate cu scopul de a permite stocarea, schimbul şi gestionarea datelor utilizate pentru procesele de planificare operaţională între operatorii sistemelor de transport;

modul de generare relevant - modul de generare care participă la coordonarea retragerilor din exploatare şi a cărui disponibilitate influenţează siguranţa în funcţionare la nivel transfrontalier;

obligaţie de RSF iniţială - cantitate de RSF alocată unui OST pe baza cheii de repartizare;

OSD cu rezerve racordate - OSD responsabil de sistemul de distribuţie la care este racordată o unitate de furnizare a rezervelor sau un grup de furnizare a rezervelor care furnizează rezerve unui operator al sistemului de transport;

OST afectat – operator al sistemului de transport care are nevoie, pentru analiza şi menţinerea siguranţei în funcţionare, de informaţiile privind schimbul de rezerve şi/sau privind utilizarea în comun a rezervelor şi/sau privind procesul de compensare a dezechilibrelor şi/sau privind procesul de activare transfrontalieră;

OST beneficiar al capacităţii de reglaj - operator al sistemului de transport care calculează capacitatea de rezervă ţinând cont de capacitatea de rezervă care este accesibilă prin intermediul unui OST furnizor al capacităţii de reglaj, în condiţiile unui acord de partajare a rezervelor;

OST cu autoritate de decizie referitoare la rezerve – operator al sistemului de transport care este responsabil să dea dispoziţii unităţii de furnizare a rezervelor sau grupului de furnizare a rezervelor pentru activarea RRF şi/sau RI;

OST cu rezerve racordate – operator al sistemului de transport responsabil de zona de monitorizare la care este racordată o unitate de furnizare a rezervelor sau un grup de furnizare a rezervelor;

OST furnizor al capacităţii de reglaj – operator al sistemului de transport care declanşează activarea capacităţii sale de rezervă pentru un OST beneficiar al capacităţii de reglaj, în condiţiile unui acord de partajare a rezervelor;

OST învecinaţi – operatori ai sistemelor de transport racordaţi direct prin cel puţin o linie de interconexiune în CA sau CC;

OST receptor al rezervei - operator al sistemului de transport implicat într-un schimb cu un OST cu rezerve racordate şi/sau cu o unitate de furnizare a rezervelor sau cu un grup de furnizare a rezervelor racordat la o altă zonă de monitorizare sau RFP;

parametru care defineşte calitatea frecvenţei - principalele variabile ale frecvenţei sistemului care definesc principiile calităţii frecvenţei;

parametru-ţintă pentru calitatea frecvenţei - principalul obiectiv de frecvenţă, în funcţie de care este evaluat comportamentul proceselor de activare a RSF, RRF şi RI în starea de funcţionare normală;

parametri-ţintă pentru ARRF - variabilele-ţintă principale ale blocului RFP pe baza cărora sunt determinate şi evaluate criteriile de dimensionare pentru RRF şi RI din blocul RFP care sunt folosite pentru a reflecta comportamentul blocului RFP în condiţii normale de funcţionare;

partajare de rezerve - mecanism în care mai mulţi operatori ai sistemului de transport utilizează aceeaşi capacitate de rezervă, fie RSF, RRF sau RI, pentru a-şi completa propriile rezerve în conformitate cu necesarul de rezerve rezultat din procesele proprii de dimensionare a rezervelor;

pe un an - în anul de dinaintea anului calendaristic de funcţionare;

perioadă de variaţie a sarcinii - perioadă de timp definită de un punct de pornire fix şi de o durată pe parcursul căreia intrarea şi/sau ieşirea puterii active creşte sau scade;

perturbaţie - eveniment neplanificat care poate provoca abaterea sistemului de transport de la starea normală de funcţionare;

plan de apărare a sistemului - ansamblu de măsuri tehnice şi organizatorice care trebuie luate pentru a preveni propagarea unei perturbaţii sau o deteriorare în sistemul de transport, în vederea evitării unei perturbaţii la nivel de stare de zonă extinsă şi al unei stări de colaps;

plan de disponibilitate - combinaţia dintre toate stările de disponibilitate preconizate ale unui activ relevant într-o anumită perioadă de timp;

plan de securitate - plan care conţine o evaluare a riscului activelor critice ale OST în cazul unor scenarii privind ameninţări fizice şi informatice majore şi o evaluare a efectelor potenţiale;

poziţie netă a zonei CA – valoare a agregată netă a tuturor programelor schimburilor externe în CA ale unei zone;

prag de influenţă al contingenţelor - valoare numerică limită faţă de care se verifică factorii de influenţă; prin raportare la această valoare, se consideră că apariţia unei contingenţe în afara zonei de control a OST având un factor de influenţă mai mare decât pragul de influenţă al contingenţelor afectează semnificativ zona de control a OST, inclusiv liniile de interconexiune;

proces de activare a RI transfrontaliere - proces convenit între operatorii sistemelor de transport care participă la procesul care permite activarea RI conectate într-o altă zonă RFP prin corectarea în modul corespunzător a contribuţiei PIR implicate;

proces de activare a RRF transfrontaliere - proces convenit între operatorii sistemelor de transport care participă la procesul care permite activarea RRF conectate într-o altă zonă RFP prin corectarea în mod corespunzător a contribuţiei PRF implicate;

proces de cuplare a frecvenţelor - proces convenit între toţi operatorii sistemelor de transport din două zone sincrone, care permite corelarea activării RSF prin adaptarea fluxurilor HVDC între zonele sincrone;

proces de înlocuire a rezervelor (PIR) - proces de restabilire a RRF activate;

proces de stabilizare a frecvenţei (PSF) - proces care vizează stabilizarea frecvenţei sistemului prin compensarea dezechilibrelor cu ajutorul unor rezerve adecvate;

procesul de aplicare a criteriilor - procesul de calcul al parametrilor-ţintă pentru zona sincronă, pentru blocul RFP, precum şi pentru zona RFP, pe baza datelor obţinute în procesul de colectare şi de furnizare a datelor;

procesul de ajustare a timpului - proces de ajustare prin care se urmăreşte readucerea la zero a abaterii timpului electric care se manifestă între timpul sincron şi UTC;

procesul de colectare şi de furnizare a datelor - procesul de colectare a setului de date necesare pentru a îndeplini criteriile de evaluare a calităţii frecvenţei;

procesul de compensare a dezechilibrelor - proces convenit între operatorii sistemelor de transport , care permite evitarea activării simultane a RRF în direcţii opuse, luând în considerare ARRF respective, precum şi RRF activate, şi corectând în modul corespunzător contribuţia PRF implicate;

procesul de restabilire a frecvenţei (PRF) - proces care vizează readucerea frecvenţei la frecvenţa nominală a reţelei şi, în zonele sincrone cuprinzând mai mult de o zonă RFP, procesul care vizează restabilirea echilibrului de putere la valoarea programată;

program - set de valori de referinţă care reprezintă producerea, consumul sau schimbul de energie electrică într-o anumită perioadă de timp;

program agregat al schimburilor externe nete - program care realizează agregarea tuturor programelor schimburilor externe al OST şi a programelor de schimburi comerciale externe între două zone de programare sau între o zonă de programare şi un grup de alte zone de programare;

program de consum - program care reprezintă consumul unui loc de consum sau al unui grup de locuri de consum;

program de producere - program de producere a energiei electrice de către un modul de generare sau de către un grup de module de generare;

program de schimburi comerciale externe - program care reprezintă schimburile comerciale de energie electrică între participanţii la piaţă în diferite zone de programare;

program de schimburi comerciale interne - program care reprezintă schimburile comerciale de energie electrică dintr-o zonă de programare, care au loc între diferiţi participanţi la piaţă;

programul schimburilor externe al OST - programul care reprezintă schimbul de energie electrică între operatorii sistemelor de transport din diferite zone de programare;

regiune de coordonare a retragerilor din exploatare - ansamblu de zone de control pentru care operatorii sistemelor de transport definesc proceduri de monitorizare şi, acolo unde este necesar, de coordonare a disponibilităţii activelor relevante pentru toate orizonturile de timp;

reglajul tensiunii - acţiuni de reglaj manual sau automat realizate într-un nod de producere, în nodurile de la capătul liniilor CA sau al sistemelor HVDC, în transformatoare sau prin intermediul altor mijloace menite să menţină nivelul de tensiune stabilit sau valoarea stabilită a puterii reactive;

reguli de dimensionare a RI - specificaţiile procesului de dimensionare a RI dintr-un bloc RFP;

reguli de dimensionare a RRF - specificaţiile procesului de dimensionare a RRF dintr-un bloc RFP;

responsabilul cu monitorizarea blocului RFP – operator al sistemului de transport responsabil de colectarea datelor privind criteriile de evaluare a calităţii frecvenţei şi de aplicarea acestor criterii la blocul RFP;

responsabilul cu monitorizarea zonei sincrone – operator al sistemului de transport responsabil de colectarea datelor privind criteriile de evaluare a calităţii frecvenţei şi de aplicarea acestor criterii la zona sincronă;

restricţie - situaţie care necesită pregătirea şi activarea unei măsuri de remediere pentru a se respecta limitele de siguranţă în funcţionare;

retragere forţată din exploatare - scoaterea neplanificată din funcţiune a unui activ relevant din orice cauză specifică situaţiei de urgenţă care nu se află sub controlul operaţional al operatorului activului relevant respectiv;

rezervă de putere activă - rezervele de echilibrare disponibile pentru menţinerea frecvenţei;

rezervă de putere reactivă - putere reactivă care este disponibilă pentru menţinerea tensiunii;

rezerve de înlocuire (RI) - rezerve de putere activă disponibile pentru restabilirea sau susţinerea nivelului necesar al RRF pentru a se pregăti preluarea dezechilibrelor următoare ale sistemului, inclusiv rezerva în exploatare;

rezerve pentru restabilirea frecvenţei (RRF) - rezerve de putere activă disponibile pentru a readuce frecvenţa la valoarea ei nominală şi, în cazul unei zone sincrone formate din mai mult de o zonă RFP, pentru a restabili echilibrul de puteri la valoarea programată;

rezerve pentru stabilizarea frecvenţei (RSF) - rezerve de putere activă disponibile pentru stabilizarea frecvenţei sistemului după producerea unui dezechilibru;

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

RSF obligatorie - acea parte din toate RSF pentru care este responsabil OST;

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

siguranţa în funcţionare - capacitatea sistemului de transport de a menţine o stare normală de funcţionare sau de a reveni la o stare normală de funcţionare cât mai curând posibil, caracterizată prin limite de siguranţă în funcţionare;

sisteme flexibile de transport al curentului alternativ (FACTS) - echipamente de transport în curent alternativ, în scopul consolidării capacităţii de reglaj şi al creşterii capacităţii de transfer al puterii active;

situaţia cu (N-1) elemente în funcţiune - acea situaţie din sistemul de transport în care apare o contingenţă cuprinsă în lista de contingenţe;

situaţie cu N elemente în funcţiune - situaţie în care niciun element al sistemului de transport nu este indisponibil din cauza apariţiei unei contingenţe;

stabilitatea de frecvenţă – capacitate a sistemului de transport de a menţine frecvenţa stabilă atât în situaţia cu N elemente în funcţiune, cât şi după apariţia unei perturbaţii;

stabilitatea de tensiune – capacitate a unui sistem de transport de a menţine tensiuni acceptabile în toate nodurile din sistemul de transport atât în situaţia cu N elemente în funcţiune, cât şi după apariţia unei perturbaţii;

stabilitate de unghi rotoric – capacitate a maşinilor sincrone de a rămâne în sincronism atât în situaţia cu N elemente în funcţiune, cât şi după apariţia unei perturbaţii;

stabilitate dinamică - termen general care include stabilitatea de unghi rotoric, stabilitatea de frecvenţă şi stabilitatea de tensiune;

stare de alertă - starea în care sistemul de transport se află în limitele de siguranţă în funcţionare, dar în care a fost detectată o contingenţă cuprinsă în lista de contingenţe, la a cărei apariţie măsurile de remediere disponibile nu sunt suficiente pentru a menţine starea normală de funcţionare;

stare de colaps - acea stare a sistemului de transport caracterizată prin nefuncţionarea completă a unei părţi a sistemului de transport sau a întregului sistem de transport;

stare de disponibilitate – capacitate a unui element de reţea, a unui modul de generare sau a unui loc de consum de a furniza un serviciu într-o anumită perioadă de timp, indiferent dacă se află în funcţiune sau nu;

stare de restaurare – stare a sistemului de transport în care scopul tuturor activităţilor din sistemul de transport este acela de a restabili funcţionarea sistemului şi de a menţine siguranţa în funcţionare după starea de colaps sau după cea de urgenţă;

stare de urgenţă – stare a sistemului de transport în care se încalcă una sau mai multe limite de siguranţă în funcţionare;

stare de zonă extinsă - desemnează o stare de alertă, de urgenţă sau de colaps care prezintă riscul de propagare la nivelul sistemelor de transport interconectate;

stare locală - determinantul unei stări de alertă, de urgenţă sau de colaps atunci când nu există niciun risc de prelungire a consecinţelor în afara zonei de control, inclusiv asupra liniilor de interconexiune conectate la această zonă de control;

stare normală de funcţionare - situaţie în care sistemul de transport se află în limitele de siguranţă în funcţionare în situaţia cu N elemente în funcţiune şi după apariţia oricărei contingenţe din lista de contingenţe, ţinând cont de efectul măsurilor de remediere disponibile;

starea sistemului - stare operaţională a sistemului de transport în raport cu limitele de siguranţă în funcţionare, care poate fi o stare normală de funcţionare, o stare de alertă, de urgenţă, de colaps sau de restaurare;

Stat membru – stat membru al Uniunii Europene;

structura activării proceselor - structură necesară pentru a clasifica procesele aferente diverselor tipuri de rezerve de putere activă, în ceea ce priveşte rolul şi activarea acestora;

structura reglajului frecvenţă-putere - structură de bază care ia în considerare toate aspectele relevante ale reglajului frecvenţă-putere, în special în ceea ce priveşte obligaţiile şi responsabilităţile aferente, precum şi categoriile şi rolurile rezervelor de putere activă;

structura responsabilităţii proceselor - structură necesară pentru a stabili responsabilităţile şi obligaţiile în ceea ce priveşte rezervele de putere activă pe baza structurii de reglaj din zona sincronă;

suprasarcini tranzitorii admisibile - suprasarcini temporare pe elementele sistemului de transport, care sunt permise pentru o perioadă limitată de timp şi care nu provoacă deteriorări fizice ale elementelor din sistemul de transport, atât timp cât durata definită şi limitele sunt respectate;

temporizarea activării RRF automate - interval de timp dintre stabilirea unei noi valori de referinţă de către regulatorul central frecvenţă-putere de schimb şi începutul livrării fizice de RRF automate;

teste operaţionale - acele teste efectuate de către un OST sau OSD pentru întreţinerea şi dezvoltarea practicilor operaţionale şi a instruirii aferente, precum şi pentru dobândirea informaţiilor cu privire la comportamentul sistemului de transport în condiţii anormale de funcţionare, cât şi testele efectuate de USS asupra instalaţiilor proprii, în scopuri similare;

timpul critic de eliminare a defectului - durata maximă de eliminare a defectului pentru care sistemul de transport îşi menţine starea stabilă de funcţionare;

timp de declanşare a stării de alertă - perioadă de timp necesară pentru ca starea de alertă să devină activă;

topologie - datele privind modul de conectare în staţii a diferitelor elemente din cadrul sistemelor de transport sau de distribuţie şi cuprinde configuraţia electrică şi poziţia întrerupătoarelor şi a separatoarelor;

transfer de putere de înlocuire - putere care este schimbată între zonele RFP în cadrul procesului de activare a RI transfrontaliere;

transfer de putere la restabilirea frecvenţei - putere care este transferată între zonele RFP în cadrul procesului de activare a RRF transfrontaliere;

transfer de putere pentru compensarea dezechilibrelor - putere care este transferată între zonele RFP în cadrul procesului de compensare a dezechilibrelor;

unitate de furnizare a rezervelor - un singur modul de generare şi/sau o singură unitate consumatoare sau o agregare a acestora, racordată la un punct de racordare comun, care îndeplineşte cerinţele pentru furnizarea de RSF, RRF sau RI;

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

valoare de referinţă a frecvenţei - valoarea-ţintă a frecvenţei utilizate în PRF, definită ca suma dintre frecvenţa nominală a sistemului şi o valoare de compensare necesară pentru a reduce abaterea timpului electric;

viteză de variaţie a sarcinii - viteză de modificare a puterii active a unui modul de generare, a unui loc de consum sau a unui sistem HVDC;

zonă de monitorizare - parte a unei zone sincrone sau o întreagă zonă sincronă, delimitată fizic prin punctele de măsurare pe liniile de interconexiune cu alte zone de monitorizare şi operată de unul sau mai mulţi operatori ai sistemelor de transport care îndeplinesc obligaţiile aplicabile unei zone de monitorizare;

zonă de observabilitate - propriul sistem de transport al unui OST împreună cu părţile relevante ale sistemelor de distribuţie şi ale sistemelor de transport ale OST învecinaţi, pentru care un OST implementează monitorizarea în timp real şi realizează modelarea pentru a menţine siguranţa în funcţionare în zona sa de control, inclusiv liniile de interconexiune;

zonă de programare - zonă în care se aplică obligaţiile unui operator al sistemului de transport în ceea ce priveşte programarea, datorită unor nevoi operaţionale sau organizatorice;

zonă de reglaj frecvenţă-putere (zonă RFP) - o parte a unei zone sincrone sau o întreagă zonă sincronă, delimitată fizic prin puncte de măsurare pe liniile de interconexiune cu alte zone RFP, operată de unul sau mai mulţi OST care au responsabilitatea efectuării reglajului frecvenţă-putere;

Secţiunea 2

Obiective şi aspecte de reglementare

7. Obiectivele prezentelor Linii directoare sunt:

7.1. stabilirea cerinţelor şi a principiilor comune de siguranţă în funcţionare;

7.2. stabilirea principiilor comune de planificare operaţională în sistemul interconectat;

7.3. stabilirea proceselor comune de reglaj frecvenţă-putere şi a structurilor de reglaj;

7.4. asigurarea condiţiilor pentru menţinerea siguranţei în funcţionare în întreaga Comunitate Energetică şi Uniunea Europeană;

7.5. asigurarea condiţiilor pentru menţinerea unui nivel de calitate a frecvenţei comun pentru toate zonele sincrone din întreaga Comunitate Energetică şi Uniunea Europeană;

7.6. promovarea coordonării operării reţelei şi a planificării operaţionale;

7.7. asigurarea şi creşterea transparenţei şi a fiabilităţii informaţiilor privind operarea sistemului de transport;

7.8. contribuţia la funcţionarea eficientă şi la dezvoltarea sistemului de transport şi al sectoarelor electroenergetice din părţile contractante ale Comunităţii Energetice şi din Statele Membre ale Uniunii Europene.

8. La implementarea prevederilor prezentelor Linii directoare, ANRE, alte autorităţi competente şi operatorii de sistem trebuie:

8.1. să aplice principiile proporţionalităţii şi nediscriminării;

8.2. să asigure transparenţa;

8.3. să aplice principiul optimizării între eficienţa generală maximă şi cele mai scăzute costuri totale pentru toate părţile implicate;

8.4. să se asigure că OST foloseşte mecanismele de piaţă pe cât este posibil, pentru a asigura securitatea şi stabilitatea reţelelor electrice de transport;

8.5. să respecte responsabilitatea atribuită OST în scopul asigurării securităţii sistemului de transport în conformitate cu actele normative în domeniu;

8.6. să se consulte cu OSD şi să ia în considerare impactul potenţial asupra sistemelor de distribuţie;

8.7. să ţină cont de standardele şi de specificaţiile tehnice agreate la nivel european.

Secţiunea 3

Termenii şi condiţiile sau metodologiile OST

9. În conformitate cu prezentele Linii directoare, OST aplică termenii, condiţiile şi/sau metodologiile (în continuare – TCM), prevăzute la pct.19 - 21, elaborate şi aprobate în conformitate cu prezenta secţiune şi cu secţiunea a 4-a Partea Întâi.

10. În conformitate cu art.39 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, OST este obligat să aplice TCM-urile aprobate de Agenţia pentru Cooperarea Autorităţilor de Reglementare din Domeniul Energiei (în continuare - ACER), prevăzute la pct.19, precum şi TCM aprobate de Comitetul de Reglementare al Comunităţii Energetice (în continuare – ECRB). OST elaborează şi prezintă ANRE spre aprobare Lista deciziilor de aprobare a TCM-urilor respective, care urmează să fie aplicate de OST. Hotărârea ANRE cu privire la aplicarea de către OST a TCM-urilor în conformitate cu Lista deciziilor de aprobare a TCM se publică în Monitorul Oficial al Republicii Moldova, iar TCM-urile corespunzătoare se publică pe site-ul web al OST şi pe site-ul web oficial al ANRE.

11. În cazurile şi în termenele prevăzute de prezentele Linii directoare, OST şi/sau operatorii sistemelor de transport din alte părţi contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau din Statele Membre (în continuare – operatorii sistemelor de transport relevanţi) elaborează TCM şi le prezintă spre aprobare ANRE şi/sau autorităţilor de reglementare din alte părţi contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau Statele Membre (în continuare – autorităţile de reglementare relevante), ECRB, şi, în măsura în care sunt implicate Statele Membre, ACER. În circumstanţe excepţionale, în special în cazurile în care un termen-limită nu poate fi respectat din motive care nu sunt imputabile OST, termenul-limită pentru elaborarea unui TCM prevăzut la pct.21 poate fi prelungit în conformitate cu decizia ANRE adoptată la solicitarea OST. În cazul în care în conformitate cu pct.20, propunerea de TCM necesită a fi aprobată de către ANRE în comun cu alte autorităţi de reglementare relevante, ANRE coordonează cu autorităţile de reglementare respective decizia privind prelungirea termenului-limită pentru elaborarea propunerii de TCM. Dacă ECRB aprobă TCM în cazurile prevăzute de prezentele Linii directoare, termenul-limită se prelungeşte conform deciziei ECRB.

12. OST are obligaţia de a coopera strâns cu unul sau mai mulţi operatori ai sistemelor de transport relevanţi în cazul în care, în conformitate cu prezentele Linii directoare, OST are obligaţia de a elabora propunerea de TCM în comun cu operatorii sistemelor de transport relevanţi. OST în comun cu operatorii sistemelor de transport relevanţi, prin intermediul ENTSO-E, în măsură posibilităţilor, precum şi OPEED şi OPEED-urile relevante sunt obligaţi să informeze în mod periodic ANRE şi autorităţile de reglementare relevante, ECRB şi, în măsura în care Statele Membre sunt implicate, ACER cu privire la progresele înregistrate în legătură cu elaborarea propunerilor de TCM. La luarea deciziilor cu privire la propunerea de TCM care urmează a fi elaborată şi agreată între OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi se aplică prevederile stabilite la pct.13 - 16. Proiectul unui TCM se supune procedurii de consultare în conformitate cu secţiunea a 8-a Partea Întâi.

13. În cazul în care OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi, care decid cu privire la o propunere de TCM prevăzut la pct.20, nu sunt în măsură să ajungă la un acord, iar regiunile în cauză sunt compuse din mai mult de cinci părţi ale Comunităţii Energetice şi/sau din Statele Membre, OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi decid prin vot cu majoritate calificată. Adoptarea prin majoritate calificată a propunerii de TCM prevăzut la pct.20, necesită întrunirea următoarelor cerinţe cumulative:

13.1. există votul majorităţii operatorilor sistemelor de transport care reprezentă cel puţin 72 % dintre părţile contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau dintre Statele Membre vizate;

13.2. există votul majorităţii operatorilor sistemelor de transport din părţile contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau din Statele Membre care reprezintă cel puţin 65 % din populaţia regiunii în cauză.

14. Se consideră că există o minoritate de blocare pentru luarea deciziilor cu privire la propunerile de TCM prevăzute la pct.20 atunci când există votul numărului minim al operatorilor sistemelor de transport care reprezintă mai mult de 35 % din populaţia părţilor contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau a Statelor Membre vizate, şi adiţional votul operatorilor sistemelor de transport care reprezintă suplimentar cel puţin o parte contractantă a Comunităţii Energetice şi/sau un Stat Membru vizat. În caz contrar, majoritatea calificată se consideră a fi întrunită.

15. Necesită consensul operatorilor sistemelor de transport deciziile privind propunerile de TCM prevăzute la pct.20 care vizează regiuni compuse din cel mult 5 părţi contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau State Membre.

16. La luarea deciziilor de către operatorii sistemelor de transport privind propunerile de TCM în conformitate cu pct.13 - 14, se atribuie câte un vot fiecărei Părţi contractante sau fiecărui Stat Membru. Dacă pe teritoriul unei părţi contractante a Comunităţii Energetice sau al unui Stat Membru există mai mulţi operatori ai sistemelor de transport, respectiva parte contractantă a Comunităţii Energetice sau respectivul Stat Membru repartizează dreptul de vot între operatorii sistemelor de transport în cauză.

17. În cazul în care OST şi/sau operatorii sistemelor de transport relevanţi nu prezintă ANRE şi/sau autorităţilor de reglementare relevante sau ECRB ori ACER, în termenele-limită stabilite în prezentele Linii directoare, o propunere iniţială sau de modificare a TCM, în conformitate cu secţiunile 4 - 5 Partea Întâi, acesta/aceştia urmează să prezinte autorităţilor menţionate propunerile corespunzătoare de TCM, precum şi să explice motivele pentru care nu s-a ajuns la un acord. În acest caz, ECRB sau, în măsura în care sunt afectate Statele Membre, ACER, care acţionează în conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, informează Secretariatul Comunităţii Energetice şi Comisia Europeană şi, în cooperare cu ANRE şi autorităţile de reglementare relevante, investighează cauzele eşecului şi comunică ulterior Secretariatul Comunităţii Energetice şi Comisia Europeană concluziile în acest sens. Secretariatul Comunităţii Energetice sau, în măsura în care sunt afectate State Membre, Comisia Europeană iau măsurile necesare pentru a asigura adoptarea de TCM necesare în termen de 4 luni de la data primirii informaţiilor.

Secţiunea 4

Aprobarea termenilor şi condiţiilor sau a metodologiilor OST

18. La prezentarea de către OST a unei propuneri de TCM prevăzut la pct.21 –22, ANRE aprobă TCM respectiv printr-o hotărâre adoptată în acest sens. Înainte de aprobarea unui TCM, ANRE revizuieşte, dacă este necesar, propunerea de TCM, cu consultarea OST, pentru a se asigura că respectivul TCM corespunde cu scopul prezentelor Linii directoare, precum şi pentru a se asigura că propunerea respectivă contribuie la integrarea pieţei, la nediscriminare, la concurenţă efectivă şi la buna funcţionare a pieţelor de energie electrică.

19. OST aplică TCM utilizate la nivelul Uniunii Europene, şi incluse în cadrul naţional de reglementare conform pct.10, după cum urmează:

19.1. cerinţe organizaţionale-cheie, rolurile şi responsabilităţile pentru schimbul de date legate de siguranţa în funcţionare;

19.2. metodologia de elaborare a modelelor comune de reţea;

19.3. metodologia pentru coordonarea analizei siguranţei în funcţionare;

20. OST propune spre aprobare ANRE şi aplică următoarele TCM, implementate la nivelul Uniunii Europene, în conformitate cu deciziile corespunzătoare ale tuturor autorităţilor de reglementare din regiunea respectivă:

20.1. metodologia pentru zona sincronă a Europei Continentale, necesară definirii inerţiei minime;

20.2. metodologia de evaluare a relevanţei activelor pentru coordonarea retragerilor din exploatare;

20.3. metodologii, condiţii şi valori incluse în acordurile operaţionale pentru zona sincronă privind:

20.3.1. parametrii care definesc calitatea frecvenţei şi parametrul-ţintă pentru calitatea frecvenţei;

20.3.2. regulile de dimensionare pentru RSF;

20.3.3. proprietăţile suplimentare ale RSF;

20.3.4. perioada minimă de activare care trebuie asigurată de furnizorii de RSF;

20.3.5. ipotezele şi metodologia pentru analiza cost-beneficiu;

20.3.6. limitarea cantităţii de schimb de RRF între zonele sincrone şi limitarea cantităţii de partajare de RRF între zonele sincrone;

20.3.7. limitarea cantităţii de schimb de RI între zonele sincrone şi limitarea cantităţii de partajare de RI între zonele sincrone;

20.4. în cazul în care blocul RFP cuprinde zone RFP ale Statelor Membre şi ale părţilor contractante ale Comunităţii Energetice, metodologiile şi condiţiile incluse în acordurile operaţionale ale blocului RFP, cu privire la:

20.4.1. restricţii de rampă la producerea de putere activă;

20.4.2. măsuri de coordonare care să vizeze reducerea ARRF;

20.4.3. măsuri pentru a reduce ARRF prin solicitarea de modificări ale producerii energiei electrice de către modulele de generare sau al consumului unităţilor consumatoare;

20.4.4. regulile de dimensionare a RRF;

20.5. măsuri de atenuare pentru zona sincronă.

21. Propunerile privind următoarele TCM şi orice modificări ale acestora fac obiectul aprobării de către ANRE în comun cu toate autorităţile de reglementare relevante din regiunea vizată:

21.1. dispoziţii comune pentru fiecare regiune de calcul a capacităţii pentru coordonarea regională a siguranţei în funcţionare, prevăzute în secţiunea a 5-a titlul II Partea a Treia;

21.2. în cazul în care blocul RFP cuprinde numai zone RFP ale părţilor contractante ale Comunităţii Energetice, metodologiile şi condiţiile incluse în acordurile operaţionale ale blocului RFP prevăzute de secţiunea a 2-a titlul I Partea a 4-a, cu privire la:

21.2.1. restricţii de rampă la producerea de putere activă, în conformitate cu secţiunea a 11-a titlul II Partea a Patra;

21.2.2. măsuri de coordonare care să vizeze reducerea ARRF, în conformitate cu pct.528;

21.2.3. măsuri pentru a reduce ARRF prin solicitarea de modificări ale producerii energiei electrice de către modulele de generare sau ale consumului unităţilor consumatoare, în conformitate cu pct.530;

21.2.4. regulile de dimensionare a RRF, în conformitate cu secţiunea a 1-a titlul VI Partea a Patra;

21.3. măsuri de atenuare pentru fiecare bloc RFP, în conformitate cu secţiunea a 12-a titlul II Partea a Patra;

21.4. o propunere comună pentru determinarea blocurilor RFP, în conformitate cu pct.459.

22. Propunerile pentru următoarele TCM şi orice modificări ale acestora fac obiectul aprobării de către ANRE:

22.1. domeniul de aplicare al schimbului de date cu OSD şi USS, în conformitate cu pct.147;

22.2. cerinţe suplimentare pentru grupurile de furnizare a RSF, în conformitate cu pct.535;

22.3. excluderea grupurilor de furnizare a RSF de la furnizarea RSF, în conformitate cu pct.536;

22.4. pentru zona sincronă a Europei Continentale, propunerea referitoare la perioada minimă de activare intermediară care trebuie asigurată de furnizorii de RSF propusă de OST, în conformitate cu pct.558;

22.5. cerinţele tehnice pentru RRF definite de OST, în conformitate cu pct.568;

22.6. respingerea grupurilor de furnizare a RRF de la furnizarea RRF, în conformitate cu pct.577;

22.7. cerinţe tehnice pentru racordarea unităţilor de furnizare a RI şi a grupurilor de furnizare a RI definite de OST, în conformitate cu pct.587;

22.8. respingerea grupurilor de furnizare a RI de la furnizarea RI, în conformitate cu pct.595.

23. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, o parte contractantă a Comunităţii Energetice sau un Stat Membru poate prezenta ANRE un aviz cu privire la o propunere de TCM prevăzut la pct.20, care se examinează de către ANRE.

24. În cazul în care, în conformitate cu prezentele Linii directoare, unui operator de sistem relevant individual sau unui OST i se impune ori i se permite să precizeze sau să îşi dea acordul în privinţa unor cerinţe care nu fac obiectul pct.22, cerinţele respective, precum şi orice modificări ale acestora se supun aprobării de către ANRE, în conformitate cu funcţiile sale prevăzute la art.9 alin.(3) din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică.

25. Propunerile de TCM trebuie să includă o propunere de calendar pentru implementarea acestora, precum şi o descriere a impactului estimat al TCM prin prisma obiectivelor prezentelor Linii directoare. Propunerile de TCM care fac obiectul aprobării de către ANRE în comun cu alte autorităţi de reglementare relevante se transmit ECRB şi, în măsura în care Statele Membre sunt afectate, ACER odată cu transmiterea acestora către autorităţile de reglementare respective.

26. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, la solicitarea ANRE şi/sau a altor autorităţi de reglementare relevante, ECRB sau, în măsura în care Statele Membre sunt afectate, ACER emit în termen de 3 luni o opinie cu privire la o propunere de TCM.

27. În cazul în care aprobarea unui TCM, prevăzut la pct.21, sau modificarea unui TCM în conformitate cu pct.33-38, necesită o decizie comună din partea ANRE şi a autorităţilor de reglementare relevante, ANRE consultă şi cooperează strâns cu autorităţile de reglementare respective pentru a ajunge în unanimitate la un acord asupra propunerii respective de TCM, în conformitate cu art.39 alin.(12) din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, în cazul în care ECRB sau ACER emit o opinie, opinia respectivă se ia în considerare de ANRE şi de autorităţile de reglementare relevante.

28. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, ANRE şi autorităţile de reglementare relevante, ECRB sau, în măsura în care Statele Membre sunt afectate, ACER adoptă decizia cu privire la propunerea de TCM prevăzut la pct.22, în termen de 6 luni de la recepţionarea propunerii respective de TCM de către ANRE sau de către ultima autoritate de reglementare relevantă, de către ECRB sau de către ACER. Termenul de 6 luni începe să curgă din ziua următoare zilei în care propunerea respectivă de TCM a fost depusă la ANRE sau la ultima autoritate de reglementare relevantă, în cazul TCM prevăzute la pct.21, sau la ECRB sau ACER în cazul TCM prevăzute la pct.19.

29. În cazul în care, în termenul prevăzut la pct.28, ANRE şi autorităţile de reglementare relevante nu au reuşit să ajungă la un acord unanim cu privire la o propunere de TCM, ori la cererea comună a autorităţilor de reglementare respective, sau la iniţiativa ACER, care acţionează în conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, ECRB sau, în măsura în care sunt Statele Membre afectate, ACER adoptă o decizie privind propunerea de TCM în termen de 6 luni de la data adresării.

30. În cazul în care o propunere de TCM se supune spre aprobare ANRE, în conformitate cu pct.22 sau 24, ANRE examinează propunerea de TCM respectivă şi adoptă decizia corespunzătoare în termen de 6 luni de la data primirii propunerii de TCM respective. Termenul de 6 luni începe să curgă din ziua următoare zilei în care propunerea respectivă de TCM a fost depusă la ANRE în conformitate cu pct.22 sau 24.

31. Hotărârea ANRE privind aprobarea unui TCM, se publică în Monitorul Oficial al Republicii Moldova, iar TCM aprobat se publică pe site-ul web al OST, precum şi pe site-ul web oficial al ANRE.

32. Orice parte poate formula o reclamaţie împotriva OST sau a altui operator de sistem relevant individual cu privire la obligaţiile sau deciziile care îi revin în conformitate cu prezentele Linii directoare, pe care poate să o adreseze ANRE, care, acţionând în calitate de autoritate de soluţionare a neînţelegerilor în conformitate cu art.142 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, emite o decizie în termen de 2 luni de la înregistrarea reclamaţiei. Acest termen poate fi prelungit motivat cu 2 luni dacă ANRE solicită informaţii suplimentare. Termenul de examinare a reclamaţiei poate fi extins suplimentar, cu condiţia că solicitantul şi-a exprimat acordul în acest sens. Decizia ANRE cu privire la neînţelegerea invocată este obligatorie până la o eventuală hotărâre judecătorească irevocabilă contrară, pronunţată ca urmare a utilizării unei căi de atac.

Secţiunea 5

Modificarea TCM

33. TCM-urile elaborate şi aprobate în conformitate cu prezentele Linii directoare, pot fi modificate:

33.1. în cazul TCM-urilor prevăzute la pct.22 la iniţiativa OST sau la solicitarea ANRE;

33.2. în cazul TCM-urilor prevăzute la pct.21, la solicitarea comună a ANRE şi a celorlalte autorităţi de reglementare relevante;

33.3. la solicitarea ECRB sau, în măsura în care sunt afectate statele membre, la solicitarea ACER.

34. În cazul în care ANRE şi celelalte autorităţi de reglementare relevante solicită în comun modificare unui TCM prevăzut la pct.21, OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport relevanţi au obligaţia de a prezenta spre aprobare o propunere de modificare a TCM în termen de 2 luni de la primirea solicitării respective. OST cooperează cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport în ceea ce priveşte elaborarea modificărilor la TCM prevăzute la pct.20. ANRE şi autorităţile de reglementare relevante examinează propunerea de modificare a TCM, prevăzut la pct.20, şi adoptă decizia corespunzătoare în termen de 2 luni de la prezentarea acesteia.

35. Atunci când ANRE solicită prezentarea unei propuneri de modificare a TCM în conformitate cu 22 sau 24, OST are obligaţia de a prezenta spre aprobare o propunere de TCM în termen de 2 luni de la primirea solicitării respective. ANRE examinează propunerea respectivă de modificare a TCM şi adoptă decizia corespunzătoare în termen de 2 luni de la prezentarea acesteia.

36. În cazul în care ANRE şi autorităţile de reglementare relevante nu ajung, în termen de 2 luni, la un acord cu privire la propunerea de modificare a unui TCM prevăzut la pct.21, sau la cererea comună a autorităţilor de reglementare respective, sau la iniţiativa ACER, care acţionează în conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, ECRB sau, în măsura în care Statele Membre sunt afectate, ACER adoptă o decizie privind propunerea de modificare a TCM în termen de 6 luni de la data adresării.

37. În cazul în care OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi, în cazul TCM prevăzut la pct.21, sau OST, în cazul TCM prevăzut la pct.22, nu prezintă o propunere de modificare a unui TCM, se aplică prevederile pct.17.

38. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, ECRB sau, în măsura în care sunt afectate Statele Membre, ACER, ANRE în comun cu toate autorităţile de reglementare relevante, în cazul TCM prevăzute la pct.20, sau ANRE în cazul TCM prevăzute la pct.21, sunt în drept să solicite OST şi/sau operatorilor sistemelor de transport relevanţi să formuleze propuneri pentru modificarea respectivelor TCM şi să stabilească un termen-limită pentru prezentarea respectivelor propuneri. OST sau, după caz, OST în comun cu operatorii sistemelor de transport relevanţi, responsabili pentru elaborarea propunerilor de TCM, pot prezenta propuneri de modificare a TCM ANRE sau, după caz, ANRE şi autorităţilor de reglementare relevante, ECRB sau, în măsura în care Statele Membre sunt afectate, ACER.

39. Propunerea de modificare a TCM se supune procedurii de consultare prevăzute în secţiunea a 8-a Partea Întâi şi se aprobă cu respectarea procedurii stabilite în secţiunile 3 şi 4 Partea Întâi. Hotărârea ANRE privind aprobarea modificărilor la TCM, se publică în Monitorul Oficial al Republicii Moldova, iar modificările TCM se publică pe site-ul web al OST, precum şi pe site-ul web oficial al ANRE.

Secţiunea 6

Publicarea TCM pe site-ul web

40. OST publică pe site-ul său web TCM-urile prevăzute în prezentele Linii directoare după aprobarea lor de către ANRE, sau în cazul în care o astfel de aprobare nu este necesară, după elaborarea/modificarea lor, cu excepţia cazului în care aceste informaţii sunt considerate confidenţiale în conformitate cu secţiunea a 9-a din prezenta Parte.

41. OST publică, de asemenea, pe site-ul său web, următoarele informaţii:

41.1. îmbunătăţirea instrumentelor pentru operarea reţelei, în conformitate cu subpct. 194.5;

41.2. parametrii-ţintă pentru ARRF, în conformitate cu secţiunea a 2-a titlul II Partea a Patra ;

41.3. restricţii de rampă la nivelul zonei sincrone, în conformitate cu pct.449;

41.4. restricţii de rampă la nivelul blocului RFP, în conformitate cu pct.451;

41.5. măsurile luate în starea de alertă din cauza rezervelor insuficiente de putere activă, în conformitate cu pct.525;

41.6. solicitarea OST cu rezerve racordate către un furnizor de RSF de a pune la dispoziţie informaţii în timp real, în conformitate cu pct.543.

Secţiunea 7

Recuperarea costurilor

42. Costurile suportate de OST în legătură cu îndeplinirea obligaţiilor impuse acestuia în conformitate cu prezentele Linii directoare, se examinează de către ANRE în conformitate cu metodologia de calculare, aprobare şi aplicare a tarifelor reglementate pentru serviciul de transport al energiei electrice, prevăzută la art.9 alin.(1) lit.k) din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică.

43. Costurile evaluate de către ANRE ca fiind rezonabile, eficiente şi proporţionale se recuperează prin tarife pentru prestarea serviciului de transport al energiei electrice sau prin alte mecanisme adecvate stabilite de ANRE în condiţiile Legii nr.164/2025 cu privire la energia electrică.

44. La cererea ANRE, OST prezintă, în termen de trei luni de la solicitare, informaţiile necesare pentru a facilita examinarea şi evaluarea costurilor suportate.

Secţiunea 8

Consultarea publică

45. OST, după caz, OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi, responsabili pentru prezentarea propunerilor de TCM sau a propunerilor de modificare a acestora, în conformitate cu prezentele Linii directoare consultă părţile interesate, inclusiv autorităţile relevante din părţile contractante ale Comunităţii Energetice şi din Statele Membre cu privire la proiectele propunerilor de TCM prevăzute la pct.20 şi 21. Consultarea publică trebuie să dureze cel puţin 1 lună.

46. Propunerile de TCM cu aplicabilitate regională se consultă cel puţin la nivel regional. Părţile care depun propuneri la nivel bilateral sau multilateral vor desfăşura o consultare publică cel puţin în părţile contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau în Statele Membre în cauză.

47. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, înainte de prezentarea propunerilor de TCM spre aprobare către ANRE şi, după caz, către autorităţile de reglementare relevante, OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi iau în considerare opiniile părţilor interesate, rezultate în urma consultărilor publice. În toate cazurile, Propunerile de TCM prezentate spre aprobare trebuie să fie însoţite, în toate cazurile, de o justificare fundamentată privind acceptarea sau respingerea opiniilor colectate în rezultatul consultărilor publice, care se publică în timp util, înainte de sau simultan cu publicarea propunerilor de TCM.

Secţiunea 9

Obligaţii privind confidenţialitatea

48. Toate informaţiile confidenţiale primite, schimbate sau transmise în temeiul prezentelor Linii directoare sunt supuse condiţiilor privind păstrarea secretului profesional prevăzute la pct.49- 51.

49. Obligaţia de a păstra secretul profesional se aplică în raport cu angajaţii OST, ai ANRE sau angajaţii altei persoane juridice, entităţi sau autorităţi care au obţinut informaţii în temeiul prezentelor Linii directoare. OST, persoanele juridice, entităţile sau autorităţile respective au obligaţia de a lua toate măsurile necesare pentru a asigura confidenţialitatea, integritatea şi protecţia informaţiilor respective, precum şi măsurile menite să prevină utilizarea necorespunzătoare a informaţiilor respective şi accesul neautorizat la acestea.

50. Informaţiile confidenţiale obţinute de OST, de ANRE, de persoanele juridice, entităţile sau autorităţile prevăzute la pct.49 în cadrul şi în legătură cu exercitarea atribuţiilor lor nu pot fi divulgate niciunei alte persoane, entităţi sau autorităţi, cu excepţia cazurilor prevăzute de prezentele Linii directoare, sau de alte acte normative.

51. Fără a aduce atingere cazurilor reglementate de actele normative naţionale sau de legislaţia Comunităţii Energetice, OST, ANRE, entităţile sau persoanele care primesc informaţii confidenţiale în temeiul prezentelor Linii directoare le pot utiliza numai în scopul exercitării atribuţiilor care le revin în temeiul prezentelor Linii directoare, cu excepţia cazurilor prevăzute de alte acte normative naţionale sau de cadrul normativ al Comunităţii Energetice.

Secţiunea 10

Acorduri cu operatorii sistemelor de transport care nu cad

sub incidenţa prezentelor Linii directoare

52. În cazul în care zona sincronă din care face parte sistemul de transport naţional cuprinde operatorii sistemelor de transport atât din părţile contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau din Statele Membre, cât şi operatorul/operatorii sistemelor de transport din ţări terţe, OST în comun cu operatorii sistemelor de transport din părţile contractante ale Comunităţii Energetice şi/sau din Statele Membre au obligaţia de a depune eforturile necesare pentru a încheia cu operatorul/operatorii sistemelor de transport din ţările terţe învecinate, care nu aplică principii similare celor stabilite în prezentele Linii directoare, un acord care să stabilească atât baza pentru cooperarea lor în ceea ce priveşte operarea în condiţii de siguranţă a sistemelor de transport, cât şi demersurile necesare pentru asigurarea de către operatorul/operatorii sistemelor de transport din ţările terţe a respectării cerinţelor prevăzute în prezentele Linii directoare. În sensul prezentului punct, prin ţară terţă se înţelege o ţară care nu este Stat Membru sau parte contractantă a Comunităţii Energetice.

Secţiunea 11

Monitorizare

53. OST are obligaţia de a prezenta Secretariatului Comunităţii Energetice şi ENTSO-E informaţiile necesare acestor autorităţi pentru a-şi exercita atribuţiile în legătură cu monitorizarea punerii în aplicare a prezentelor Linii directoare. Aceste informaţii includ, dar nu se limitează la, indicatorii siguranţei de funcţionare, reglajul frecvenţă-putere şi evaluarea coordonării regionale.

54. Informaţiile necesare de a fi transmise de OST pentru monitorizarea de către ENTSO-E includ cel puţin următoarele aspecte:

54.1. indicatori ai siguranţei de funcţionare;

54.2. reglajul frecvenţă-putere;

54.3. evaluarea coordonării regionale;

54.4. identificarea divergenţelor în legătură cu aplicarea la nivel naţional a prezentelor Linii directoare în ceea ce priveşte TCM-urile prevăzute la pct.19;

54.5. identificarea îmbunătăţirilor suplimentare ale instrumentelor şi serviciilor în conformitate cu subpct. 194.1 şi 194.2, dincolo de îmbunătăţirile identificate de OST în conformitate cu subpct. 194.5;

54.6. identificarea oricăror îmbunătăţiri necesare în raportul anual privind scala de clasificare a incidentelor, care sunt necesare pentru a sprijini sustenabilitatea şi durabilitatea siguranţei în funcţionare;

54.7. identificarea problemelor în ceea ce priveşte cooperarea cu OST din ţări terţe în ceea ce priveşte siguranţa în funcţionare a sistemului.

55. La solicitarea ANRE, OSD furnizează OST informaţiile relevante, cu excepţia cazului în care aceste informaţii sunt deja disponibile OST, ANRE sau ENTSO-E în legătură cu sarcinile lor de monitorizare a punerii în aplicare, cu scopul de a evita dublarea informaţiilor.

Secţiunea 12

Raportarea anuală privind indicatorii siguranţei în funcţionare

56. Anual, până la 1 martie, OST are obligaţia de a transmite ENTSO-E datele şi informaţiile necesare acestuia pentru a elabora, în conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, raportul anual bazat pe scara de clasificare a incidentelor care vizează inclusiv Republica Moldova şi alte Părţi Contractante ale Comunităţii Energetice. Datele furnizate de OST acoperă anul calendaristic anterior.

57. În contextul raportării către ENTSO-E, OST efectuează o analiză a incidentelor din sistemul de transport, cu respectarea procesului prevăzut de ENTSO-E la stabilirea scalei de clasificare a incidentelor. OST are obligaţia de a informa în prealabil ANRE, în termeni proximi, cu privire la iniţierea unei analize în acest sens. ANRE şi ECRB pot participa la analiza respectivă.

Secţiunea 13

Raportul anual privind reglajul frecvenţă-putere

58. Anual, până la 1 martie, OST are obligaţia de a transmite ENTSO-E informaţiile necesare acestuia pentru a elabora, în conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice raportul anual privind reglajul frecvenţă-putere care vizează inclusiv Republica Moldova. OST prezintă următoarele informaţii care vizează anul anterior:

58.1. informaţii pentru identificarea blocului RFP, a zonei RFP şi a zonei de monitorizare din care face parte;

58.2. informaţii pentru identificarea blocului RFP care nu se află pe teritoriul Republicii Moldova, dar care conţine zone RFP şi zone de monitorizare care se află în Republica Moldova;

58.3. informaţii pentru identificarea zonei sincrone din care face sistemul de transport al OST;

58.4. date referitoare la criteriile de evaluare a calităţii frecvenţei pentru zona sincronă şi blocul RFP de la subpct. 58.1 - 58.3 care se referă la fiecare lună din cel puţin ultimii 2 ani calendaristici anteriori;

58.5. RSF obligatorie şi obligaţia de RSF iniţială a OST pentru fiecare lună din cel puţin ultimii 2 ani calendaristici anteriori;

58.6. o descriere şi data punerii în aplicare a măsurilor de atenuare şi a cerinţelor pentru rampă în vederea reducerii abaterilor de frecvenţă deterministe, întreprinse în cursul anului calendaristic precedent, în conformitate cu secţiunile 11 şi 12 titlul II Partea a Patra, în care au fost implicaţi OST ai Părţii Contractante.

59. Datele furnizate de OST acoperă anul anterior. Informaţiile privind zonele sincrone, blocurile RFP, zonele RFP şi zonele de monitorizare de la subpct. 58.1- 58.3 se raportează o singură dată. În cazul în care aceste zone se modifică, aceste informaţii se raportează până la data de 1 martie a anului următor.

60. OST cooperează cu alţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă şi/sau din blocul RFP pentru a colecta datele enumerate la pct.58.

PARTEA A DOUA

SIGURANŢA ÎN FUNCŢIONARE

TITLUL I

CERINŢE PRIVIND SIGURANŢA ÎN FUNCŢIONARE

Capitolul I

STĂRILE SISTEMULUI, MĂSURILE DE REMEDIERE

ŞI LIMITELE DE SIGURANŢĂ ÎN FUNCŢIONARE

Secţiunea 1

Clasificarea stărilor sistemului

61. Sistemul de transport este în stare normală de funcţionare atunci când sunt îndeplinite cumulativ condiţiile următoare:

61.1. tensiunile şi fluxurile de putere se încadrează în limitele de siguranţă în funcţionare definite în conformitate cu secţiunea a 8-a din prezentul capitol;

61.2. frecvenţa îndeplineşte următoarele criterii:

18.1.1. abaterea de frecvenţă în regim staţionar a sistemului este în domeniul de frecvenţă standard (±50 mHz);

18.1.2. valoarea absolută a abaterii de frecvenţă în regim staţionar a sistemului nu este mai mare decât abaterea maximă de frecvenţă în regim staţionar (±200 mHz) şi nu sunt atinse limitele frecvenţei sistemului stabilite pentru starea de alertă;

61.3. rezervele de putere activă şi reactivă sunt suficiente pentru a suporta contingenţele din lista de contingenţe definită în conformitate cu secţiunea a 1-a cap. V din prezentul titlu fără să se încalce limitele de siguranţă în funcţionare;

61.4. funcţionarea zonei de control a OST este şi va rămâne în limitele de siguranţă în funcţionare după activarea măsurilor de remediere în urma producerii unei contingenţe din lista de contingente definită în conformitate cu secţiunea a 1-a cap. V din prezentul titlu.

62. Sistemul de transport este în stare de alertă atunci când:

62.1. tensiunile şi fluxurile de putere se încadrează în limitele de siguranţă în funcţionare definite în conformitate cu secţiunea a 8-a din prezentul capitol, şi simultan are loc unul dintre evenimentele de mai jos:

62.2. capacitatea de rezervă a OST este redusă cu mai mult de 20 % pentru o perioadă mai lungă de 30 de minute şi nu există nici un mijloc prin care să se compenseze această reducere a în decursul funcţionării în timp real a sistemului; sau

62.3. frecvenţa îndeplineşte următoarele criterii:

62.3.1. valoarea absolută a abaterii de frecvenţă în regim staţionar a sistemului este în intervalul 50 – 200 mHz în perioada care nu depăşeşte 15 minute; şi

62.3.2. valoarea absolută a abaterii de frecvenţă în regim staţionar a sistemului a depăşit constant 50 % (100mHz) din abaterea maximă de frecvenţă în regim staţionar, pentru o perioadă de timp mai lungă decât perioada de declanşare a stării de alertă (5 min), sau domeniul de frecvenţă standard (50 mHz) pentru o perioadă de timp mai lungă decât durata de restabilire a frecvenţei (15 min); sau

62.4. cel puţin o contingenţă din lista de contingenţe, definită în conformitate cu secţiunea a 1-a cap. V din prezentul titlu, determină o încălcare a limitelor de siguranţă în funcţionare ale OST, chiar şi după activarea măsurilor de remediere.

63. Sistemul de transport este în stare de urgenţă atunci când este îndeplinită cel puţin una dintre următoarele condiţii:

63.1. există cel puţin o încălcare a limitelor de siguranţă în funcţionare ale OST definite în conformitate cu secţiunea a 8-a din prezentul capitol;

63.2. frecvenţa nu îndeplineşte criteriile pentru starea normală de funcţionare şi pentru starea de alertă definite în conformitate cu pct.61 şi 62;

63.3. este activată cel puţin o măsură din planul OST de apărare a sistemului;

63.4. există o deficienţă în funcţionarea instrumentelor, mijloacelor şi instalaţiilor definite în conformitate cu pct.81, care determină indisponibilitatea respectivelor instrumente, mijloace şi instalaţii pentru o perioadă mai lungă de 30 de minute.

64. Sistemul de transport este în stare de colaps atunci când este îndeplinită cel puţin una dintre următoarele condiţii:

64.1. pierderea a mai mult de 50 % din consum în zona de control a OST;

64.2. lipsa totală a tensiunii timp de cel puţin trei minute în zona de control a OST, care determină declanşarea planului de restaurare a sistemului de transport.

65. Sistemul de transport este în stare de restaurare atunci când OST, al cărui sistem de transport se află în stare de urgenţă sau de colaps, a început să activeze măsuri din planul de restaurare a sistemului de transport.

Secţiunea 2

Monitorizarea şi determinarea stărilor sistemului de către OST

66. OST determină, în decursul funcţionării în timp real, starea sistemului său de transport.

67. OST monitorizează în timp real următorii parametri ai sistemului de transport în zona sa de control, pe baza telemetriei în timp real sau a valorilor calculate din zona sa de observabilitate, luând în calcul datele structurale şi datele în timp real, în conformitate cu secţiunea a 2-a cap. II titlul II:

67.1. fluxurile de putere activă şi reactivă;

67.2. tensiunile în bara colectoare;

67.3. frecvenţa şi abaterea de reglaj la restabilirea frecvenţei din zona sa RFP;

67.4. rezervele de putere activă şi reactivă;

67.5. producerea şi consumul.

68. Pentru a stabili starea sistemului, OST efectuează analiza contingenţelor cel puţin o dată la fiecare 15 minute, monitorizând parametrii sistemului de transport definiţi în conformitate cu pct.69 în raport cu limitele de siguranţă în funcţionare definite în conformitate cu secţiunea a 8-a cap. I titlul I Partea a Doua şi în raport cu criteriile pentru stările sistemului definite în conformitate cu secţiunea a 1-a din prezentul capitol. OST monitorizează, de asemenea, nivelul rezervelor disponibile faţă de capacitatea de rezervă. La efectuarea analizei contingenţelor, OST ţine seama de efectul măsurilor de remediere şi al măsurilor din planul de apărare a sistemului de transport.

69. În cazul în care sistemul său de transport nu este într-o stare normală de funcţionare şi în cazul în care această stare a sistemului este calificată drept stare de zonă extinsă, OST are următoarele obligaţii:

69.1. să informeze toţi operatorii sistemelor de transport cu privire la starea sistemului său de transport prin intermediul unui instrument informatic pentru schimbul de date în timp real la nivel paneuropean;

69.2. să furnizeze informaţii suplimentare cu privire la elementele sistemului său de transport care fac parte din zona de observabilitate a altor operatori ai sistemelor de transport, acestor operatori ai sistemelor de transport.

Secţiunea 3

Măsuri de remediere în cadrul operării sistemului

70. OST întreprinde măsurile necesare pentru a asigura că sistemul transport rămâne în stare normală de funcţionare şi este responsabil de gestionarea situaţiilor de nerespectare a siguranţei în funcţionare. În acest scop, OST elaborează, pregăteşte şi activează măsuri de remediere ţinând cont de disponibilitatea acestora, de timpul şi de resursele necesare pentru activarea acestora, precum şi de orice condiţii din afara sistemului de transport care sunt relevante pentru fiecare măsură de remediere.

71. Măsurile de remediere utilizate de OST în cadrul operării sistemului în conformitate cu pct.70 şi cu secţiunile 4 - 6 din prezentul capitol trebuie să fie în concordanţă cu măsurile de remediere luate în considerare la calculul capacităţilor, în conformitate cu secţiunea a 11-a cap. 1 titlul II din Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor.

Secţiunea 4

Principii şi criterii aplicabile măsurilor de remediere

72. OST aplică următoarele principii atunci când activează şi coordonează măsuri de remediere în conformitate cu secţiunea a 6-a din prezentul capitol:

72.1. în situaţiile de nerespectare a siguranţei în funcţionare care nu trebuie gestionate în mod coordonat, OST elaborează, pregăteşte şi activează măsuri de remediere care readuc sistemul la starea normală de funcţionare şi care previn propagarea stării de alertă sau de urgenţă în afara zonei de control a OST din categoriile definite în secţiunea a 5-a din prezentul capitol;

72.2. în situaţiile de nerespectare a siguranţei în funcţionare care trebuie gestionate în mod coordonat, OST elaborează, pregăteşte şi activează măsuri de remediere împreună cu alţi operatori ai sistemelor de transport interesaţi, potrivit metodologiei de elaborare a măsurilor de remediere în coordonare în temeiul subpct. 264.2 şi ţinând cont de recomandarea centrelor regionale de coordonare în conformitate cu pct.267.

73. Atunci când selectează măsurile de remediere adecvate, OST aplică următoarele criterii:

73.1. să activeze cele mai eficace şi eficiente măsuri de remediere din punct de vedere economic;

73.2. să activeze măsuri de remediere cât mai apropiate de timpul real, ţinând cont de perioada de timp preconizată de activare şi de urgenţa situaţiei de operare a sistemului pe care intenţionează să o soluţioneze;

73.3. să ia în considerare riscurile de eşec în cazul aplicării măsurilor de remediere disponibile şi impactul acestora asupra siguranţei în funcţionare, cum ar fi: riscurile de eşec sau de scurtcircuit provocate de modificarea topologiei, riscurile de retrageri din exploatare provocate de modificările puterii active sau reactive la modulele de generare de energie sau la locurile de consum şi riscurile de defecţiune cauzate de comportamentul echipamentelor;

73.4. să acorde prioritate măsurilor de remediere care pun la dispoziţie cea mai mare capacitate interzonală pentru alocarea capacităţilor, respectând în acelaşi timp toate limitele de siguranţă în funcţionare.

Secţiunea 5

Categorii de măsuri de remediere

74. OST utilizează următoarele categorii de măsuri de remediere:

74.1. modificarea duratei unei retrageri planificate din exploatare sau repunerea în funcţiune a elementelor sistemului de transport pentru a obţine disponibilitatea operaţională a respectivelor elemente ale sistemului de transport;

74.2. modificarea activă a fluxurilor de putere prin: comutarea ploturilor la transformatoarele de putere, comutarea ploturilor la transformatoarele defazor de reglaj şi modificarea topologiilor;

74.3. reglajul tensiunii şi gestionarea puterii reactive prin:

74.3.1. comutarea ploturilor la transformatoarele de putere;

74.3.2. comutarea capacitorilor şi a bobinelor de reactanţă;

74.3.3. comutarea dispozitivelor de gestionare a tensiunii şi a puterii reactive pe bază de electronică de putere;

74.3.4. transmiterea de dispoziţii către OSD racordaţi la sistemul de transport şi către USS pentru blocarea reglajului automat de tensiune şi putere reactivă al transformatoarelor sau pentru activarea la instalaţiile lor a măsurilor de remediere prevăzute la pct.74.3.1 - 74.3.3, dacă deteriorarea tensiunii periclitează siguranţa în funcţionare sau ameninţă să conducă la un colaps de tensiune în sistemul de transport;

74.3.5. solicitarea modificării valorii de ieşire a puterii reactive sau a valorii de referinţă a tensiunii grupurilor generatoare sincrone racordate la sistemul de transport,

74.3.6. solicitarea modificării valorii de ieşire a puterii reactive a comutatorilor grupurilor generatoare nesincrone racordate la sistemul de transport;

74.4. recalcularea capacităţii interzonale pe o zi şi intrazilnice, în conformitate cu Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor;

74.5. redispecerizarea utilizatorilor de sistem racordaţi la sistemul de transport sau la sistemele de distribuţie din zona de control a OST, între doi sau mai mulţi OST;

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

74.7. ajustarea fluxurilor de putere activă prin intermediul sistemelor HVDC;

74.8. activarea procedurilor de gestionare a abaterilor de frecvenţă;

74.9. limitarea, în conformitate cu art.44 alin.(2) din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, a capacităţii interzonale deja alocate într-o situaţie de urgenţă, atunci când utilizarea acestei capacităţi pune în pericol siguranţa în funcţionare, dacă toţi operatorii sistemelor de transport de la o anumită linie de interconexiune sunt de acord cu o astfel de ajustare şi dacă redispecerizarea sau comercializarea în contrapartidă nu este posibilă;

74.10. la necesitate, aplicarea deconectării manuale a sarcinii, în starea normală de funcţionare sau în starea de alertă.

75. Dacă este necesar şi justificat pentru a menţine siguranţa în funcţionare, OST poate pregăti şi activa măsuri de remediere suplimentare. OST are obligaţia de a raporta şi de a justifica cazurile respective către ANRE, cel puţin odată pe an după activarea de remediere suplimentare. Rapoartele şi justificările relevante se publică, de asemenea, pe site-ul web al OST. Secretariatul Comunităţii Energetice sau Comitetul de Reglementare al Comunităţii Energetice pot solicita ANRE să furnizeze informaţii suplimentare cu privire la activarea măsurilor de remediere suplimentare în cazurile în care acestea afectează un sistem de transport învecinat.

Secţiunea 6

Pregătirea, activarea şi coordonarea măsurilor de remediere

76. OST pregăteşte şi activează măsuri de remediere în conformitate cu criteriile stabilite la pct.73 pentru a preveni deteriorarea stării sistemului pe baza următoarelor elemente:

76.1. monitorizarea şi determinarea stărilor sistemului în conformitate cu secţiunea a 2-a din prezentul capitol;

76.2. analiza contingenţelor în funcţionare în timp real în conformitate cu secţiunea a 2-a cap. V din prezentul titlu;

76.3. analiza contingenţelor în planificarea operaţională în conformitate cu secţiunea a 1-a titlul II Partea a Treia.

77. Atunci când pregăteşte şi activează măsuri de remediere, inclusiv de redispecerizare sau de comercializare în contrapartidă, în conformitate cu secţiunea a 11-a cap. I titlu II şi secţiunea a 1-a cap. III titlu II din Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor sau o procedură din planul OST de apărare a sistemului de transport care afectează alţi operatori ai sistemelor de transport relevanţi, OST evaluează, în cooperare cu operatorii sistemelor de transport vizaţi, impactul unor astfel de măsuri sau demersuri de remediere în interiorul şi în afara zonei sale de control, în conformitate cu pct.263, subpct. 264.2 şi pct.266, pct.267 şi pct.269 - 271 furnizează operatorilor sistemelor de transport vizaţi informaţii cu privire la acest impact.

78. Atunci când pregăteşte şi activează măsuri de remediere care au un impact asupra USS şi OSD racordaţi la sistemul de transport, OST, în cazul în care sistemul său de transport este în starea normală de funcţionare sau în starea de alertă, evaluează impactul măsurilor de remediere în cooperare cu USS şi OSD afectate şi alege măsurile de remediere care contribuie la menţinerea stării normale de funcţionare şi a funcţionării în siguranţă a tuturor părţilor implicate. Toate USS şi OSD afectate furnizează OST toate informaţiile necesare pentru această coordonare.

79. Atunci când pregăteşte şi activează măsurile de remediere, OST, pentru cazurile în care sistemul de transport nu este în stare normală de funcţionare sau în stare de alertă, coordonează, în măsura în care este posibil, aceste măsuri de remediere cu USS şi OSD afectate care sunt racordate la sistemul de transport pentru a menţine siguranţa în funcţionare şi integritatea sistemului de transport. Atunci când OST activează o măsură de remediere, toate USS şi OSD sunt racordate la sistemul de transport trebuie să execute instrucţiunile date de OST.

80. În cazul în care restricţiile au doar consecinţe asupra stării locale din zona de control a OST şi nerespectarea siguranţei în funcţionare nu trebuie gestionată în mod coordonat, OST poate decide să nu activeze măsuri de remediere care implică costuri.

Secţiunea 7

Disponibilitatea mijloacelor, a instrumentelor şi a instalaţiilor OST

81. OST asigură disponibilitatea, fiabilitatea şi redundanţa următoarelor elemente:

81.1. instalaţii pentru monitorizarea stării sistemului de transport, inclusiv aplicaţii de estimare a stării şi instalaţii pentru reglajul frecvenţă-putere;

81.2. mijloace de reglare a comutării întreruptoarelor, a conjunctoarelor, a schimbătoarelor de ploturi şi a altor echipamente utilizate pentru a regla elementele sistemului de transport;

81.3. mijloace de comunicare cu camerele de comandă ale altor operatori ai sistemelor de transport şi cu centrele regionale de coordonare;

81.4. instrumente de analiză a siguranţei în funcţionare;

81.5. instrumente şi mijloace de comunicare necesare OST pentru a facilita operaţiunile transfrontaliere de piaţă.

82. În cazul în care instrumentele, mijloacele şi instalaţiile OST prevăzute la pct.81 afectează OSD sau USS racordate la sistemul de transport şi implicate în furnizarea serviciilor de echilibrare, a serviciilor de sistem sau de apărare sau de restaurare sau în furnizarea în timp real de date operaţionale, în conformitate cu secţiunea a 2-a cap. III titlul II, şi secţiunea a 3-a cap. IV titlul II, secţiunile 2 – 3 cap. V titlul II şi secţiunea a 1-a cap. VI titlul II, OST şi respectivele OSD şi USS trebuie să coopereze şi să-şi coordoneze acţiunile pentru a specifica şi a asigura disponibilitatea, fiabilitatea şi redundanţa acestor instrumente, mijloace şi instalaţii.

83. OST adoptă un plan de asigurare a continuităţii activităţii care detaliază răspunsurile sale la o pierdere a instrumentelor, a mijloacelor şi a instalaţiilor critice şi care conţine prevederi privind întreţinerea, înlocuirea şi dezvoltarea acestora. OST îşi reexaminează cel puţin anual planul de asigurare a continuităţii activităţii şi îl actualizează după caz şi, în orice caz, după orice modificare semnificativă a instrumentelor, mijloacelor şi a instalaţiilor critice sau a condiţiilor relevante de operare a sistemului. OST pune la dispoziţia OSD şi a USS vizate părţile din planul de asigurare a continuităţii activităţii care au impact asupra acestora.

Secţiunea 8

Limitele de siguranţă în funcţionare

84. OST specifică limitele de siguranţă în funcţionare pentru fiecare element al sistemului său de transport, luând în considerare cel puţin următoarele caracteristici fizice:

84.1. limitele de tensiune, în conformitate cu secţiunea a 1-a cap. II din prezentul titlu;

84.2. limitele pentru curentul de scurtcircuit, în conformitate cu cap. III din prezentul titlu;

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

85. La definirea limitelor de siguranţă în funcţionare, OST ţine cont de capacităţile USS de a împiedica deconectarea determinată de domeniile de tensiune şi de limitele de frecvenţă în starea normală de funcţionare şi în starea de alertă.

86. În cazul schimbării unuia dintre elementele sistemului de transport, OST validează şi, dacă este necesar, actualizează limitele de siguranţă în funcţionare.

87. Pentru fiecare linie de interconexiune, OST convine cu OST învecinaţi limitele comune de siguranţă în funcţionare, în conformitate cu pct.84.

Secţiunea 9

Planul de securitate pentru protecţia infrastructurii critice

88. OST elaborează, în conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, un plan de securitate confidenţial care conţine o evaluare a riscurilor privind activele deţinute sau operate de OST şi care vizează principalele scenarii de ameninţări fizice sau cibernetice. OST cooperează cu autorităţile naţionale competente şi elaborează planul de securitate cu respectarea prevederilor Legii Nr. 48/2023 privind securitatea cibernetică. Planul de securitate conţine o listă de infrastructuri critice şi măsuri de securitate. La identificarea, selecţia şi determinarea măsurilor de protecţie se au în vedere următoarele:

88.1. măsuri permanente de securitate care determină investiţiile necesare în securitate, se aplică permanent şi includ măsuri tehnice (inclusiv instalarea de dispozitive de detectare a accesului, separarea drepturilor de acces, măsuri de protecţie şi prevenire),

88.2. măsuri organizatorice (inclusiv proceduri de anunţare şi management al crizelor), măsuri de inspecţie şi verificare, schimbul de informaţii,

88.3. măsuri de conştientizare şi instruire şi

88.4. măsuri de securitate a sistemelor informaţionale;

89. Planul de securitate ia în considerare impacturile potenţiale asupra sistemelor de transport învecinate interconectate şi include măsuri organizatorice şi fizice care vizează atenuarea riscurilor identificate.

90. OST revizuieşte în mod regulat planul de securitate pentru a adapta planul respectiv la schimbarea scenariilor de ameninţare şi pentru a reflecta evoluţia sistemului de transport.

Capitolul II

REGLAJUL TENSIUNII ŞI GESTIONAREA PUTERII REACTIVE

Secţiunea 1

Obligaţiile OST în ceea ce priveşte limitele de tensiune

91. În conformitate cu secţiunea a 1-a cap. I din prezentul titlu, OST are obligaţia de a depune toate eforturile necesare pentru a asigura că în timpul stării normale de funcţionare la punctele de racordare la sistemul de transport tensiunea rămâne în regim staţionar în limitele stabilite în prezentul punct. În sistemul de transport se utilizează valorile de referinţă 110 kV, 220kV, 330 kV şi 400 kV pentru notarea valorilor pe unitate. În timpul stării normale de funcţionare, valorile nivelurilor de tensiune la punctele de racordare ale instalaţiilor OSD şi ale consumatorilor racordaţi la sistemul de transport trebuie să rămână în următoarele intervale admisibile:

91.1. intervalele de tensiune la punctul de racordare cu tensiuni nominale 110 kV şi 220 kV: 0,90 pu - 1,118 pu;

91.2. intervalele de tensiune la punctul de racordare cu tensiunea nominală 330 kV: 0,90 pu - 1,1 pu;

91.3. intervalele de tensiune la punctul de racordare cu tensiunea nominală 400 kV: 0,90 pu -1,05 pu.

92. Pentru 110 kV, o durată limitată a abaterii tensiunii în afara limitelor stabilite de pct.91, până la 126 kV este permisă pe un interval de până la 60 de minute. Pentru 330kV, o durată limitată a abaterii tensiunii în afara limitelor stabilite de pct.91, până la 380 kV este permisă pe un interval de până la 20 de minute. Pentru 400 kV, o durată limitată a abaterii tensiunii în afara limitelor stabilite la pct.91, până la 440 kV este permisă pe un interval de până la 60 de minute.

93. OST întreprinde măsuri să asigure că, în timpul stării normale de funcţionare şi după producerea unei contingenţe, tensiunea rămâne, în domenii mai largi de tensiune pentru perioade limitate de operare, dacă există un acord cu privire la acele domenii mai largi de tensiune cu OSD racordate la sistemul de transport, cu proprietarii instalaţiilor de producere a energiei electrice în conformitate cu pct.57 din Codul privind racordarea sau cu deţinătorii de sisteme HVDC în conformitate cu pct.361 - 364 din Codul privind racordarea.

94. OST stabileşte de comun acord cu OSD şi cu USS, racordate la sistemul de transport domeniile de tensiune la punctele de racordare sub 110 kV, dacă acele domenii de tensiune sunt relevante pentru menţinerea limitelor de siguranţă în funcţionare. OST întreprinde măsurile necesare pentru a asigura că tensiunea rămâne în interiorul domeniului convenit în timpul stării normale de funcţionare şi după apariţia unor contigenţe.

Secţiunea 2

Obligaţiile USS cu privire la reglajul tensiunii şi la gestionarea

puterii reactive în cadrul operării sistemului

95. La solicitarea OST, după intrarea în vigoare a prezentelor Linii directoare, toate USS care sunt module de generare racordate la sistemul de transport dar care nu cad sub incidenţa pct.56 - 59 din Codul privind racordarea sau care sunt sisteme HVDC, dar care nu cad sub incidenţa pct.361 - 364 din Codul privind racordarea au obligaţia de a informa OST cu privire la capabilităţile lor în raport cu cerinţele de tensiune stabilite la pct.56 - 59 din Codul privind racordarea, sau, respectiv, la pct.361 - 364 din Codul privind racordarea, declarând capabilităţile lor cu privire la tensiune şi cu privire la durata de timp pentru care se pot menţine fără deconectare.

96. USS sunt locuri de consum ce fac obiectul cerinţelor prevăzute la pct.195 - 197 din Codul privind racordarea nu se deconectează de la reţeaua electrică din cauza unei perturbaţii în domeniile de tensiune prevăzute în secţiunea a 1-a din prezentul capitol. La solicitarea OST, după intrarea în vigoare a prezentelor Linii directoare, USS care sunt locuri de consum racordate la sistemul de transport şi care nu fac obiectul cerinţelor prevăzute la pct.195 - 197 din Codul privind racordarea informează OST cu privire la capabilităţile lor în ceea ce priveşte cerinţele de tensiune definite în anexa nr.2 la Codul privind racordarea, declarându-şi capabilităţile loc cu privire la tensiune şi durata timp pentru care se pot menţine fără deconectare.

97. Fiecare USS care este loc de consum racordat la sistemul de transport trebuie să menţină valorile de referinţă ale puterii reactive, intervalele factorilor de putere şi valorile de referinţă ale tensiunii pentru reglajul tensiunii în intervalul convenit cu OST în conformitate cu secţiunea a 1-a din prezentul capitol.

Secţiunea 3

Obligaţiile OST cu privire la reglajul tensiunii şi la gestionarea

puterii reactive în cadrul operării sistemului

98. În cazul în care tensiunea la punctul de racordare la sistemul de transport se află în afara intervalelor definite în anexa nr.1, OST aplică reglajul tensiunii şi măsurile de remediere pentru gestionarea puterii reactive în conformitate cu subpct. 74.3, pentru a restabili tensiunea la punctul de racordare în intervalul specificat în anexa nr.1 şi în intervalul de timp prevăzut la pct.56 – 59 şi la pct.195 - 197 din Codul privind racordarea.

99. Atunci când face analiza siguranţei în funcţionare, OST ţine cont de valorile tensiunii la care se pot deconecta USS racordate la sistemul de transport, care nu fac obiectul cerinţelor prevăzute în Codul privind racordarea.

100. OST asigură rezerve de putere reactivă, cu volum şi răspuns în timp adecvate, pentru a menţine tensiunile în zona sa de control şi pe liniile de interconexiune în limitele stabilite în anexa nr.1.

101. OST în comun cu OST învecinaţi cu care este interconectat prin linii de interconexiune în curent alternativ stabilesc regimul adecvat de reglaj al tensiunii pentru a se asigura că sunt respectate limitele comune de siguranţă în funcţionare stabilite în conformitate cu pct.87.

102. OST stabileşte cu fiecare OSD racordat la sistemul de transport valorile de referinţă ale puterii reactive, intervalele factorilor de putere şi valorile de referinţă de tensiune pentru reglajul tensiunii la punctul de racordare dintre OST şi OSD în conformitate cu pct.217 – 220 din Codul privind racordarea. Pentru a se asigura că aceşti parametri sunt menţinuţi, fiecare OSD racordat la sistemul de transport îşi utilizează resursele de putere reactivă şi are dreptul de a da dispoziţii privind reglajul tensiunii către USS racordate la sistemul de distribuţie.

103. OST are dreptul să utilizeze toate capabilităţile de putere reactivă disponibile conectate la sistemul de transport în zona sa de control pentru a gestiona în mod eficace puterea reactivă şi pentru a menţine domeniile de tensiune stabilite în anexa nr.1.

104. OST, în mod direct sau indirect, în coordonare cu OSD racordate la sistemul de transport, operează acolo unde este cazul resursele de putere reactivă din zona sa de control, inclusiv blocarea reglajului automat tensiune/putere reactivă al transformatoarelor, reducerea tensiunii şi deconectarea consumului pe criteriul scăderii tensiunii pentru a menţine limitele de siguranţă în funcţionare şi pentru a preveni o prăbuşire a tensiunii sistemului de transport.

105. OST stabileşte măsurile de reglaj al tensiunii în cooperare cu USS şi OSD, racordate la sistemul de transport, precum şi în cooperare cu OST învecinaţi.

106. Atunci când este relevant pentru reglajul tensiunii şi pentru gestionarea puterii reactive în sistemul de transport, OST poate solicita, în coordonare cu un OSD, unui USS racordate la sistemul de distribuţie să urmeze dispoziţiile privind reglajul tensiunii.

Capitolul III

GESTIONAREA CURENTULUI DE SCURTCIRCUIT

107. OST stabileşte:

107.1. curentul de scurtcircuit maxim la care este depăşită capacitatea nominală a întrerupătoarelor şi a altor echipamente; şi

107.2. curentul de scurtcircuit minim pentru funcţionarea corectă a echipamentelor de protecţie.

108. OST efectuează calculul curentului de scurtcircuit pentru a evalua impactul OST învecinaţi, al USS şi al sistemelor de distribuţie racordate la sistemul de transport, inclusiv al sistemelor de distribuţie închise, asupra nivelurilor curentului de scurtcircuit în sistemul de transport. În cazul în care un sistem de distribuţie racordat la sistemul de transport, inclusiv un sistem de distribuţie închis, are un impact asupra nivelurilor curentului de scurtcircuit, aceasta trebuie inclus în calculul curentului de scurtcircuit pentru sistemul de transport.

109. La efectuarea calculelor curentului de scurtcircuit, OST are următoarele obligaţii:

109.1. să utilizeze datele cele mai exacte şi de înaltă calitate disponibile;

109.2. să ţină cont de standardele internaţionale;

109.3. să ia în considerare ca bază a calculului curentului maxim de scurtcircuit condiţiile operaţionale, care oferă cel mai înalt nivel posibil de curent de scurtcircuit, inclusiv curentul de scurtcircuit de la alte sisteme de transport şi sisteme de distribuţie, inclusiv din sisteme de distribuţie închise.

110. OST aplică măsuri operaţionale sau de altă natură pentru a preveni abaterile de la limitele maxime şi minime ale curentului de scurtcircuit prevăzute în prezenta secţiune, în orice interval de timp şi pentru toate echipamentele de protecţie. În cazul în care se produce o astfel de abatere, OST activează măsuri de remediere sau aplică alte măsuri pentru a asigura restabilirea limitelor prevăzute în prezenta secţiune. O abatere de la limitele respective este permisă numai în timpul secvenţelor de comutare.

Capitolul IV

GESTIONAREA FLUXULUI DE PUTERE

111. OST stabileşte încărcarea permanentă admisibilă şi suprasarcina tranzitorie pentru fiecare element al sistemului de transport al zonei sale de control. Pentru elementele care nu sunt gestionate nemijlocit de OST, valorile permanent admisibile şi a suprasarcinilor tranzitorii vor fi prezentate OST de către OSD şi de alte entităţi care gestionează elemente din zona de control a OST.

112. OST menţine fluxurile de putere în limitele de siguranţă în funcţionare definite atunci când sistemul este în starea sa normală de funcţionare şi după producerea unei contingenţe din lista de contingenţe prevăzută la pct.114.

113. În situaţia cu (N-1) elemente în funcţiune, în starea normală de funcţionare, OST îşi menţine fluxurile de putere în limitele suprasarcinilor tranzitorii admisibile prevăzute la subpct. 84.3, având pregătite măsurile de remediere care să fie aplicate şi executate în intervalul de timp prevăzut pentru suprasarcinile tranzitorii admisibile.

Capitolul V

ANALIZA ŞI GESTIONAREA CONTINGENŢELOR

Secţiunea 1

Lista de contingenţe

114. OST stabileşte o listă de contingenţe, care include contingenţe interne şi externe din zona sa de observabilitate, evaluând dacă vreuna dintre aceste contingenţe pune în pericol siguranţa în funcţionare a zonei de control a OST. Lista de contingenţe trebuie să includă atât contingenţele obişnuite, cât şi contingenţele excepţionale identificate prin aplicarea metodologiei elaborate în conformitate cu secţiunea a 4-a titlul II Partea a Treia.

115. Pentru a stabili o listă de contingenţe, OST clasifică fiecare contingenţă drept obişnuită, excepţională sau extraordinară, luând în considerare probabilitatea apariţiei şi următoarele principii:

115.1. fiecare OST clasifică contingenţele pentru propria sa zonă de control;

115.2. atunci când condiţiile operaţionale sau meteorologice sporesc semnificativ probabilitatea apariţiei unei contingenţe excepţionale, OST trebuie să includă respectiva situaţie în propria listă a situaţiilor de urgenţă; şi

115.3. pentru a ţine seama de contingenţele excepţionale cu impact ridicat asupra propriului sistem de transport sau asupra sistemelor de transport învecinate, OST trebuie să includă respectiva situaţie în propria listă a situaţiilor de urgenţă.

116. Fiecare OSD şi USS conectat la sistemul de transport care este o instalaţie de producere a energiei electrice trebuie să furnizeze toate informaţiile relevante pentru analiza contingenţelor, solicitate de OST, inclusiv date despre prognoze şi date în timp real, cu o posibilă agregare a datelor în conformitate cu pct.180.

117. OST coordonează analiza contingenţelor în ceea ce priveşte coerenţa listei de contingente cel puţin cu operatorii sistemelor de transport din zona sa de observabilitate, în conformitate cu secţiunea a 4-a titlul II Partea a Treia.

118. OST informează operatorii sistemelor de transport din zona sa de observabilitate cu privire la contingenţele externe incluse în propria listă de contingenţe.

119. OST informează, cu suficient timp înainte, operatorii sistemelor de transport în cauză din zona sa de observabilitate cu privire la intenţia de efectuare a unor modificări topologice asupra elementelor sistemului său de transport, care sunt incluse ca contingenţe externe în listele de contingenţe ale operatorilor sistemelor de transport vizaţi.

120. OST se asigură că datele în timp real sunt suficient de precise pentru a permite convergenţa calculelor sarcină-flux care se fac în cadrul analizei contingenţelor.

Secţiunea 2

Analiza contingenţelor

121. OST efectuează analiza contingenţelor în zona sa de observabilitate pentru a identifica contingenţele care periclitează sau sunt de natură să pericliteze siguranţa în funcţionare a zonei sale de control şi identifică măsurile de remediere care pot fi necesare pentru a soluţiona contingenţele, inclusiv atenuarea efectelor contingenţelor excepţionale.

122. OST se asigură că eventualele încălcări ale limitelor de siguranţă în funcţionare din zona sa de control care sunt identificate prin analiza contingenţelor nu periclitează siguranţa în funcţionare a sistemului său de transport sau a sistemelor de transport interconectate.

123. OST efectuează analiza contingenţelor pe baza prognozelor datelor operaţionale şi a datelor operaţionale în timp real din zona sa de observabilitate. Punctul de plecare pentru analiza contingenţelor în situaţia cu N elemente în funcţiune este topologia relevantă a sistemului de transport, care include retragerile din exploatare planificate în etapele de planificare operaţională.

Secţiunea 3

Tratarea contingenţelor

124. OST evaluează riscurile asociate fiecărei contingenţe după ce face simularea tuturor contingenţelor din lista de contingente şi după ce evaluează dacă îşi poate menţine sistemul de transport în limitele de siguranţă în funcţionare în situaţia cu (N-1) elemente în funcţiune.

125. Atunci când OST estimează că riscurile asociate unei contingenţe sunt atât de semnificative încât nu ar fi în măsură să pregătească şi să activeze măsuri de remediere în timp util pentru a preveni nerespectarea criteriului (N-1) sau în cazul în care există un risc de propagare a unei perturbaţii în sistemul de transport interconectat, OST pregăteşte şi activează, cât mai curând posibil, măsuri de remediere pentru a asigura conformitatea cu criteriul (N-1).

126. În cazul unei situaţii cu (N-1) elemente în funcţiune cauzate de o perturbaţie, OST activează o măsură de remediere pentru a se asigura că sistemul de transport revine la starea normală de funcţionare cât mai curând posibil şi că această situaţie cu (N-1) elemente în funcţiune devine noua situaţie cu N elemente în funcţiune.

127. OST nu este obligat să respecte criteriul (N-1) în următoarele situaţii:

127.1. în timpul secvenţelor de comutare;

127.2. pe durata necesară pregătirii şi activării măsurilor de remediere.

Capitolul VI

PROTECŢIE

Secţiunea 1

Cerinţe generale de protecţie

128. OST operează sistemul de transport cu echipamentele de protecţie şi cu echipamentele de protecţie de rezervă necesare pentru a preveni automat propagarea perturbaţiilor care ar putea periclita siguranţa în funcţionare a propriului sistem de transport şi a sistemului de transport interconectat.

129. OST reexaminează, cel puţin o dată la 5 ani, strategia şi conceptele de protecţie şi le actualizează, dacă este necesar, pentru a asigura funcţionarea corectă a echipamentelor de protecţie şi menţinerea siguranţei în funcţionare.

130. După o operaţiune de protecţie care a avut impact în afara zonei de control a OST, care include liniile de interconexiune, respectivul OST evaluează dacă echipamentele de protecţie din zona sa de control au funcţionat conform planificării şi ia măsuri de remediere, dacă este necesar.

131. OST specifică valori de referinţă pentru echipamentele de protecţie ale sistemului său de transport, care să asigure eliminarea defectului în mod fiabil, rapid şi selectiv, inclusiv pentru protecţia de rezervă pentru eliminarea defectului în cazul unei defecţiuni a sistemului de protecţie principal.

132. Înainte de intrarea în funcţiune a echipamentului de protecţie sau a echipamentului de protecţie de rezervă sau în urma oricăror modificări, OST stabileşte, de comun acord cu OST învecinaţi, definirea valorilor de referinţă de protecţie pentru liniile de interconexiune şi coordonează acţiunile sale cu operatorii sistemelor de transport respectivi înainte de a schimba valorile.

133. În cazul în care OST utilizează o schemă de protecţie specială, acesta trebuie:

133.1. să se asigure că fiecare schemă de protecţie specială acţionează în mod selectiv, fiabil şi eficace;

133.2. să evalueze, la momentul elaborării unei scheme de protecţie specială, consecinţele asupra sistemului de transport în caz de funcţionare incorectă, ţinând cont de impactul asupra operatorii sistemelor de transport vizaţi;

133.3. să verifice dacă schema de protecţie specială are o fiabilitate comparabilă pentru sistemele de protecţie utilizate la protecţia primară a elementelor sistemului de transport;

133.4. să opereze sistemul de transport cu schema de protecţie specială în limitele de siguranţă în funcţionare stabilite în conformitate cu secţiunea a 8- cap. I titlul I Partea a Doua;

133.5. să coordoneze funcţiile schemei de protecţie specială, principiile de activare şi valorile de referinţă cu OST învecinaţi şi cu OSD racordaţi la sistemul de transport afectaţi, inclusiv sistemele de distribuţie închise şi USS racordaţi la sistemul de transport afectaţi.

Secţiunea 2

Monitorizarea şi evaluarea stabilităţii dinamice

134. OST monitorizează stabilitatea dinamică a sistemului de transport prin intermediul unor studii realizate offline, în conformitate cu pct.139. OST face schimb de date relevante pentru monitorizarea stabilităţii dinamice a sistemului de transport cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sa sincronă.

135. OST efectuează un studiu de evaluare a stabilităţii dinamice cel puţin o dată pe an pentru a identifica limitele de stabilitate şi posibilele probleme de stabilitate în sistemul său de transport. OST şi toţi operatorii sistemelor de transport din zona sincronă coordonează evaluările stabilităţii dinamice, care acoperă total sau parţial zonă sincronă.

136. Atunci când efectuează evaluări coordonate ale stabilităţii dinamice, OST şi operatorii sistemelor de transport în cauză stabilesc:

136.1. sfera evaluării coordonate a stabilităţii dinamice, cel puţin în ceea ce priveşte modelul comun de reţea;

136.2. setul de date care trebuie schimbate între OST şi operatorii sistemelor de transport în cauză pentru a realiza evaluarea coordonării stabilităţii dinamice;

136.3. o listă a scenariilor stabilite de comun acord cu privire la evaluarea coordonată a stabilităţii dinamice;

136.4. o listă contingenţe stabilite de comun acord sau a perturbaţiilor al căror impact se evaluează prin evaluarea coordonată a stabilităţii dinamice.

137. În cazul unor probleme de stabilitate din cauza oscilaţiilor interzonale prost amortizate care afectează mai mulţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă, fiecare operator al sistemului de transport participă la o evaluare coordonată a stabilităţii dinamice la nivelul zonei sincrone cât mai curând posibil şi furnizează datele necesare pentru această evaluare. Aceste evaluări sunt iniţiate şi efectuate de către operatorii sistemelor de transport vizaţi sau de către ENTSO-E.

138. Atunci când OST identifică o potenţială influenţă asupra stabilităţii tensiunii, a stabilităţii de unghi rotoric sau a stabilităţii frecvenţei în relaţie cu alte sisteme de transport interconectate, OST trebuie să coordoneze metodele utilizate în evaluarea stabilităţii dinamice, furnizând datele necesare, planificând măsurile de remediere comune care vizează îmbunătăţirea stabilităţii, inclusiv procedurile de cooperare cu operatorii sistemelor de transport relevanţi.

139. Atunci când decide cu privire la metodele utilizate pentru evaluarea stabilităţii dinamice, OST aplică următoarele reguli:

139.1. în cazul în care, în ceea ce priveşte lista de contingenţe, limitele de regim staţionar sunt atinse înainte de limitele de stabilitate, OST îşi bazează evaluarea stabilităţii dinamice numai pe studiile de stabilitate offline efectuate în faza de planificare operaţională pe termen mai lung;

139.2. dacă, în condiţii de retragere din exploatare planificată, cu privire la lista de contingenţe, limitele de regim staţionar şi limitele de stabilitate sunt apropiate sau limitele de regim staţionar sunt atinse înainte de limitele de stabilitate, OST efectuează o evaluare a stabilităţii dinamice în etapa de planificare operaţională pe o zi, cu menţinerea acestor condiţii. OST planifică măsuri de remediere care urmează să fie utilizate în decursul operării în timp real, dacă este necesar; şi

139.3. dacă sistemul de transport este în situaţia cu N elemente în funcţiune cu privire la lista de contingenţe şi limitele de regim staţionar sunt atinse înainte de limitele de stabilitate, OST trebuie să efectueze o evaluare a stabilităţii dinamice în toate etapele planificării operaţionale şi să reevalueze limitele de stabilitate cât mai curând posibil după depistarea unei schimbări semnificative în ceea ce priveşte situaţia cu N elemente în funcţiune.

Secţiunea 3

Gestionarea stabilităţii dinamice

140. În cazul în care evaluarea stabilităţii dinamice indică faptul că există o nerespectare a limitelor de stabilitate, OST în comun cu operatorii sistemelor de transport în ale căror zone de control a apărut această nerespectare concep, pregătesc şi activează măsuri de remediere pentru a menţine stabilitatea sistemului de transport. Aceste măsuri de remediere pot presupune implicarea USS.

141. OST se asigură că timpul de eliminare a defectului, în cazul defectelor care pot duce la starea de instabilitate de zonă extinsă a sistemului de transport, este mai scurt decât timpul critic de eliminare a defectului calculat de OST în evaluarea stabilităţii dinamice efectuată în conformitate cu secţiunea a 2-a din prezentul capitol.

142. În ceea ce priveşte cerinţele referitoare la nivelul minim de inerţie care sunt relevante pentru stabilitatea de frecvenţă la nivelul zonei sincrone, OST:

142.1. participă în comun cu toţi operatorii sistemelor de transport din zona sincronă la studiul comun pentru zona sincronă pentru a identifica dacă trebuie stabilite cerinţe minime de inerţie, luând în considerare costurile şi beneficiile, precum şi posibile alternative;

142.2. în comun cu toţi operatorii sistemelor de transport din zona sincronă, efectuează o analiză periodică şi o actualizare a studiului prevăzut la subpct. 142.1, o dată la 2 ani;

142.3. transmite ANRE studiul prevăzut la subpct. 142.1;

142.4. în cazul în care studiul menţionat la subpct. 142.1 demonstrează necesitatea de a se defini inerţia minimă necesară, OST în comun cu toţi operatorii sistemelor de transport din zona sincronă elaborează o metodologie pentru definirea inerţiei minime necesare în vederea menţinerii siguranţei în funcţionare şi a prevenirii nerespectării limitelor de stabilitate. Metodologia respectivă trebuie să respecte principiile eficienţei şi proporţionalităţii, să fie elaborată în termen de şase luni de la finalizarea studiului prevăzut la subpct. 142.1 şi trebuie actualizată în termen de şase luni de data actualizării şi punerii la dispoziţie a studiului corespunzător; şi;

142.5. implementează în operarea în timp real inerţia minimă în propria zonă de control, în conformitate cu metodologia definită şi cu rezultatele obţinute conform subpct. 142.4.

TITLUL II

SCHIMBUL DE DATE

Capitolul I

CERINŢE GENERALE PRIVIND SCHIMBUL DE DATE

Secţiunea 1

Organizare, roluri, responsabilităţi şi calitatea schimbului de date

143. Schimbul şi furnizarea de date şi informaţii în temeiul prezentului titlu reflectă, în măsura posibilului, situaţia reală şi situaţia prognozată a sistemului de transport.

144. OST este responsabil de furnizarea şi utilizarea datelor şi a informaţiilor de înaltă calitate.

145. OST colectează următoarele informaţii cu privire la zona sa de observabilitate şi schimbă aceste date cu operatorii sistemelor de transport relevanţi în măsura în care acest lucru este necesar pentru efectuarea analizei siguranţei în funcţionare, în conformitate cu secţiunea a 1-a titlul II Partea a Treia:

145.1. producere;

145.2. consum;

145.3. programe;

145.4. poziţii de echilibrare;

145.5. retrageri planificate din exploatare şi topologiile staţiilor de transformare;

145.6. prognoze.

146. OST reprezintă informaţiile prevăzute la pct.145 ca injecţii şi retrageri de la fiecare nod al modelului individual de reţea al OST menţionat în secţiunea a 1-a titlul I Partea a Treia.

147. În coordonare cu OSD şi USS, OST determină aplicabilitatea şi sfera schimbului de date, pe baza următoarelor categorii:

147.1. date structurale, în conformitate cu secţiunea a 1-a cap. V din prezentul titlu;

147.2. date referitoare la programare şi prognoze, în conformitate cu secţiunea a 2-a cap. V din prezentul titlu;

147.3. date în timp real, în conformitate cu secţiunea a 2-a cap. III din prezentul titlu, secţiunea a 3-a cap. IV din prezentul titlu şi cu secţiunea a 2-a cap. V din prezentul titlu;

147.4. dispoziţii, în conformitate cu secţiunea a 3-a cap. V din prezentul titlu şi secţiunile 1 – 2 cap. VI din prezentul titlu.

148. OST aplică cerinţele organizatorice, rolurile şi responsabilităţile în ceea ce priveşte schimbul de date, aplicate la nivelul ENTSO-E.

149. OST stabileşte de comun acord cu OSD relevanţi procese eficace, eficiente şi proporţionale pentru furnizarea şi gestionarea schimburilor de date între aceştia, inclusiv, în cazul în care este necesar pentru operarea eficientă a reţelei, furnizarea de date referitoare la sistemele de distribuţie şi USS. Fără a aduce atingere formatului de raportare a datelor şi a informaţiilor stabilite în contextul pct.148, OST agreează cu OSD relevanţi formatul schimbului de date.

150. USS racordaţi la sistemul de transport trebuie să aibă acces la datele legate de instalaţiile de reţea puse în funcţiune la respectivul punctul de racordare.

151. OST stabileşte de comun acord cu OSD racordaţi la sistemul de transport sfera informaţiilor suplimentare pe care trebuie să le schimbe între ei în ceea ce priveşte instalaţiile de reţea puse în funcţiune.

152. OSD cu un punct de racordare la sistemul de transport au dreptul să obţină informaţii structurale, programate şi în timp real relevante de la OST şi să culeagă informaţiile structurale, programate şi în timp real relevante de la OSD învecinaţi. OSD învecinaţi determină, în mod coordonat, sfera informaţiilor care pot fi schimbate.

Capitolul II

SCHIMBUL DE DATE ÎNTRE OST

Secţiunea 1

Schimbul de date structurale şi prognozate

153. OST face schimb de informaţii structurale cu OST învecinaţi în legătură cu zona lor de observabilitate, care includ cel puţin:

153.1. topologia obişnuită a staţiilor de transformare şi alte date relevante, pe nivel de tensiune;

153.2. date tehnice privind liniile de transport;

153.3. date tehnice privind transformatoarele care conectează OSD, USS care sunt locuri de consum şi transformatoarele-bloc ale generatoarelor USS care sunt instalaţii de producere a energiei electrice;

153.4. valorile maxime şi minime ale puterii active şi reactive ale USS care sunt module de generare;

153.5. date tehnice privind transformatoarele schimbătoare de fază;

153.6. date tehnice privind sistemele HVDC;

153.7. date tehnice privind bobinele de reactanţă, condensatorii şi compensatoarele statice de putere reactivă (VAR);

153.8. limitele de siguranţă în funcţionare definite de fiecare OST în conformitate cu secţiunea a 8-a cap. I titlul I Partea a Doua.

154. Pentru a coordona protecţia sistemelor lor de transport, OST şi OST învecinaţi îşi comunică reciproc valorile de referinţă ale protecţiei liniilor pentru care există contingenţe incluse ca contingenţe externe în listele lor de contingenţe.

155. Pentru a-şi coordona analiza siguranţei în funcţionare şi pentru a stabili modelul comun de reţea în conformitate cu secţiunile 4 - 7 titlul I Partea a Treia, OST schimbă, cel puţin cu toţi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din aceeaşi zona sincronă, cel puţin următoarele date:

155.1. topologia sistemelor de transport cu tensiune de cel puţin 220 kV şi mai mare din zona sa de control;

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

155.3. limitele termice ale elementelor sistemului de transport;

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

156. Pentru a-şi coordona şi pentru a efectua evaluările stabilităţii dinamice în conformitate cu pct.135 şi 137, OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din aceeaşi zona sincronă sau din partea sa relevantă fac schimb cu următoarele date:

156.1. date privind USS care sunt module de generare, inclusiv următoarele elemente, dar fără a se limita la:

156.1.1. parametrii electrici ai generatorului, adecvaţi pentru evaluarea stabilităţii dinamice, inclusiv inerţia totală;

156.1.2. modelele de protecţie;

156.1.3. generatorul şi agregatul primar;

156.1.4. descrierea transformatorului ridicător;

156.1.5. valoarea minimă şi maximă a puterii reactive;

156.1.6. modelele de reglaj al vitezei şi modelele de tensiune;

156.1.7. modelele de agregat primar şi modele de sistem de excitaţie potrivite pentru perturbaţiile importante;

156.2. datele privind tipul de reglaj şi intervalul de reglaj de tensiune în ceea ce priveşte comutatorul de ploturi, inclusiv descrierea comutatoarelor de ploturi în sarcină existente, precum şi datele privind tipul de reglaj şi intervalul de reglaj de tensiune în ceea ce priveşte transformatoarele ridicătoare şi de reţea;

156.3. datele privind sistemele HVDC şi dispozitivele FACTS referitoare la modelele dinamice ale sistemului sau ale dispozitivului şi reglajul aferent în condiţii de perturbaţie importantă.

Secţiunea 2

Schimbul de date în timp real

157. În conformitate cu secţiunile 1 – 2 cap. I titlul I Partea a Doua, OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din aceeaşi zona sincronă următoarele fac schimb de date cu privire la starea sistemului lor de transport, utilizând instrumentul informatic pentru schimbul de date în timp real la nivel paneuropean, după cum prevede ENTSO-E:

157.1. frecvenţa;

157.2. abaterea de reglaj la restabilirea frecvenţei;

157.3. transferurile măsurate de putere activă între zonele RFP;

157.4. informaţiile referitoare la agregarea generării;

157.5. starea sistemului în conformitate cu secţiunea a 1-a cap. I titlul I Partea a Doua;

157.6. valoarea de referinţă al regulatorului de frecvenţă-putere;

157.7. transferul de putere prin intermediul liniilor de interconexiune virtuale.

158. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sa de observabilitate fac schimb cu următoarele tipuri de date care vizează sistemul de transport al acestora, prin intermediul schimburilor de date în timp real între sistemele de control de supraveghere şi achiziţie de date (SCADA) ale operatorilor sistemelor de transport şi sistemele de gestionare a energiei (EMS):

158.1. topologia reală a staţiei de transformare;

158.2. puterea activă şi reactivă în celula de linie, inclusiv transportul, distribuţia şi liniile dintre USS;

158.3. puterea activă şi reactivă în celula de transformator, inclusiv transportul, distribuţia şi transformatoarele dintre USS;

158.4. puterea activă şi reactivă în celula instalaţiei de producere a energiei electrice;

158.5. poziţiile de reglaj ale transformatoarelor, inclusiv ale transformatoarelor schimbătoare de fază;

158.6. tensiunea măsurată sau estimată a barei colectoare;

158.7. putere reactivă în celula bobinei de reactanţă şi condensatorului sau din compensatorul static de putere reactivă;

158.8. restricţii privind capacităţile de producere de putere activă şi reactivă cu privire la zona de observabilitate.

159. OST are dreptul de a solicita tuturor operatorilor sistemelor de transport din zona sa de observabilitate să furnizeze imagini instantanee în timp real ale datelor referitoare la starea estimată din zona de control a respectivului OST, dacă acest lucru este relevant pentru siguranţa în funcţionare a sistemului de transport al OST solicitant.

Capitolul III

SCHIMBUL DE DATE ÎNTRE OST ŞI OSD

ÎN INTERIORUL ZONEI DE REGLAJ A OST

Secţiunea 1

Schimbul de date structurale

160. OST stabileşte zona de observabilitate din sistemele de distribuţie racordate la sistemul de transport necesară pentru ca OST să stabilească starea sistemului în mod corect şi eficient, în baza metodologiei aplicate în conformitate cu secţiunea a 4-a titlul II Partea a Treia.

161. În cazul în care OST consideră că un sistem de distribuţie neracordat la sistemul de transport are o influenţă semnificativă în ceea ce priveşte tensiunea, fluxurile de putere sau alţi parametri de reprezentare a comportamentului sistemului de transport, acest sistem de distribuţie este definit de OST ca făcând parte din zona de observabilitate în conformitate cu secţiunea a 4-a titlul II Partea a Treia.

162. Informaţiile structurale legate de zona de observabilitate prevăzută la pct.160 şi 161, pe care fiecare OSD le furnizează OST includ cel puţin:

162.1. staţii de transformare, pe tensiune;

162.2. liniile care conectează staţiile de transformare, prevăzute la subpct. 162.1;

162.3. transformatoarele din staţiile de transformare, prevăzute la subpct. 162.1;

162.4. USS;

162.5. bobinele de reactanţă şi condensatorii conectaţi la staţiile de transformare prevăzute la subpct. 162.1.

163. Fiecare OSD racordat la sistemul de transport furnizează OST o actualizare a informaţiilor structurale în conformitate cu pct.162 cel puţin o dată la 6 luni.

164. Fiecare OSD racordat la sistemul de transport trebuie să prezinte lunar OST, pe surse de energie primară, informaţii cu privire la capacitatea totală de producere agregată a modulelor de generare de tip A (inclusiv instalate la locurile de consum), care fac obiectul cerinţelor Codului privind racordarea, precum şi cele mai bune estimări posibile ale capacităţii de producere ale modulelor de generare de tip A (inclusiv instalate la locurile de consum), care nu fac obiectul cerinţelor Codului privind racordarea sau care beneficiază de o derogare de la aceste cerinţe, racordate la sistemul său de distribuţie, precum şi informaţiile conexe privind comportamentul acestor unităţi în ceea ce priveşte frecvenţa.

Secţiunea 2

Schimbul de date în timp real

165. Dacă OST nu prevede altfel, fiecare OSD furnizează OST la al cărui sistem de transport este conectat, în timp real, informaţiile referitoare la zona de observabilitate a OST, menţionate la pct.160 şi 161, inclusiv:

165.1. topologia reală a staţiei de transformare;

165.2. puterea activă şi reactivă în celula de linie;

165.3. puterea activă şi reactivă în celula de transformare;

165.4. injecţia de putere activă şi reactivă în celula instalaţiei de producere a energiei electrice;

165.5. poziţiile ploturilor din transformatoarele conectate la sistemul de transport;

165.6. tensiunile în bara colectoare;

165.7. puterea reactivă în celula bobinei de reactanţă şi a condensatorului;

165.8. cele mai bune date disponibile pentru producerea agregată pe sursă de energie primară în zona OSD, inclusiv producerea nemijlocită din surse instalate la locurile de consum;

165.9. cele mai bune date disponibile pentru consumul agregat în zona OSD.

Capitolul IV

SCHIMBUL DE DATE ÎNTRE OST, PROPRIETARII DE LINII DE

INTERCONEXIUNE SAU ALTE LINII ŞI MODULE DE GENERARE

CONECTATE LA SISTEMUL DE TRANSPORT

Secţiunea 1

Schimbul de date structurale

166. Fiecare USS care este proprietar al unei instalaţii de producere a energiei electrice cu un modul de generare de tip D racordat la sistemul de transport are obligaţia de a furniza OST cel puţin următoarele date:

166.1. datele generale privind modulul de generare, inclusiv puterea instalată şi sursa de energie primară;

166.2. date privind turbinele şi instalaţia de producere a energiei electrice, inclusiv timpul de pornire la cald şi la rece;

166.3. date pentru calculul curentului de scurtcircuit;

166.4. date privind transformatorul instalaţiei de producere a energiei electrice;

166.5. datele RSF ale modulelor de generare care oferă sau furnizează acest serviciu, în conformitate cu secţiunea a 2-a titlul V Partea a Patra;

166.6. datele RRF ale modulelor de generare care oferă sau furnizează acest serviciu, în conformitate cu secţiunea a 2-a titlul VI Partea a Patra;

166.7. datele RI ale modulelor de generare care oferă sau furnizează acest serviciu, în conformitate cu secţiunea a 5-a titlul VI Partea a Patra;

166.8. datele necesare pentru restaurarea sistemului de transport;

166.9. datele şi modelele necesare pentru efectuarea simulării dinamice;

166.10. date privind protecţia;

166.11. datele necesare pentru stabilirea costurilor măsurilor de remediere, în conformitate cu subpct. 266.2; atunci când OST recurge la mecanisme bazate pe piaţă în conformitate cu pct.8.4, furnizarea preţurilor care trebuie plătite de către OTS se consideră suficientă;

166.12. capacitatea puterii reactive pentru reglarea tensiunii.

167. Fiecare USS care este proprietar al unei instalaţii de producere a energiei electrice cu un modul de generare de tip B sau de tip C racordat la sistemul de transport are obligaţia de a furniza OST cel puţin următoarele date:

167.1. datele generale privind modulul de generare, inclusiv puterea instalată şi sursa de energie primară;

167.2. date pentru calculul curentului de scurtcircuit;

167.3. date RSF în conformitate cu definiţia şi cerinţele prevăzute în secţiunea a 3-a cap. II titlul VII Partea a Patra pentru modulele de generare care oferă sau furnizează acest serviciu;

167.4. datele RRF ale modulelor de generare care oferă sau furnizează acest serviciu;

167.5. datele RI ale modulelor de generare care oferă sau furnizează acest serviciu;

167.6. date privind protecţia;

167.7. date privind capacitatea de reglaj al puterii reactive;

167.8. datele necesare pentru stabilirea costurilor măsurilor de remediere, în conformitate cu subpct. 266.2; atunci când OST recurge la mecanisme bazate pe piaţă în conformitate cu pct.8.4, furnizarea preţurilor care trebuie plătite de către OTS se consideră suficientă;

167.9. datele necesare pentru efectuarea evaluării stabilităţii dinamice în conformitate cu Secţiunea a 2-a cap. VI titlul I Partea A Doua.

168. OST poate solicita proprietarului instalaţiei de producere a energiei electrice cu un modul de generare racordat la sistemul de transport să furnizeze date suplimentare, dacă este cazul, pentru analiza siguranţei în funcţionare, în conformitate cu titlul II Partea a Treia.

169. Fiecare proprietar al unui sistem HVDC sau al unei linii de interconexiune furnizează OST următoarele date privind sistemul HVDC sau linia de interconexiune:

169.1. datele nominale ale instalaţiei;

169.2. datele privind transformatoarele;

169.3. date privind filtrele şi băncile de filtre;

169.4. date privind compensarea puterii reactive;

169.5. date privind capacitatea de reglaj al puterii active;

169.6. date privind capacitatea de reglaj a puterii reactive şi a tensiunii;

169.7. date privind întâietatea modului de funcţionare putere activă sau putere reactivă, dacă este cazul;

169.8. date privind capacitatea de răspuns la abaterile de frecvenţă;

169.9. date privind modelele dinamice pentru simularea dinamică;

169.10. date privind protecţia;

169.11. date privind capacitatea de trecere peste defect.

170. Fiecare proprietar al unei linii de interconexiune în curent alternativ furnizează OST cel puţin următoarele date:

170.1. datele nominale ale instalaţiei;

170.2. date privind parametrii electrici;

170.3. date privind protecţiile asociate.

Secţiunea 2

Schimbul de date programat

171. Fiecare USS care este proprietar al unei instalaţii de producere a energiei electrice cu un modul de generare de tip B, C sau D racordat la sistemul de transport furnizează OST date cel puţin cu privire la:

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

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

171.3. orice restricţie prognozată a capacităţii de reglaj al puterii reactive;

172. Fiecare operator de sistem HVDC furnizează OST date cel puţin cu privire la:

172.1. programarea în ceea ce priveşte puterea activă şi disponibilitatea acesteia, pe baza planificării pe o zi şi intrazilnice;

172.2. fără întârziere, orice indisponibilitate programată sau restricţie a puterii active;

172.3. orice restricţie prognozată a capacităţii de reglaj al puterii reactive sau al tensiunii.

173. Fiecare operator de linie de interconexiune în curent alternativ sau operator de linie furnizează OST datele privind indisponibilitatea prevăzută sau restricţiile de putere activă.

Secţiunea 3

Schimbul de date în timp real

174. Dacă OST nu prevede altfel, fiecare USS care este proprietar al unei instalaţii de producere a energiei electrice cu un modul de generare de tip B, C sau D furnizează OST, în timp real, date cel puţin cu privire la:

174.1. poziţia întrerupătoarelor la punctul de racordare sau la un alt punct de interacţiune convenit cu OST;

174.2. puterea activă şi reactivă la punctul de racordare sau la un alt punct de interacţiune convenit cu OST;

174.3. în cazul instalaţiei de producere a energiei electrice cu alt consum decât cel auxiliar, puterea activă şi reactivă netă.

175. Dacă OST nu prevede altfel, fiecare proprietar al unui sistem HVDC sau al unei linii de interconexiune în curent alternativ trebuie să pună la dispoziţia OST, în timp real, cel puţin următoarele date care vizează punctul de racordare al sistemului HVDC sau al liniei de interconexiune în curent alternativ:

175.1. date privind poziţia întrerupătoarelor;

175.2. starea de funcţionare;

175.3. putere activă şi reactivă.

Capitolul V

SCHIMBUL DE DATE ÎNTRE OST, OSD ŞI MODULELE DE

GENERARE RACORDATE LA SISTEMUL DE DISTRIBUŢIE

Secţiunea 1

Schimbul de date structurale

176. Dacă OST nu prevede altfel, fiecare proprietar al unei instalaţii de producere a energiei electrice cu un modul de generare care este USS în conformitate cu subpct. 2.1 şi prin agregarea USS în conformitate cu subpct. 2.5, racordat la sistemul de distribuţie, trebuie să furnizeze cel puţin următoarele date către OST şi către OSD la care are un punct de racordare:

176.1. datele generale privind modulul de generare, inclusiv puterea instalată şi sursa de energie primară sau tipul de combustibil;

176.2. date RSF în conformitate cu definiţia şi cerinţele prevăzute de secţiunea a 3-a cap. II titlul VII Partea a Patra pentru instalaţiile de producere care oferă sau furnizează serviciul RSF;

176.3. date privind RRF pentru instalaţiile de producere a energiei electrice care oferă sau furnizează serviciul RRF;

176.4. datele RI ale modulelor de generare care oferă sau furnizează serviciul RI;

176.5. date privind protecţia;

176.6. date privind capacitatea de reglaj al puterii reactive;

176.7. date privind capacitatea de acces de la distanţă la întrerupător;

176.8. datele necesare pentru efectuarea simulărilor dinamice în conformitate cu prevederile Codului privind racordarea;

176.9. date privind nivelul de tensiune şi amplasarea fiecărui modul de generare.

177. Fiecare proprietar al unei instalaţii de producere a energiei electrice cu un modul de generare, care este USS în conformitate cu subpct. 2.1 şi 2.5 are obligaţia de a informa OST şi OSD la care are un punct de racordare, în termenul convenit, dar nu mai târziu de prima punere în funcţiune sau de efectuarea oricăror modificări a instalaţiei existente, despre orice modificare a sferei şi a conţinutului datelor enumerate la pct.176.

Secţiunea 2

Schimbul de date programat şi în timp real

178. Dacă OST nu prevede altfel, fiecare proprietar al unei instalaţii de producere a energiei electrice cu un modul de generare care este USS, în conformitate cu subpct. 2.1 şi 2.5, racordat la sistemul de distribuţie trebuie să furnizeze OST şi OSD la care are un punct de racordare, date cel puţin cu privire la:

178.1. indisponibilitatea prevăzută, restricţionarea programată a puterii active şi producerea prognozată de putere activă la punctul de racordare;

178.2. orice restricţie prognozată a capacităţii de reglaj al puterii reactive;

178.3. prin derogare de la subpct. 178.1 şi 178.2, în regiunile cu sistem central de dispecerizare, datele solicitate de OST pentru pregătire programării sale în ceea ce priveşte producerea de putere activă.

179. Dacă OST nu prevede altfel, fiecare proprietar al unei instalaţii de producere a energiei electrice cu un modul de generare care este USS, în conformitate cu subpct. 2.1 şi 2.5 racordat la sistemul de distribuţie trebuie să furnizeze OST şi OSD la care are un punct de racordare, în timp real, date cel puţin cu privire la:

179.1. starea dispozitivelor de comutare şi a întrerupătoarelor la punctul de racordare;

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

180. OST stabileşte, în cooperare cu OSD responsabil, USS care pot fi scutite de la obligaţia de a furniza direct către OST datele în timp real enumerate la pct.179. În astfel de cazuri, OST şi OSD responsabili convin asupra datelor agregate în timp real ale USS respectivi care urmează a fi transmise OST.

Secţiunea 3

Schimbul de date între OST şi OSD privind modulele de generare semnificative

181. Dacă OST nu prevede altfel, fiecare OSD furnizează OST informaţiile specificate în secţiunile 1 – 2 din prezentul capitol, cu frecvenţa şi nivelul de detaliere solicitate de OST.

182. OST pune la dispoziţia OSD, la al cărui sistem de distribuţie sunt racordaţi USS, informaţiile specificate în secţiunile 1 -2 din prezentul capitol, solicitate de OSD.

183. OST poate solicita date suplimentare de la proprietarul unei instalaţii de producere a energiei electrice cu un modul de generare care este USS în conformitate cu subpct. 2.1 şi 2.5, racordat la sistemul de distribuţie, în cazul în care acest lucru este necesar pentru analiza siguranţei în funcţionare şi pentru validarea modelelor.

Capitolul VI

SCHIMBUL DE DATE ÎNTRE OST ŞI LOCURILE DE CONSUM

Secţiunea 1

Schimbul de date între OST şi locurile de consum

racordate la sistemul de transport

184. Dacă OST nu prevede altfel, fiecare proprietar al locului de consum racordat la sistemul de transport furnizează OST următoarele date structurale:

184.1. datele electrice ale transformatoarelor electrice racordate la sistemul de transport;

184.2. caracteristicile sarcinii locului de consum;

184.3. caracteristicile reglajului puterii reactive.

185. Dacă OST nu prevede altfel, fiecare proprietar al locului de consum racordat la sistemul de transport furnizează OST următoarele date:

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

185.2. orice restricţie prognozată a capacităţii de reglaj al puterii reactive;

185.3. în cazul participării la consumul dispecerizabil, un grafic al intervalului său de putere minimă şi maximă structurală care urmează să fie redus;

185.4. prin derogare de la subpct. 185.1, în regiunile cu sistem central de dispecerizare, datele solicitate de OST pentru pregătirea programării sale în ceea ce priveşte producerea de putere activă.

186. Dacă OST nu prevede altfel, fiecare proprietar al locului de consum racordat la sistemul de transport furnizează OST următoarele date în timp real:

186.1. puterea activă şi reactivă la punctul de racordare;

186.2. intervalul de putere minimă şi maximă care urmează să fie redus.

187. Fiecare proprietar al locului de consum racordat la sistemul de transport descrie OST comportamentul său în domeniile de tensiune prevăzute în secţiunea a 1-a cap. II Titlul I Partea a Doua.

Secţiunea 2

Schimbul de date între OST şi locurile de consum racordate la sistemul

de distribuţie sau terţii care participă la consumul dispecerizabil

188. Dacă OST nu prevede altfel, fiecare USS care este loc de consum racordat la sistemul de distribuţie şi care participă la consumul dispecerizabil în alt mod decât prin intermediul unui terţ furnizează următoarele date programate şi în timp real către OST şi către OSD:

188.1. puterea activă minimă şi maximă structurală disponibilă pentru consumul dispecerizabil şi durata maximă şi minimă a oricărei potenţiale utilizări a acestei puteri pentru consumul dispecerizabil;

188.2. o prognoză a puterii active nerestricţionate disponibile pentru consumul dispecerizabil şi orice consum dispecerizabil planificat;

188.3. puterea activă şi reactivă în timp real la punctul de racordare;

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

189. Dacă OST nu prevede altfel, fiecare USS care este un terţ care participă la consumul dispecerizabil, conform definiţiei din pct.263 – 265 din Codul privind racordarea, furnizează OST şi OSD pe o zi şi aproape în timp real şi în numele tuturor locurilor sale de consum racordate la sistemul de distribuţie, următoarele date:

189.1. puterea activă minimă şi maximă structurală disponibilă pentru consumul dispecerizabil şi durata maximă şi minimă a oricărei potenţiale activări a consumului dispecerizabil într-o arie geografică specifică definită de OST şi OSD;

189.2. o prognoză a puterii active nerestricţionate disponibilă pentru consumul dispecerizabil şi orice nivel planificat al consumului dispecerizabil într-o arie geografică specifică definită de OST şi de OSD;

189.3. putere activă şi reactivă în timp real;

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

TITLUL III

CONFORMITATEA

Capitolul I

ROLURI ŞI RESPONSABILITĂŢI

Secţiunea 1

Responsabilitatea USS

190. Fiecare USS notifică OST sau OSD la care are un punct de racordare orice modificare planificată a capacităţilor sale tehnice care ar putea avea un impact asupra conformităţii cu cerinţele prezentelor Linii directoare, înainte de a efectua modificarea respectivă.

191. Fiecare USS notifică OST sau OSD la care are un punct de racordare orice perturbaţie operaţională în instalaţia sa care ar putea avea un impact asupra conformităţii acesteia cu cerinţele prezentelor Linii directoare, cât mai curând posibil după producerea perturbaţiei respective.

192. Fiecare USS va notifica OST sau OSD la care are un punct de racordare programul testelor planificate şi procedurile care trebuie urmate pentru a verifica conformitatea instalaţiei sale cu cerinţele prezentelor Linii directoare, în timp util şi înainte de lansarea acestora. OST sau OSD aprobă în prealabil şi în timp util programul testelor planificate şi procedurile, iar aprobarea nu poate fi refuzată în mod nejustificat. În cazul în care USS are un punct de racordare la OSD şi interacţionează, în conformitate cu pct.191, numai cu OSD, OST are dreptul să solicite de la OSD respectiv rezultatele testelor de conformitate, care sunt relevante pentru siguranţa în funcţionare a sistemului său de transport.

193. La solicitarea OST sau OSD, în conformitate cu pct.113 şi pct.294 Codului privind racordarea, USS efectuează simulări şi teste de conformitate cu respectarea cerinţelor stabilite în Codul privind racordarea, în orice moment pe durata de viaţă a instalaţiei sale şi în special după orice defectare, modificare sau înlocuire a oricăror echipamente, care ar putea avea un impact asupra conformităţii instalaţiei cu cerinţele prezentelor Linii directoare în ceea ce priveşte capacitatea instalaţiei de a atinge valorile declarate, cerinţele temporale aplicabile acelor valori şi disponibilitatea sau furnizarea contractată a serviciilor de sistem. Terţii care furnizează consumul dispecerizabil direct către OST, furnizorii de redispecerizare la modulele de generare sau locurile de consum prin intermediul agregării, precum şi alţi furnizori de rezerve de putere activă trebuie să se asigure că instalaţiile din portofoliul lor respectă cerinţele stabilite în prezentele Linii directoare.

Secţiunea 2

Sarcinile OST cu privire la operarea sistemului

194. OST este responsabil de siguranţa în funcţionare în zona sa de control şi are în special următoarele obligaţii:

194.1. să elaboreze şi să implementeze instrumente pentru operarea reţelelor, care să fie relevante pentru zona sa de control şi legate de operarea în timp real şi de planificarea operaţională;

194.2. să dezvolte şi să implementeze instrumente şi soluţii pentru prevenirea şi remedierea perturbaţiilor;

194.3. să folosească servicii furnizate de terţi, prin intermediul procedurilor de achiziţie, atunci când este cazul, precum redispecerizarea sau comercializarea în contrapartidă, gestionarea congestiilor, rezervele în exploatare şi alte servicii de sistem;

194.4. să respecte scala de clasificare a incidentelor adoptată de către ENTSO-E şi să prezinte ENTSO-E informaţiile necesare pentru îndeplinirea sarcinilor legate de întocmirea scalei de clasificare a incidentelor;

194.5. să monitorizeze anual adecvanţa instrumentelor de operare a reţelei stabilite în conformitate cu subpct. 194.1 şi 194.2, care sunt necesare pentru a menţine siguranţa în funcţionare. OST identifică orice îmbunătăţiri adecvate ale acestor instrumente de operare a reţelei, ţinând seama de rapoartele anuale pregătite de ENTSO-E pe baza scalei de clasificare a incidentelor, în conformitate cu secţiunea a 12-a Partea Întâi. Orice îmbunătăţire identificată va fi implementată ulterior de către OST.

Capitolul II

TESTAREA OPERAŢIONALĂ

Secţiunea 1

Scopul şi responsabilităţile

195. OST şi fiecare OSD sau USS racordat la sistemul de transport pot efectua testarea operaţională a elementelor sistemului său de transport şi respectiv a reţelelor OSD/a instalaţiilor USS în condiţii operaţionale simulate şi pentru o perioadă limitată de timp. În acest scop, ei trebuie să anunţe acest lucru în timp util şi înaintea începerii testării şi să reducă la minimum efectul asupra funcţionării în timp real a sistemului. Testarea operaţională urmăreşte să ofere:

195.1. dovezi ale conformităţii cu toate dispoziţiile operaţionale tehnice şi organizatorice pertinente ale prezentelor Linii directoare pentru un nou element al sistemului de transport la prima intrare în funcţiune;

195.2. dovezi ale conformităţii cu toate dispoziţiile operaţionale tehnice şi organizatorice pertinente ale prezentelor Linii directoare pentru o instalaţie nouă a USS/o reţea nouă a OSD la prima sa intrare în funcţiune;

195.3. dovezi ale conformităţii cu toate dispoziţiile operaţionale tehnice şi organizatorice pertinente ale prezentelor Linii directoare la orice schimbare a unui element din sistemul de transport sau a unei instalaţii a USS/a unei reţele a OSD, care este relevantă pentru operarea sistemului;

195.4. evaluarea posibilelor efecte negative ale producerii unui defect, a unui scurtcircuit sau a unui incident neprevăzut şi neaşteptat în operarea sistemului, într-un element al sistemului de transport sau la instalaţia USS/la reţeaua OSD.

196. Rezultatele testării operaţionale menţionate la pct.195 sunt utilizate de către OST, OSD sau USS, pentru ca:

196.1. OST să asigure funcţionarea corectă a elementelor sistemului său de transport;

196.2. OSD şi USS să asigure funcţionarea corectă a sistemelor de distribuţie şi a instalaţiilor USS;

196.3. OST, OSD sau USS să dezvolte noi practici operaţionale şi să le menţină pe cele existente;

196.4. OST să garanteze îndeplinirea serviciilor de sistem;

196.5. OST, OSD sau USS să obţină informaţii despre performanţa elementelor sistemului de transport şi a instalaţiilor USS/a reţelelor OSD în orice condiţii şi cu respectarea tuturor dispoziţiilor operaţionale ale prezentelor Linii directoare, în ceea ce priveşte:

196.5.1. aplicarea controlată de variaţii de tensiune sau de frecvenţă care vizează obţinerea de informaţii cu privire la comportamentul sistemului de transport şi al elementelor acestuia;

196.5.2. testarea practicilor operaţionale în stare de urgenţă şi de restaurare.

197. OST se asigură că testarea operaţională nu pune în pericol siguranţa în funcţionare a sistemului său de transport. Testele operaţionale pot fi amânate sau întrerupte din cauza unor condiţii neplanificate ale sistemului sau din motive de siguranţă a personalului, a cetăţenilor, a instalaţiei sau a aparatajului supus testelor sau a elementelor sistemului de transport sau a instalaţiilor OSD ori USS.

198. În caz de degradare a stării sistemului de transport în care se efectuează testarea operaţională, OST are dreptul de a întrerupe testarea operaţională. Dacă efectuarea unui test afectează un alt operator al sistemului de transport relevant şi starea sistemului acestuia se degradează, OST sau USS sau OSD care efectuează testarea trebuie, atunci când este informat în acest sens de către OST afectat, să înceteze imediat testul operaţional.

199. OST se asigură că rezultatele testelor operaţionale relevante derulate împreună cu toate analizele aferente sunt:

199.1. încorporate în procesul de certificare şi de formare a angajaţilor responsabili de operarea în timp real;

199.2. utilizate drept contribuţii în procesul de cercetare şi dezvoltare al ENTSO-E;

199.3. folosite pentru a îmbunătăţi practicile operaţionale, inclusiv practicile pentru starea de urgenţă şi de restaurare.

Secţiunea 2

Efectuarea testelor şi a analizelor operaţionale

200. OST sau OSD la care USS are un punct de racordare îşi păstrează dreptul de a testa conformitatea USS cu cerinţele prezentelor Linii directoare, puterea de intrare sau de ieşire anticipată a USS şi furnizarea de servicii de sistem contractată de USS, în orice moment pe toată durata de viaţă a instalaţiei. Procedura pentru testele operaţionale este notificată USS de către OST sau OSD în timp util, înainte de lansarea testului operaţional.

201. OST sau OSD la care USS are un punct de racordare publică lista cu informaţiile şi documentele care trebuie furnizate, precum şi condiţiile care trebuie îndeplinite de către USS pentru testarea operaţională a conformităţii. Această listă trebuie să cuprindă cel puţin următoarele informaţii:

201.1. toată documentaţia şi certificatele echipamentelor care urmează să fie furnizate de către USS;

201.2. detalii privind caracteristicile tehnice ale instalaţiei USS relevante pentru funcţionarea sistemului;

201.3. cerinţe privind modelele de evaluare a stabilităţii dinamice;

201.4. studiile efectuate de USS care demonstrează rezultatele preconizate ale evaluării stabilităţii dinamice, dacă este cazul.

202. Dacă este cazul, OST sau OSD publică alocarea responsabilităţilor USS şi ale OST sau ale OSD pentru testarea operaţională a conformităţii.

TITLUL IV

FORMAREA

Secţiunea 1

Programul de formare

203. OST elaborează şi adoptă:

203.1. un program iniţial de formare pentru certificare şi un program permanent de formare continuă a personalului său responsabili de operarea în timp real a sistemului de transport;

203.2. un program de formare pentru angajaţii săi responsabili cu planificarea operaţională. OST contribuie la elaborarea şi adoptarea de programe de formare pentru angajaţii centrului de coordonare regional relevant;

203.3. un program de formare pentru angajaţii săi responsabili cu echilibrarea.

204. Programele de formare ale OST includ cunoştinţe privind: elementele sistemului de transport, operarea sistemului de transport, utilizarea sistemelor şi a proceselor la locul de muncă, operaţiunile între operatorii sistemelor de transport, condiţiile de piaţă, recunoaşterea şi răspunsul la situaţiile excepţionale produse în operarea sistemului, precum şi activităţile şi instrumentele de planificare operaţională.

205. Angajaţii OST responsabili de operarea în timp real a sistemului de transport urmează, ca parte a formării iniţiale, o formare profesională în materie de interoperabilitate a sistemelor de transport, pe baza experienţelor operaţionale şi a reacţiilor obţinute în cadrul formării comune efectuate cu OST învecinaţi, în conformitate cu secţiunea a 6-a din prezentul titlu. Această formare în materie de interoperabilitate include pregătirea şi activarea măsurilor de remediere coordonate necesare în toate stările sistemului.

206. OST include în programul său de formare pentru angajaţii responsabili de operarea sistemului de transport în timp real frecvenţa activităţilor de formare şi următoarele componente:

206.1. o descriere a elementelor sistemului de transport;

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

206.3. utilizarea sistemelor şi a proceselor la locul de muncă;

206.4. coordonarea operaţiunilor şi a condiţiilor de piaţă între operatorii sistemelor de transport;

206.5. recunoaşterea situaţiilor operaţionale excepţionale şi răspunsul la acestea;

206.6. domenii relevante ale ingineriei electroenergetice;

206.7. aspecte relevante ale pieţelor de energie electrică;

206.8. aspecte relevante ale codurilor de reţea, ale liniilor directoare şi ale TCM;

206.9. siguranţa şi securitatea persoanelor, a echipamentelor nucleare şi de altă natură în operarea sistemului de transport;

206.10. cooperarea şi coordonarea între operatorii sistemelor de transport în operarea în timp real şi în planificarea operaţională la nivelul principalelor camere de comandă, care va fi oferită în limba engleză, dacă nu se specifică altfel;

206.11. formare profesională comună cu OSD şi USS racordaţi la sistemul de transport, după caz;

206.12. aptitudini comportamentale cu accent special pe gestionarea stresului, reacţii în situaţii critice, responsabilitate şi competenţe motivaţionale;

206.13. practicile şi instrumentele de planificare operaţională, inclusiv cele utilizate cu centrul de coordonare regional relevant în planificarea operaţională.

207. Programul de formare a personalului responsabil cu planificarea operaţională va cuprinde cel puţin aspectele de la subpct. 206.3, 206.6 - 206.8, 206.10 şi 206.13.

208. Programul de formare a personalului responsabil cu echilibrarea va cuprinde cel puţin aspectele prevăzute la subpct. 206.3, 206.7 şi 206.8.

209. OST păstrează evidenţa programelor de formare ale angajaţilor, pe durata contractului lor de muncă. La solicitarea ANRE, OST furnizează domeniul de aplicabilitate şi detaliile programelor de formare profesională.

210. OST reexaminează programele de formare cel puţin o dată pe an sau în urma unor modificări semnificative ale sistemului. OST actualizează programele de formare pentru a reflecta evoluţia circumstanţelor operaţionale, a regulilor pieţei, a configuraţiei reţelei şi a caracteristicilor sistemului, cu accent special pe noile tehnologii, pe schimbarea modelelor de consum şi de producere şi pe evoluţia pieţei.

Secţiunea 2

Condiţii pentru formare

211. Programele de formare ale OST pentru angajaţii responsabili de operarea în timp real includ formare la locul de muncă şi formarea offline. Formarea la locul de muncă se efectuează sub supravegherea unui angajat cu experienţă responsabil de operarea în timp real. Formarea offline se desfăşoară într-un mediu care simulează camera de comandă, cu detalii de modelare a reţelei la un nivel adecvat sarcinilor pentru care sunt instruiţi.

212. OST implementează activităţi de formare pentru angajaţii responsabili de operarea în timp real pe baza unui model de baze de date cuprinzător al reţelei sale cu datele respective de la alte reţele, care vizează cel puţin zona de observabilitate, la un nivel de detaliere suficient pentru a reproduce aspecte operaţionale între operatorii sistemelor de transport. Scenariile de formare se bazează pe condiţiile reale şi simulate ale sistemului. Dacă este cazul, rolul celorlalţi OST, rolul OSD şi al USS racordaţi la sistemul de transport este, de asemenea, simulat, cu excepţia cazului în care acesta poate fi reprezentat direct în activităţile de formare comune.

213. OST coordonează formarea offline a angajaţilor responsabili de operarea în timp real cu OSD şi cu USS racordaţi la sistemul de transport în ceea ce priveşte impactul instalaţiilor acestora asupra operării în timp real a sistemului de transport, într-o manieră cuprinzătoare şi proporţională, ţinând cont de topologia actualizată a reţelei şi de caracteristicile echipamentelor secundare. Atunci când este relevant, OST, precum şi OSD şi USS racordaţi la sistemul de transport organizează activităţi comune de formare offline constând în simulări sau ateliere de formare.

Secţiunea 3

Coordonatorii de formare şi formatorii

214. Responsabilităţile coordonatorului de formare includ elaborarea, monitorizarea şi actualizarea programelor de formare, precum şi stabilirea:

214.1. calificărilor şi a procesului de selecţie pentru formarea angajaţilor OST;

214.2. formării necesare pentru certificarea personalului operaţional responsabil de operarea în timp real;

214.3. proceselor, inclusiv a documentaţiei relevante, necesare pentru programele de formare iniţială şi continuă;

214.4. procesului necesar pentru certificarea personalului operaţional responsabil de operarea în timp real;

214.5. procesului de extindere a perioadei de formare şi a perioadei de certificare pentru personalul operaţional responsabil de operarea în timp real.

215. OST stabileşte abilităţile şi nivelul de competenţă al formatorilor la locul de muncă. Formatorii la locul de muncă trebuie să aibă un nivel adecvat de experienţă operaţională după certificare.

216. OST ţine un registru al personalului operaţional responsabil de operarea în timp real care efectuează activităţile de formatori la locul de muncă şi analizează capacitatea acestora de a furniza pregătire practică atunci când decide cu privire la prelungirea certificării lor.

Secţiunea 4

Certificarea personalului operaţional responsabil de operarea în timp real

217. O persoană poate deveni membru al personalului operaţional responsabil de operarea în timp real, cu condiţia să fie calificată şi ulterior certificată de un reprezentant desemnat de OST pentru sarcinile respective în termenul definit în programul de formare. Unui membru al personalului operaţional responsabil de operarea în timp real nu îi este permis să lucreze în camera de comandă fără a fi supravegheat, cu excepţia cazului în care este certificat.

218. OST are obligaţia de a defini şi implementa un proces, inclusiv nivelul de competenţă, pentru certificarea personalului operaţional responsabil de operarea în timp real.

219. Angajaţii OST responsabili de operarea în timp real sunt certificaţi în urma unei evaluări formale care cuprinde un examen oral şi/sau scris şi/sau o evaluare practică cu un set predefinit de criterii de reuşită.

220. OST păstrează o copie a certificatelor emise şi a rezultatelor evaluării formale. La solicitarea ANRE, OST furnizează o copie a înscrisurilor eferente examenului de certificare.

221. OST înregistrează perioada de valabilitate a certificatelor eliberate personalului responsabil de operarea în timp real.

222. OST stabileşte perioada maximă de certificare, care nu depăşeşte 5 ani, dar care poate fi prelungită pe baza unor criterii stabilite de OST şi poate ţine cont de participarea angajaţilor responsabili de operarea în timp real la un program de formare continuă cu o experienţă practică suficientă.

Secţiunea 5

Limba de comunicare între personalul operaţional

responsabil de operarea în timp real

223. Cu excepţia cazului în care se prevede altfel, limba de contact comună între angajaţii OST şi cei ai OST învecinaţi este limba engleză.

224. OST instruieşte personalul operaţional relevant pentru a obţine suficiente competenţe în limbile de contact comune convenite cu OST învecinaţi.

Secţiunea 6

Cooperarea între operatorii sistemelor de transport în materie de formare

225. OST organizează sesiuni de formare regulate cu OST învecinaţi pentru a îmbunătăţi cunoaşterea caracteristicilor sistemelor de transport învecinate, precum şi comunicarea şi coordonarea dintre angajaţii OST învecinaţi responsabili de operarea în timp real. Formarea între operatorii sistemelor de transport include cunoştinţe detaliate despre măsurile coordonate necesare în cazul fiecărei stări a sistemului.

226. OST stabileşte, în cooperare cel puţin cu OST învecinaţi, necesitatea şi frecvenţa sesiunilor comune de formare, inclusiv conţinutul minim şi sfera acestora, ţinând cont de nivelul de influenţă reciprocă şi de cooperarea operaţională necesară. Formarea între operatorii sistemelor de transport poate include sesiuni comune de formare constând în ateliere şi simulări, însă nu trebuie să se limiteze la acestea.

227. OST participă împreună cu operatorii sistemelor de transport relevanţi, cel puţin o dată pe an, la sesiuni de formare privind gestionarea aspectelor inter-OST în operarea în timp real. Frecvenţa se stabileşte ţinând cont de nivelul de influenţă reciprocă al sistemelor de transport şi de tipul de linie de interconexiune - linii CC/CA.

228. Operatorii sistemelor de transport fac schimb de experienţă dobândită în operarea în timp real, inclusiv prin vizite şi schimburi de experienţă între membrii personalului operaţional responsabil de operarea în timp real, cu OST învecinaţi, cu toţi operatorii sistemelor de transport cu care au sau au avut interacţiuni operaţionale, precum şi cu centrul de coordonare regional relevant.

PARTEA A TREIA

PLANIFICAREA OPERAŢIONALĂ

TITLUL I

DATELE PENTRU ANALIZA SIGURANŢEI ÎN FUNCŢIONARE

ÎN PLANIFICAREA OPERAŢIONALĂ

Secţiunea 1

Dispoziţii generale privind modelele individuale şi comune ale reţelei

229. Pentru a efectua analiza siguranţei în funcţionare în conformitate cu Titlul II Partea a Treia, OST elaborează modele individuale de reţea în conformitate cu metodologia privind modelul comun de reţea prevăzută la pct.33.4 din Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor, pentru fiecare dintre următoarele intervale de timp:

229.1. pe un an, în conformitate cu secţiunile 3 – 5 din prezentul titlu;

229.2. după caz, pe o săptămână, în conformitate cu secţiunea a 6-a din prezentul titlu;

229.3. pe o zi, în conformitate cu secţiunea a 7-a din prezentul titlu;

229.4. intrazilnic, în conformitate cu secţiunea a 7-a din prezentul titlu.

230. Modelele individuale de reţea includ informaţiile şi datele structurale, prevăzute de secţiunea a 1-a cap. II titlul II Partea a Doua.

231. OST realizează modelele individuale de reţea, iar fiecare centru de coordonare regional contribuie la realizarea modelelor comune de reţea prin aplicarea formatului de date stabilit în conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice.

Secţiunea 2

Scenarii pe un an

232. OST elaborează împreună cu operatorii sistemelor de transport din zona sincronă o listă comună a scenariilor pe un an, pe baza cărora evaluează modul de funcţionare a sistemului de transport interconectat în anul următor. Aceste scenarii trebuie să permită identificarea şi evaluarea influenţei sistemului de transport interconectat asupra siguranţei în funcţionare. Scenariile cuprind următoarele variabile:

232.1. cererea de energie electrică;

232.2. condiţiile legate de contribuţia surselor regenerabile de energie;

232.3. poziţiile stabilite de import/export, inclusiv valorile de referinţă convenite care să permită fuzionarea;

232.4. modelul de producere, cu un parc de producere disponibil în întregime;

232.5. dezvoltarea reţelei pe un an.

233. La elaborarea listei comune a scenariilor, OST şi operatorii sistemelor de transport din zona sincronă ţin cont de următoarele elemente:

233.1. modelele tipice ale schimbului transfrontalier pentru diferite niveluri de consum şi de producere a energiei electrice din surse regenerabile şi din surse convenţionale;

233.2. probabilitatea producerii scenariilor;

233.3. abaterile potenţiale de la limitele de siguranţă în funcţionare pentru fiecare scenariu;

233.4. cantitatea de putere produsă şi consumată de instalaţiile de producere a energiei electrice şi de locurile de consum racordate la sistemele de distribuţie.

234. În cazul în care OST şi operatorii sistemelor de transport din zona sincronă nu reuşesc să stabilească lista comună a scenariilor prevăzută la pct.232, aceştia utilizează următoarele scenarii implicite:

234.1. vârful de iarnă, a 3-a miercuri din ianuarie anul curent, ora 10:30 CET;

234.2. golul de iarnă, a 2-a duminică din ianuarie anul curent, ora 03:30 CET;

234.3. vârful de primăvară, a 3-a miercuri din aprilie anul curent, ora 10:30 CET;

234.4. golul de primăvară, a 2-a duminică a lunii aprilie a anului curent, ora 03:30 CET;

234.5. vârful de vară, a 3-a miercuri din iulie anul precedent, ora 10:30 CET;

234.6. golul de vară, a 2-a duminică a lunii iulie a anului precedent, ora 03:30 CET;

234.7. vârful de toamnă, a 3-a miercuri din octombrie anul precedent, ora 10:30 CET;

234.8. golul de toamnă, a 2-a duminică a lunii octombrie a anului precedent, ora 03:30 CET.

235. OST aplică lista comună a scenariilor stabilită pentru anul următor la nivelul ENTSO-E.

Secţiunea 3

Modele individuale ale reţelei pe un an

236. OST stabileşte un model individual de reţea pe un an, pentru fiecare dintre scenariile elaborate în conformitate cu secţiunea a 2-a din prezentul titlu, utilizând cele mai bune estimări ale variabilelor astfel cum sunt definite la pct.232. OST publică modelele individuale de reţea pe un an în mediul de date de planificare operaţională al ENTSO-E.

237. Atunci când stabileşte modelul individual de reţea pe un an, OST are următoarele obligaţii:

237.1. să stabilească de comun acord cu OST învecinaţi fluxul de putere estimat pe sistemele HVDC care leagă zonele lor de control;

237.2. să echilibreze, pentru fiecare scenariu, suma următoarelor elemente:

237.2.1. schimburile nete pe liniile în curent alternativ;

237.2.2. fluxurile de putere estimate în sistemele HVDC;

237.2.3. sarcina, inclusiv o estimare a pierderilor;

237.2.4. producerea.

238. OST include în modelele individuale de reţea pe un an puterile de ieşire agregate pentru instalaţiile de producere a energiei electrice, racordate la sistemele de distribuţie, la un nivel de tensiune mai mic de 110 kV. Aceste puteri de ieşire agregate trebuie să aibă următoarele caracteristici:

238.1. să fie în concordanţă cu datele structurale furnizate în conformitate cu secţiunea a 1-a cap. II titlul II, secţiunea a 1-a cap. III titlul II, secţiunea a 1-a cap. IV titlul II, secţiunea a 1-a cap. V titlul II;

238.2. să fie în concordanţă cu scenariile elaborate în conformitate cu secţiunea a 2-a din prezentul titlu;

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

Secţiunea 4

Modele comune ale reţelei pe un an

239. OST aplică în coordonare cu operatorii sistemelor de transport din zona sincronă metodologia de realizare a modelelor comune de reţea pe un an pornind de la modelele individuale de reţea stabilite în conformitate cu pct.236, precum şi de păstrare a acestor modele.

240. OST are dreptul de a solicita de la un alt operator al sistemului de transport relevant orice informaţie cu privire la modificările aduse topologiei reţelei sau cu privire la demersurile operaţionale, cum ar fi valorile de referinţă ale protecţiilor sau schemele de protecţie a sistemului, diagramele linie şi configuraţia staţiilor de transformare sau modele suplimentare ale reţelei relevante pentru furnizarea unei reprezentări exacte a sistemului de transport în vederea efectuării analizei siguranţei operaţionale.

Secţiunea 5

Actualizarea modelelor individuale şi comune ale reţelei pe un an

241. Atunci când OST modifică sau anunţă o modificare, care este semnificativă pentru siguranţa în funcţionare, a celei mai bune estimări a variabilelor utilizate pentru a determina modelul individual de reţea pe un an, stabilit în conformitate cu pct.236, acesta îşi actualizează modelul individual de reţea pe un an şi îl publică în mediul de date de planificare operaţională al ENTSO-E.

242. Ori de câte ori este actualizat un model individual de reţea, modelul comun de reţea pe un an se actualizează în consecinţă, prin aplicarea metodologiei prevăzute la pct.239.

Secţiunea 6

Modelele individuale şi comune ale reţelei pe o săptămână

243. Atunci când OST împreună cu unul sau mai mulţi operatori ai sistemelor de transport relevanţi consideră necesar, aceştia stabilesc cele mai reprezentative scenarii pentru coordonarea analizei siguranţei în funcţionare a sistemului lor de transport pentru intervalul de o săptămâna şi elaborează o metodologie de fuzionare a modelelor individuale de reţea, similară cu metodologia pentru realizarea modelului comun de reţea pe un an pornind de la modelele individuale de reţea pe un an, în conformitate cu pct.239.

244. OST îşi stabileşte sau îşi actualizează modelele individuale de reţea pe o săptămână în funcţie de scenariile determinate în conformitate cu pct.243.

245. OST în comun cu operatorii sistemelor de transport relevanţi, prevăzuţi la pct.243 sau părţile terţe cărora le-a fost delegată sau atribuită sarcina prevăzută la pct.243, elaborează modelele comune de reţea pe o săptămână, urmând metodologia elaborată în conformitate cu pct.243 şi utilizând modele individuale de reţea stabilite în conformitate cu pct.244.

Secţiunea 7

Metodologia pentru realizarea modelelor comune de reţea pe o zi şi intrazilnice

246. OST aplică în coordonare cu operatorii sistemelor de transport relevanţi metodologia de realizare a modelelor comune de reţea pe o zi şi intrazilnice pornind de la modelele individuale de reţea, precum şi de păstrare a acestor modele.

247. OST creează modele individuale de reţea pe o zi şi intrazilnice în conformitate cu pct.246 şi le publică în mediul de date de planificare operaţională al ENTSO-E.

248. La crearea modelelor individuale de reţea pe o zi şi intrazilnice prevăzute la pct.247, OST include:

248.1. prognoze actualizate pentru producere şi consum;

248.2. rezultatele disponibile ale proceselor de piaţă pe o zi şi intrazilnice;

248.3. rezultatele disponibile ale sarcinilor de planificare descrise la titlul VI Partea a Treia;

248.4. pentru instalaţiile de producere a energiei electrice racordate la sistemele de distribuţie cu tensiunea mai mică de 110kV, producerea de putere agregată activă diferenţiată în funcţie de tipul de sursă de energie primară, potrivit datelor furnizate de OSD sau de USS în conformitate cu secţiunea a 1-a cap. I titlul II, secţiunile 1-2 cap. III titlul II, secţiunile 1-2 cap. V titlul II;

248.5. topologia actualizată a sistemului de transport şi a reţelelor electrice cu tensiunea de 110kV şi mai mare.

249. Toate măsurile de remediere convenite deja se includ în modelele individuale de reţea pe o zi şi intrazilnice şi trebuie să poată fi clar diferenţiate de injecţiile şi retragerile, stabilite în conformitate cu pct.146, şi de topologia reţelei fără aplicarea măsurilor de remediere.

250. OST evaluează acurateţea variabilelor de la pct.248 prin compararea cu valorile lor reale şi ţinând cont de principiile stabilite în metodologia prevăzută la pct.263.

251. În cazul în care, în urma evaluării prevăzute la pct.250, OST consideră că acurateţea variabilelor este insuficientă pentru a evalua siguranţa în funcţionare, acesta determină cauzele acestei deficienţe. În cazul în care cauzele depind de procesele OST de stabilire a modelelor individuale de reţea, OST reexaminează aceste procese pentru a obţine rezultate mai precise. În cazul în care cauzele depind de variabile furnizate de alte părţi, respectivul OST împreună cu respectivele părţi vor depune eforturile necesare pentru a se asigura că variabilele respective sunt exacte.

Secţiunea 8

Controlul calităţii modelelor de reţea

252. La definirea controalelor de calitate în conformitate cu metodologia prevăzută la pct.239 şi 246, OST stabileşte în comun cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport relevanţi controale menite să verifice cel puţin:

252.1. coerenţa stării de conectare a liniilor de interconexiune;

252.2. încadrarea valorilor tensiunii în valorile operaţionale admise pentru elementele sistemului de transport care au influenţă asupra altor zone de control;

252.3. coerenţa suprasarcinilor tranzitorii admisibile pe liniile de interconexiune;

252.4. compatibilitatea puterii active şi a puterii reactive injectate sau retrase cu valorile operaţionale obişnuite.

TITLUL II

ANALIZA SIGURANŢEI ÎN FUNCŢIONARE

Secţiunea 1

Analiza siguranţei în funcţionare în planificarea operaţională

253. OST efectuează analize coordonate a siguranţei în funcţionare cel puţin pentru următoarele intervale de timp:

253.1. pe un an;

253.2. pe o săptămână, atunci când este cazul, în conformitate cu secţiunea a 6-a titlul I Partea a Treia;

253.3. pe o zi;

253.4. intrazilnic.

254. Atunci când efectuează o analiză coordonată a siguranţei în funcţionare, OST aplică metodologia adoptată în conformitate cu secţiunea a 4-a din prezentul titlu.

255. Pentru a efectua analize ale siguranţei în funcţionare, OST trebuie, în fiecare situaţie cu N elemente în funcţiune, să simuleze fiecare contingenţă din lista de contingenţe stabilită în conformitate cu secţiunea a 1-a cap. V titlul I Partea a Doua, precum şi să verifice că, în situaţia cu (N-1) elemente în funcţiune, limitele de siguranţă în funcţionare, definite în conformitate cu secţiunea a 8-a cap. I titlul I Partea a Doua, nu sunt depăşite în zona sa de control.

256. OST realizează analizele siguranţei în funcţionare folosind cel puţin modelele comune de reţea, stabilite în conformitate cu secţiunile a 4 – 5, secţiunea a 7-a titlul I Partea a Treia şi, după caz, secţiunea a 6-a titlul I Partea a Treia şi ţine cont de retragerile din exploatare planificate atunci când efectuează aceste analize.

257. OST transmite rezultatele analizei siguranţei în funcţionare pe care le-a efectuat cel puţin către operatorii sistemelor de transport ale căror elemente sunt incluse în zona sa de observabilitate şi sunt afectate în conformitate cu respectiva analiză a siguranţei în funcţionare, pentru a permite operatorilor sistemelor de transport respectivi să verifice dacă sunt respectate limitele de siguranţă în funcţionare în zonele lor de control.

Secţiunea 2

Analiza siguranţei în funcţionare pe un an şi până la, inclusiv, pe o săptămână

258. OST efectuează analize ale siguranţei în funcţionare pe un an şi, după caz, pe o săptămână, pentru a depista cel puţin următoarele restricţii:

258.1. fluxurile de putere şi tensiunile care depăşesc limitele de siguranţă în funcţionare;

258.2. încălcări ale limitelor de stabilitate ale sistemului de transport, identificate în conformitate cu pct.135 şi 139;

258.3. încălcări ale pragurilor de scurtcircuit din sistemul de transport.

259. Atunci când OST depistează o posibilă restricţie, acesta elaborează măsuri de remediere în conformitate cu secţiunile 3 – 6 cap. 1 titlul I Partea a Doua. În cazul în care nu sunt disponibile măsuri de remediere care nu presupun costuri şi restricţia este legată de indisponibilitatea planificată a unor active relevante, restricţia este constituită de o incompatibilitate a planificării retragerilor din exploatare, iar OST va iniţia coordonarea retragerilor din exploatare, în conformitate cu secţiunea a 5-a sau a 10-a cap. II titlul III Partea a Treia în funcţie de perioada anului când această măsură este iniţiată.

Secţiunea 3

Analiza siguranţei în funcţionare pe o zi, intrazilnică şi aproape în timp real

260. OST efectuează analiza siguranţei în funcţionare pe o zi, întrazilnică şi aproape în timp real pentru a depista posibilele restricţii şi pentru a pregăti şi a pune în aplicare măsurile de remediere împreună cu operatorii sistemelor de transport relevanţi şi, dacă este cazul, cu OSD sau USS afectaţi.

261. OST monitorizează prognozele referitoare la consum şi la producere. Atunci când aceste prognoze indică o abatere semnificativă a producerii sau a consumului, OST îşi actualizează analiza siguranţei în funcţionare.

262. Atunci când efectuează o analiză a siguranţei în funcţionare aproape în timp real în zona sa de observabilitate, OST utilizează estimarea stării.

Secţiunea 4

Metodologia pentru coordonarea analizei siguranţei în funcţionare

263. OST aplică metodologia pentru coordonarea analizei siguranţei în funcţionare, prevăzută la pct.19.3.

Secţiunea 5

Propuneri pentru coordonarea regională a siguranţei în funcţionare

264. OST şi operatoriii sistemelor de transport din regiunea de calcul a capacităţilor elaborează în comun o propunere de dispoziţii comune pentru coordonarea siguranţei în funcţionare la nivel regional, care urmează să fie aplicate de centrul de coordonare regional şi de către operatorii sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor. Propunerea trebuie să fie conformă cu metodologia pentru coordonarea analizei siguranţei în funcţionare, elaborată în conformitate cu pct.263 şi completează, când este necesar, metodologiile prevăzute în secţiunea a 1-a cap. 3 titlul II şi în secţiunea a 1-a cap. II titlul III din Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor. Propunerea trebuie să stabilească:

264.1. condiţiile şi frecvenţa coordonării intrazilnice a analizei siguranţei în funcţionare şi actualizările modelului comun de reţea de către centrul de coordonare regional;

264.2. metodologia de pregătire a măsurilor de remediere care trebuie gestionate în mod coordonat, ţinând cont de relevanţa transfrontalieră, astfel cum este stabilit în secţiunea a 1-a cap. 3 titlul II din Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor, luând în considerare cerinţele prevăzute la secţiunile 3 - 6 cap. I titlul I Partea a Doua şi determinând cel puţin:

264.2.1. procedura pentru schimbul de informaţii privind măsurile de remediere disponibile, între operatorii sistemelor de transport relevanţi şi centrul de coordonare regional;

264.2.2. clasificarea restricţiilor şi a măsurilor de remediere, în conformitate cu secţiunea a 5-a cap. I titlul I Partea a Doua;

264.2.3. identificarea măsurilor de remediere cu eficacitate şi eficienţă economică maximă în cazul unor nerespectări ale siguranţei în funcţionare, prevăzute în secţiunea a 5-a cap. I titlul I Partea a Doua;

264.2.4. pregătirea şi activarea măsurilor de remediere, în conformitate cu pct.75;

264.2.5. partajarea costurilor măsurilor de remediere, prevăzute în secţiunea a 5-a cap. I titlul I Partea a Doua, cu completarea, dup caz, a metodologiei comune de partajare a costurilor pentru redispecerizare şi comercializare în contrapartidă, prevăzută în secţiunea a 1-a cap. II titlul III din Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor. Ca principiu general, costurile congestiilor relevante la nivel netransfrontalier sunt suportate de operatorul sistemului de transport responsabil pentru zona de control în cauză, iar costurile congestiilor relevante la nivel transfrontalier sunt suportate de operatorii sistemelor de transport responsabili de zonele de control, proporţional cu efectul agravant al schimbului de energie electrică între zonele de control prin elementul de reţea congestionat.

265. Atunci când stabileşte dacă o congestie are relevanţă transfrontalieră, OST şi operatorii sistemelor de transport din regiunea de calcul a capacităţilor, ţin cont de congestia care s-ar produce în lipsa schimburilor de energie între zonele de control.

Secţiunea 6

Coordonarea regională a siguranţei în funcţionare

266. OST furnizează centrului de coordonare regional toate informaţiile şi datele necesare pentru a efectua evaluarea coordonată la nivel regional a siguranţei în funcţionare, care cuprinde cel puţin:

266.1. versiunea actualizată a listei de contingenţe, stabilită conform criteriilor definite în metodologia de coordonare a analizei siguranţei în funcţionare, prevăzută la pct.263;

266.2. lista actualizată a posibilelor măsuri de remediere, printre categoriile enumerate în secţiunea a 5-a cap. I titlul I Partea a Doua, şi costurile anticipate ale acestora furnizate în conformitate cu metodologia de partajare a costurilor pentru redispecerizare şi comercializare în contrapartidă, prevăzută în secţiunea a 1-a cap. 3 titlul II din Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor, dacă o măsură de remediere presupune redispecerizarea sau comercializarea în contrapartidă, menite să contribuie eliminarea restricţiilor identificate în regiune;

266.3. limitele de siguranţă în funcţionare stabilite în conformitate cu secţiunea a 8-a cap. I titlul I Partea a Doua.

267. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, centrul de coordonare regional exercită următoarele atribuţii:

267.1. realizează evaluarea coordonată a siguranţei în funcţionare la nivel regional, în conformitate cu secţiunea a 5-a din prezentul titlu, pe baza modelului comun de reţea instituit în conformitate cu secţiunea a 7-a din prezentul titlu, a listei de contingenţe şi a limitelor de siguranţă în funcţionare furnizate de fiecare operator al sistemului de transport în conformitate cu pct.266. Acesta prezintă rezultatele evaluării coordonate a siguranţei în funcţionare la nivel regional cel puţin tuturor operatorilor sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor. În cazul în care depistează o restricţie, acesta recomandă operatorului sistemului de transport relevant măsurile de remediere cele mai eficace şi eficiente din punct de vedere economic, având posibilitatea de a recomanda şi alte măsuri de remediere decât cele prezentate de către operatorii sistemelor de transport. Recomandarea respectivă privind măsurile de remediere trebuie să fie însoţită de justificări;

267.2. coordonează pregătirea măsurilor de remediere cu şi între operatorii sistemelor de transport în conformitate cu subpct. 264.2, pentru ca operatorii sistemelor de transport să poată realiza o activare coordonată a măsurilor de remediere în timp real.

268. Atunci când efectuează evaluarea coordonată a siguranţei în funcţionare la nivel regional şi identifică măsurile de remediere corespunzătoare, fiecare centru de coordonare regional coordonează acţiunile sale cu alte centre de coordonare regionale.

269. Atunci când OST primeşte de la centrul de coordonare regional relevant rezultatele evaluării coordonate a siguranţei în funcţionare la nivel regional cu o propunere de măsură de remediere, acesta evaluează măsura de remediere recomandată pentru elementele implicate în măsura de remediere respectivă şi situate în zona sa de control. În acest sens, OST aplică principiile stabilite în secţiunea a 3-a cap. I titlul I Partea a Doua. OST decide dacă implementează sau nu măsura de remediere recomandată.

270. În cazul în care OST decide să nu implementeze măsura de remediere recomandată, acesta trebuie să îşi justifice decizia în faţa centrul de coordonare regional.

271. În cazul în care OST decide să implementeze măsura de remediere recomandată, acesta aplică măsură respectivă faţă de elementele aflate în zona sa de control, cu condiţia ca acest lucru să fie compatibil cu condiţiile în timp real.

Secţiunea 7

Construirea modelului comun al reţelei

272. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, centrul de coordonare regional verifică calitatea modelelor individuale de reţea pentru a contribui la realizarea modelului comun de reţea pentru fiecare interval de timp menţionat, cu respectarea metodologiilor prevăzute la pct.239 şi 246.

273. OST pune la dispoziţia centrului său de coordonare regional modelul individual de reţea necesar pentru realizarea modelului comun de reţea pentru fiecare interval de timp, în mediul de date de planificare operaţională al ENTSO-E.

274. Dacă este cazul, în conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice centrul de coordonare regional solicită OST să-şi corecteze modelul individual de reţea pentru a obţine conformitatea cu controalele de calitate şi în scopul îmbunătăţirii acestuia.

275. OST îşi corectează modelul individual de reţea după ce verifică necesitatea remedierii, dacă este cazul, pe baza cererilor centrului de coordonare regional sau ale unui operator al sistemului de transport relevant.

276. În conformitate cu metodologiile prevăzute la pct.239 şi 246, precum şi în conformitate cu secţiunea a 14-a cap. I titlul II din Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor, OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport relevanţi desemnează un centru de coordonare regional care să realizeze modelul comun de reţea pentru fiecare interval de timp şi să îl stocheze în mediul de date de planificare operaţională al ENTSO-E.

Secţiunea 8

Coordonarea regională a retragerilor din exploatare

277. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, numărul regiunilor de coordonare a retragerilor din exploatare în care operatorii sistemelor de transport participă la coordonarea retragerilor din exploatare trebuie să fie cel puţin egal cu numărul regiunilor de calcul al capacităţilor.

278. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, operatorii sistemelor de transport din două sau mai multe regiuni de coordonare a retragerilor din exploatare pot decide cu privire la fuzionarea acestora într-o regiune unică de coordonare a retragerilor din exploatare. Ei trebuie, în acest caz, să identifice centrul de coordonare regional care îndeplineşte atribuţiile corespunzătoare.

279. OST furnizează centrului de coordonare regional informaţiile necesare pentru a depista şi soluţiona incompatibilităţile dintre regiuni în ceea ce priveşte planificarea retragerilor din exploatare, inclusiv cel puţin:

279.1. planurile de disponibilitate a activelor sale interne relevante, stocate în mediul de date de planificare operaţională a ENTSO-E;

279.2. cele mai recente planuri de disponibilitate pentru toate activele nerelevante din zona sa de control, care sunt:

279.2.1. de natură să influenţeze rezultatele analizei legate de incompatibilitatea planificării retragerilor din exploatare;

279.2.2. modelate în modelele individuale de reţea care sunt utilizate la evaluarea incompatibilităţii planificării retragerilor din exploatare;

279.3. scenarii în care incompatibilităţile în planificarea retragerilor din exploatare trebuie să fie analizate şi utilizate la elaborarea modelelor comune de reţea corespunzătoare derivate din modelele comune de reţea pentru diferitele intervale de timp, stabilite în conformitate cu secţiunea a 4-a titlul I Partea a Treia şi cu secţiunea a 7-a titlul II Partea a Treia.

280. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, centrul de coordonare regional efectuează analizele regionale ale siguranţei în funcţionare pe baza informaţiilor furnizate de OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi în vederea depistării eventualelor incompatibilităţi în planificarea retragerilor din exploatare. Centrul de coordonare regional furnizează OST şi celorlalţi operatori ai sistemelor de transport din regiunea de coordonare a retragerilor din exploatare o listă a incompatibilităţilor în planificarea retragerilor din exploatare şi soluţiile pe care le propune pentru soluţionarea acestor incompatibilităţi.

281. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, la îndeplinirea obligaţiilor care îi revin în temeiul pct.280, fiecare centru de coordonare regional îşi coordonează analizele cu alte centre de coordonare regionale.

282. La îndeplinirea obligaţiilor care le revin în conformitate cu pct.341 şi subpct. 351.2, OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport relevanţi ţin cont de rezultatele evaluării furnizate de centrul de coordonare regional, în conformitate cu pct.279 şi 280.

Secţiunea 9

Evaluarea adecvanţei regionale

283. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, fiecare centru de coordonare regional efectuează evaluări regionale ale adecvanţei cel puţin pentru intervalul de timp aferent săptămânii următoare.

284. OST furnizează centrului de coordonare regional informaţiile necesare pentru a efectua evaluarea regională a adecvanţei prevăzută la pct.283, inclusiv:

284.1. nivelul total preconizat al consumului şi resursele disponibile ale consumului dispecerizabil;

284.2. disponibilitatea modulelor de generare;

284.3. limitele de siguranţă în funcţionare.

285. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, fiecare centru de coordonare regional trebuie să efectueze evaluarea adecvanţei pe baza informaţiilor furnizate de operatorii sistemelor de transport relevanţi cu scopul de a identifica situaţiile în care se preconizează o lipsă de adecvanţă în oricare dintre zonele de control sau la nivel regional, ţinând seama de potenţialele schimburi transfrontaliere şi de limitele de siguranţă în funcţionare. Fiecare centru de coordonare regional furnizează rezultatele, împreună cu măsurile pe care le propune în vederea reducerii riscurilor pentru operatorii sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor. Aceste acţiuni includ propuneri de măsuri de remediere care să permită intensificarea schimburilor transfrontaliere.

286. Atunci când efectuează o evaluare regională a adecvanţei, fiecare centru de coordonare regional îşi coordonează analizele efectuate cu alte centre de coordonare regionale.

TITLUL III

COORDONAREA RETRAGERILOR DIN EXPLOATARE

Capitolul I

REGIUNILE DE COORDONARE A RETRAGERILOR

DIN EXPLOATARE, ACTIVELE RELEVANTE

Secţiunea 1

Scopul coordonării retragerilor din exploatare

287. OST, cu sprijinul centrului de coordonare regional pentru situaţiile prevăzute în prezentele Linii directoare, efectuează coordonarea retragerilor din exploatare în conformitate cu principiile stabilite în prezentul titlu, pentru a monitoriza starea de disponibilitate a activelor relevante şi coordonează planurile de disponibilitate pentru a asigura siguranţa în funcţionare a sistemului de transport.

Secţiunea 2

Coordonarea regională

288. OST în comun cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport dintr-o regiune de coordonare a retragerilor din exploatare elaborează o procedură operaţională de coordonare regională, menită să stabilească aspectele operaţionale pentru implementarea coordonării retragerilor din exploatare în fiecare regiune, procedură care include:

288.1. frecvenţa, amploarea şi tipul coordonării pentru, cel puţin, intervalele de timp pe un an şi pe o săptămână;

288.2. dispoziţii referitoare la evaluările efectuate de centrul de coordonare regional, în conformitate cu secţiunea a 8-a titlul II Partea a Treia;

288.3. modalităţi practice pentru validarea planurilor de disponibilitate a unui element de reţea relevant pe un an, astfel cum este prevăzut în secţiunea a 8-a cap. II din prezentul titlu.

289. OST participă la coordonarea retragerilor din exploatare din regiunile sale de coordonare a retragerilor din exploatare şi aplică procedurile operaţionale de coordonare regională stabilite în conformitate cu pct.288.

290. În cazul în care apar incompatibilităţi de planificare între diferitele regiuni de coordonare a retragerilor din exploatare, OST, ceilalţi operatori ai sistemelor de transport relevanţi şi centrele de coordonare regionale din aceste regiuni trebuie să-şi coordoneze acţiunile pentru a rezolva aceste incompatibilităţi în planificarea retragerilor din exploatare.

291. OST furnizează celorlalţi operatori ai sistemelor de transport din aceeaşi regiune de coordonare a retragerilor din exploatare toate informaţiile relevante de care dispune cu privire la proiectele de infrastructură legate de sistemul de transport, de sistemele de distribuţie, de sistemele de distribuţie închise, de modulele de generare sau de locurile de consum care pot avea un impact asupra operării zonei de control a altui operator al sistemului de transport din regiunea de coordonare a retragerilor din exploatare.

292. OST furnizează OSD racordaţi la sistemul de transport şi aflaţi în zona sa de control toate informaţiile relevante de care dispune cu privire la proiectele de infrastructură aferente sistemului de transport, care pot avea un impact asupra operării sistemului de distribuţie al acestor OSD.

293. OST furnizează operatorilor sistemelor de distribuţie închise (în continuare – OSDI) racordaţi la sistemul de transport şi aflaţi în zona sa de control toate informaţiile relevante de care dispune cu privire la proiectele de infrastructură aferente sistemului de transport, care pot avea un impact asupra operării sistemului de distribuţie închis al acelor OSDI.

Secţiunea 3

Metodologia de evaluare a relevanţei activelor pentru

coordonarea retragerilor din exploatare

294. OST aplică metodologia de evaluare a relevanţei activelor pentru coordonarea retragerilor din exploatare, care să servească la evaluarea relevanţei pentru coordonarea retragerii din exploatare a modulelor de generare, a locurilor de consum şi a elementelor de reţea din cadrul sistemului de transport sau din cadrului sistemului de distribuţie, inclusiv al sistemului de distribuţie închis.

Secţiunea 4

Lista modulelor de generare relevante şi a locurilor de consum relevante

295. OST în comun cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din fiecare regiune de coordonare a retragerilor din exploatare evaluează relevanţa modulelor de generare şi a locurilor de consum pentru coordonarea retragerilor din exploatare în baza metodologiei de evaluare a relevanţei activelor pentru coordonarea retragerilor din exploatare, prevăzută la pct.294 şi stabilesc o listă unică, pentru fiecare regiune de coordonare a retragerilor din exploatare, a modulelor de generare relevante şi a locurilor de consum relevante.

296. OST în comun cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport dintr-o regiunea de coordonare a retragerilor din exploatare pun în comun la dispoziţie, în mediul de date de planificare operaţională al ENTSO-E, lista modulelor de generare relevante şi a locurilor de consum relevante din respectiva regiune de coordonare a retragerilor din exploatare.

297. OST notifică ANRE lista modulelor de generare relevante şi a locurilor de consum relevante pentru regiunea de coordonare a retragerilor din exploatare la care participă.

298. Pentru fiecare activ intern relevant care este un modul de generare sau un loc de consum, OST are următoarele obligaţii:

298.1. să informeze proprietarul modulului de generare sau al locului de consum relevant despre includerea acestuia în listă;

298.2. să informeze OSD cu privire la modulele de generare relevante şi la locurile de consum relevante care sunt racordate la sistemul lor de distribuţie;

298.3. să informeze OSDI cu privire la modulele de generare relevante şi la locurile de consum relevante care sunt racordate la sistemul lor de distribuţie închis.

Secţiunea 5

Actualizarea listei modulelor de generare relevante

şi a locurilor de consum relevante

299. Înainte de 1 iulie a fiecărui an calendaristic, OST în comun cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din regiunea de coordonare a retragerilor din exploatare reevaluează relevanţa modulelor de generare şi a locurilor de consum pentru coordonarea retragerilor din exploatare, în baza metodologiei de evaluare a relevanţei activelor pentru coordonarea retragerilor din exploatare, prevăzută la pct.294.

300. Dacă este cazul, OST în comun cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din regiunea de coordonare a retragerilor din exploatare decid să actualizeze lista modulelor de generare relevante şi a locurilor de consum relevante din regiunea respectivă de coordonare a retragerilor din exploatare înainte de data de 1 august a fiecărui an calendaristic.

301. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din regiunea de coordonare a retragerilor din exploatare pun la dispoziţie, în mediul de date de planificare operaţională al ENTSO-E, lista actualizată pentru respectiva regiune de coordonare a retragerilor din exploatare.

302. OST informează părţile menţionate la pct.298 cu privire la conţinutul listei actualizate.

Secţiunea 6

Lista elementelor de reţea relevante

303. OST în comun cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din regiunea de coordonare a retragerilor din exploatare evaluează, în baza metodologiei prevăzute la pct.294, relevanţa pentru coordonarea retragerilor din exploatare a elementelor de reţea din cadrul sistemului de transport sau din cadrul sistemului de distribuţie, inclusiv al sistemului de distribuţie închis, şi stabilesc o listă unică, pentru fiecare regiune de coordonare a retragerilor din exploatare, cu elementele de reţea relevante.

304. Lista elementelor de reţea relevante dintr-o regiune de coordonare a retragerilor din exploatare trebuie să conţină toate elementele de reţea ale sistemului de transport sau ale unui sistem de distribuţie, inclusiv ale unui sistem de distribuţie închis situat în acea regiune de coordonare a retragerilor din exploatare, care sunt identificate ca fiind relevante prin aplicarea metodologiei pentru evaluarea relevanţei activelor pentru coordonarea retragerilor din exploatare, prevăzute la pct.294.

305. OST în comun cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din regiunea de coordonare a retragerilor din exploatare trebui să pună la dispoziţie în comun lista elementelor de reţea relevante disponibile în mediul de date de planificare operaţională al ENTSO-E.

306. OST notifică ANRE lista elementelor de reţea relevante pentru fiecare regiune de coordonare a retragerilor din exploatare la care participă.

307. Pentru fiecare activ intern relevant care este un element de reţea, OST are următoarele obligaţii:

307.1. să informeze proprietarul elementului de reţea relevant despre includerea acestuia în listă;

307.2. să informeze OSD cu privire la elementele de reţea relevante care sunt racordate la sistemul lor de distribuţie;

307.3. să informeze OSDI cu privire la elementele de reţea relevante care sunt racordate la sistemul lor de distribuţie închis.

Secţiunea 7

Actualizarea listei elementelor de reţea relevante

308. Înainte de data de 1 iulie a fiecărui an calendaristic, OST în comun cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din regiunea de coordonare a retragerilor din exploatare reevaluează în comun, în baza metodologiei de evaluare a relevanţei activelor pentru coordonarea retragerilor din exploatare, prevăzute la pct.294, relevanţa pentru coordonarea retragerilor din exploatare a elementelor de reţea din cadrul sistemului de transport sau din cadrul sistemului de distribuţie, inclusiv al sistemului de distribuţie închis.

309. Dacă este cazul, OST în comun cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din regiunea de coordonare a retragerilor din exploatare decid să actualizeze lista elementelor de reţea relevante din respectiva regiune de coordonare a retragerilor din exploatare înainte de data de 1 august a fiecărui an calendaristic.

310. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din regiunea de coordonare a retragerilor din exploatare trebui să pună la dispoziţie lista actualizată în mediul de date de planificare operaţională al ENTSO-E.

311. OST informează părţile menţionate la pct.298 cu privire la conţinutul listei actualizate.

Secţiunea 8

Desemnarea agenţilor de planificare a retragerilor din exploatare

312. OST acţionează ca agent de planificare a retragerilor din exploatare pentru fiecare element de reţea relevant pe care îl operează.

313. Pentru toate celelalte active relevante, proprietarul desemnează un agent de planificare a retragerilor din exploatare sau acţionează el însuşi în această calitate în ceea ce priveşte activul relevant în cauză şi îşi informează OST cu privire la această desemnare.

Secţiunea 9

Tratamentul activelor relevante aflate într-un sistem

de distribuţie sau într-un sistem de distribuţie închis

314. OST coordonează cu OSD planificarea retragerilor din exploatare ale activelor relevante interne racordate la sistemul său de distribuţie.

315. OST coordonează cu OSDI planificarea retragerilor din exploatare ale activelor relevante interne racordate la sistemul său de distribuţie închis.

Capitolul II

ELABORAREA ŞI ACTUALIZAREA PLANURILOR

DE DISPONIBILITATE A ACTIVELOR RELEVANTE

Secţiunea 1

Variaţii ale termenelor pentru coordonarea retragerilor din exploatare pe un an

316. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă pot conveni în comun cu privire la adoptarea şi punerea în aplicare a unui interval de timp pentru coordonarea retragerilor din exploatare pe anul următor, care se poate abate de la intervalul de timp definit în Secţiunile 4, 7 şi 9 din prezentul capitol, cu condiţia să nu fie afectată coordonarea retragerilor din exploatare în alte zone sincrone.

Secţiunea 2

Dispoziţii generale privind planurile de disponibilitate

317. Starea de disponibilitate a unui activ relevant trebuie să fie una dintre următoarele:

317.1. “disponibil” când activul relevant este gata şi capabil să furnizeze serviciul, indiferent dacă este sau nu în funcţiune;

317.2. “indisponibil” când activul relevant nu este gata şi nu este capabil să furnizeze serviciul;

317.3. “în test” când se testează capacitatea activului relevant de a furniza serviciul;

318. Starea “ în test” se aplică numai atunci când există un impact potenţial asupra sistemului de transport şi în următoarele perioade de timp:

318.1. între prima conectare şi punerea în funcţiune finală a activului relevant respectiv;

318.2. imediat după operaţiuni de întreţinere a activului relevant.

319. Planurile de disponibilitate cuprind cel puţin următoarele informaţii:

319.1. motivul stării “indisponibil” a unui activ relevant;

319.2. în cazul în care sunt identificate aceste situaţii, condiţiile care trebuie îndeplinite înainte de aplicarea stării “indisponibil” a unui activ relevant în timp real;

319.3. timpul necesar pentru readucerea în funcţiune a unui activ relevant, atunci când este necesar, pentru a menţine siguranţa în funcţionare.

320. Starea de disponibilitate a fiecărui activ relevant în intervalul de timp pe un an trebuie să fie prezentată cu rezoluţie zilnică.

321. În cazul în care programele de producere şi programele de consum sunt transmise OST în conformitate cu Secţiunea a 2-a titlul VI Partea a Treia, rezoluţia în timp a stărilor de disponibilitate trebuie să fie în concordanţă cu respectivele programe.

Secţiunea 3

Planurile de disponibilitate orientative pe termen lung

322. Până la doi ani înainte de începerea oricărei coordonări a retragerilor din exploatare pe un an, OST evaluează planurile de disponibilitate orientative corespunzătoare pentru activele relevante interne, furnizate de agenţii de planificare a retragerilor din exploatare în conformitate cu Hotărârea ANRE nr.299/2017 cu privire la prezentarea către ENTSO-E a informaţiilor despre piaţa energiei electrice a Republicii Moldova şi publicarea acestora, şi prezintă observaţii preliminare, inclusiv orice incompatibilităţi în planificarea retragerilor din exploatare, tuturor agenţilor de planificare a retragerilor din exploatare afectaţi.

323. OST efectuează evaluarea referitoare la planurile de disponibilitate orientative pentru activele relevante interne prevăzute la pct.322 în fiecare an, până la începerea perioadei de coordonare a retragerilor din exploatare pe un an.

Secţiunea 4

Furnizarea propunerilor de plan de disponibilitate pe un an

324. Înainte de data de 1 august a fiecărui an calendaristic, un agent de planificare a retragerilor din exploatare, altul decât OST care participă la o regiune de coordonare a retragerilor din exploatare, un OSD sau un OSDI, prezintă OST care participă la regiunea de coordonare a retragerilor din exploatare şi, după caz, OSD sau OSDI un plan de disponibilitate care acoperă anul calendaristic următor pentru fiecare dintre activele sale relevante.

325. OST depune toate eforturile necesare pentru a examina cererile de modificare a unui plan de disponibilitate atunci când le primeşte. În cazul în care acest lucru nu este posibil, OST examinează cererile de modificare a unui plan de disponibilitate după finalizarea coordonării retragerilor din exploatare pe un an.

326. OST examinează cererile de modificare a unui plan de disponibilitate după finalizarea coordonării retragerilor din exploatare pe un an:

326.1. cu respectarea ordinii în care au fost primite cererile de modificare;

326.2. cu aplicarea procedurii stabilite în conformitate cu secţiunea a 10-a din prezentul capitol.

Secţiunea 5

Coordonarea pe un an a stării de disponibilitate a activelor relevante al căror

agent de planificare a retragerilor din exploatare nu este un OST care

participă la o regiune de coordonare a retragerilor din exploatare,

nici un OSD şi nici un OSDI

327. OST evaluează într-un interval pe un an dacă din planurile de disponibilitate primite în conformitate cu secţiunea a 4-a din prezentul capitol decurg incompatibilităţi în planificarea retragerilor din exploatare.

328. Atunci când constată existenţa incompatibilităţilor în planificarea retragerilor din exploatare, OST implementează următorul proces:

328.1. informează fiecare agent de planificare a retragerilor din exploatare afectat despre condiţiile pe care trebuie să le îndeplinească pentru a atenua incompatibilităţile în planificarea retragerilor din exploatare constatate;

328.2. poate solicita ca unul sau mai mulţi agenţi de planificare a retragerilor din exploatare să prezinte un plan alternativ de disponibilitate care să îndeplinească condiţiile prevăzute la subpct. 328.1;

328.3. repetă evaluarea conform pct.327 pentru a stabili dacă persistă vreo incompatibilitate în planificarea retragerilor din exploatare.

329. În urma unei cereri din partea OST în conformitate cu subpct. 328.2, în cazul în care agentul de planificare a retragerilor din exploatare nu prezintă un plan de disponibilitate alternativ menit să atenueze toate incompatibilităţile în planificarea retragerilor din exploatare, OST elaborează un plan de disponibilitate alternativ care trebuie:

329.1. să ia în considerare impactul raportat de agenţii de planificare a retragerilor din exploatare afectaţi, precum şi de OSD sau de OSDI, după caz;

329.2. să limiteze evoluţia planului de disponibilitate alternativ la ceea ce este strict necesar pentru a atenua incompatibilităţile legate de planificarea retragerilor din exploatare;

329.3. să notifice ANRE şi, dacă este cazul, OSD, OSDI afectaţi, precum şi agenţii de planificare a retragerilor din exploatare afectaţi cu privire la planul de disponibilitate alternativ, inclusiv cu privire la motivele pentru elaborarea acestuia, precum şi la impactul raportat de către agenţii de planificare a retragerilor din exploatare afectaţi şi, după caz, de către OSD sau de către OSDI.

Secţiunea 6

Coordonarea pe un an a stării de disponibilitate a activelor relevante al căror

agent de planificare a retragerilor din exploatare este un OST care participă la

o regiune de coordonare a retragerilor din exploatare, un OSD sau un OSDI

330. OST planifică starea de disponibilitate a elementelor de reţea relevante care interconectează diferite zone de control pentru care acţionează ca agent de planificare a retragerilor din exploatare în coordonare cu operatorii sistemelor de transport din aceeaşi regiune de coordonare a retragerilor din exploatare.

331. OST, OSD şi OSDI planifică starea de disponibilitate a elementelor de reţea relevante pentru care îndeplinesc atribuţii de agent de planificare a retragerilor din exploatare şi care nu interconectează diferite zone de control, utilizând ca bază planurile de disponibilitate elaborate în conformitate cu pct.330.

332. La stabilirea stării de disponibilitate a elementelor de reţea relevante în conformitate cu pct.330 şi 331, OST, OSD şi OSDI:

332.1. reduc la minimum impactul asupra pieţei, menţinând în acelaşi timp siguranţa în funcţionare;

332.2. utilizează ca bază planurile de disponibilitate prezentate şi elaborate în conformitate cu secţiunea a 4-a din prezentul capitol.

333. Atunci când detectează o incompatibilitate în planificarea retragerilor din exploatare, OST are dreptul să propună o modificare a planurilor de disponibilitate a activelor interne relevante al căror agent de planificare a retragerilor din exploatare nu este un OST care participă la regiunea de coordonare a retragerilor din exploatare, nici un OSD şi nici un OSDI şi trebuie să identifice o soluţie în coordonare cu agenţii de planificare a retragerilor din exploatare, cu OSD şi cu OSDI în cauză, folosind mijloacele pe care le are la dispoziţie.

334. În cazul în care starea “indisponibil” a unui element de reţea relevant nu a fost planificată după luarea măsurilor de la pct.333, iar lipsa acestei planificări ar pune în pericol siguranţa în funcţionare, OST:

334.1. ia măsurile necesare pentru a planifica starea “indisponibil”, asigurând în acelaşi timp siguranţa în funcţionare, luând în considerare impactul raportat OST de către agenţii de planificare a retragerilor din exploatare afectaţi;

334.2. notifică măsurile prevăzute la subpct. 334.1 tuturor părţilor afectate;

334.3. notifică ANRE, şi, dacă este cazul, OSD sau OSDI afectaţi, precum şi agenţii de planificare a retragerilor din exploatare afectaţi cu privire la măsurile întreprinse, inclusiv prezintă justificarea pentru aceste măsuri şi impactul raportat de către agenţii de planificare a retragerilor din exploatare afectaţi şi, după caz, de către OSD sau de către OSDI.

335. OST pune la dispoziţie, în mediul de date de planificare operaţională al ENTSO-E, toate informaţiile de care dispune cu privire la problemele legate de reţea care trebuie rezolvate şi cu privire la măsurile de remediere care trebuie pregătite şi activate înainte de a declanşa starea de disponibilitate “indisponibil” sau “în test” a unui element de reţea relevant.

Secţiunea 7

Furnizarea planurilor preliminare de disponibilitate pe un an

336. Înainte de data de 1 noiembrie a fiecărui an calendaristic, OST furnizează tuturor celorlalţi operatori ai sistemelor de transport, în mediul de date de planificare operaţională al ENTSO-E, planurile preliminare de disponibilitate pentru anul calendaristic următor pentru toate activele interne relevante.

337. Înainte de data de 1 noiembrie a fiecărui an calendaristic, pentru fiecare activ intern relevant din cadrul unui sistem de distribuţie, OST furnizează OSD planul preliminar de disponibilitate pe un an.

338. Înainte de data de 1 noiembrie a fiecărui an calendaristic, pentru fiecare activ intern relevant din cadrul unui sistem de distribuţie închis, OST furnizează OSDI planul preliminar de disponibilitate pe un an.

Secţiunea 8

Validarea planurilor de disponibilitate pe un an în zonele

de coordonare a retragerilor din exploatare

339. OST verifică dacă apar incompatibilităţi în planificarea retragerilor din exploatare atunci când ţine cont de toate planurile preliminare de disponibilitate pe un an.

340. În absenţa unor incompatibilităţi în planificarea retragerilor din exploatare, OST în comun cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din regiunea de coordonare a retragerilor din exploatare validează planurile de disponibilitate pe un an pentru toate activele relevante din respectiva regiune de coordonare a retragerilor din exploatare.

341. În cazul în care detectează o incompatibilitate în planificarea retragerilor din exploatare, OST în comun cu operatorii sistemelor de transport implicaţi din regiunea (regiunile) de coordonare a retragerilor din exploatare în cauză identifică o soluţie în coordonare cu agenţii de planificare a retragerilor din exploatare, cu OSD şi cu OSDI în cauză, utilizând mijloacele pe care le au la dispoziţie şi respectând pe cât posibil, planurile de disponibilitate prezentate de agenţii de planificare a retragerilor din exploatare, care nu sunt OST ce participă la regiunea de coordonare a retragerilor din exploatare, nici OSD şi nici OSDI, elaborate în conformitate cu secţiunile 5 – 6 din prezentul capitol. Dacă se identifică o soluţie, OST în comun cu operatorii sistemelor de transport din regiunea (regiunile) de coordonare a retragerilor din exploatare în cauză, actualizează şi validează planurile de disponibilitate pe un an pentru toate activele relevante.

342. Dacă nu se identifică o soluţie pentru o incompatibilitate în planificarea retragerilor din exploatare, OST, sub rezerva aprobării de către ANRE, este obligat:

342.1. să aducă forţat la starea “disponibil” toate stările “indisponibil” sau “în test” pentru activele relevante implicate în incompatibilitatea de planificare a unei retrageri din exploatare în perioada în cauză;

342.2. să notifice ANRE şi, dacă este cazul, OSD sau OSDI afectaţi, precum şi agenţii de planificare a retragerilor din exploatare afectaţi cu privire la măsurile întreprinse, inclusiv să prezinte justificarea pentru aceste măsuri şi impactul raportat de către agenţii de planificare a retragerilor din exploatare afectaţi şi, după caz, de către OSD sau de către OSDI.

343. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din regiunea de coordonare a retragerilor din exploatare în cauză actualizează şi validează, în consecinţă, planurile de disponibilitate pe un an pentru toate activele relevante.

Secţiunea 9

Planurile finale de disponibilitate pe un an

344. Înainte de data de 1 decembrie a fiecărui an calendaristic, OST:

344.1. finalizează coordonarea retragerilor din exploatare pe un an ale activelor interne relevante;

344.2. finalizează planurile de disponibilitate pe un an pentru activele interne relevante şi le stochează în mediul de date de planificare operaţională al ENTSO-E.

345. Înainte de data de 1 decembrie a fiecărui an calendaristic, OST furnizează agentului său de planificare a retragerilor din exploatare planul său final de disponibilitate pe un an al fiecărui activ intern relevant.

346. Înainte de data de 1 decembrie a fiecărui an calendaristic, OST furnizează OSD relevant planul său final de disponibilitate pe un an a fiecărui activ intern relevant din cadrul sistemului de distribuţie.

347. Înainte de data de 1 decembrie a fiecărui an calendaristic, OST furnizează OSDI relevant planul său final de disponibilitate pe un an a fiecărui activ intern relevant din cadrul sistemului de distribuţie închis.

Secţiunea 10

Actualizările planurilor finale de disponibilitate pe un an

348. Agentul de planificare a retragerilor din exploatare trebuie să poată lansa o procedură de modificare a planului final de disponibilitate pe un an în perioada dintre finalizarea coordonării retragerilor din exploatare pe un an şi executarea sa în timp real.

349. Agentul de planificare a retragerilor din exploatare care nu este un operator al sistemului de transport care participă la regiunea de coordonare a retragerilor din exploatare trebuie să poată depune, la OST, o cerere de modificare a planului final de disponibilitate pe un an a activelor relevante din sfera sa de responsabilitate.

350. În cazul unei cereri de modificare în conformitate cu pct.349, se aplică următoarea procedură:

350.1. operatorul sistemului de transport destinatar confirmă primirea cererii şi evaluează cât mai curând posibil dacă modificarea determină apariţia unor incompatibilităţi în planificarea retragerilor din exploatare;

350.2. în cazul în care se depistează incompatibilităţi în planificarea retragerilor din exploatare, operatorii sistemelor de transport implicaţi din regiunea de coordonare a retragerilor din exploatare identifică în comun o soluţie în coordonare cu agenţii de planificare a retragerilor din exploatare în cauză şi, dacă este cazul, cu OSD şi cu OSDI, utilizând mijloacele aflate la dispoziţia lor;

350.3. dacă nu a fost depistată nicio incompatibilitate în planificarea retragerilor din exploatare sau dacă nu persistă nicio incompatibilitate în planificarea retragerilor din exploatare, operatorul sistemului de transport destinatar validează modificarea solicitată şi, în consecinţă, informează toate părţile afectate şi actualizează planul final de disponibilitate pe un an în mediul de date de planificare operaţională al ENTSO-E;

350.4. în cazul în care nu se găseşte nicio soluţie pentru incompatibilităţile în planificarea retragerilor din exploatare, operatorul sistemului de transport respinge modificarea solicitată.

351. Atunci când un operator al sistemului de transport care participă la o regiune de coordonare a retragerilor din exploatare, intenţionează să modifice planul final de disponibilitate pe un an a unui activ relevant pentru care acţionează ca agent de planificare a retragerilor din exploatare, acesta iniţiază procedura următoare:

351.1. operatorul sistemului de transport solicitant elaborează o propunere de modificare a planului de disponibilitate pe un an, inclusiv o evaluare a măsurii în care aceasta ar putea conduce la incompatibilităţi în planificarea retragerilor din exploatare, şi îşi prezintă propunerea tuturor celorlalţi operatori ai sistemelor de transport din regiunea (regiunile) de coordonare a retragerilor din exploatare;

351.2. dacă se constată incompatibilităţi în planificarea retragerilor din exploatare, operatorii sistemelor de transport implicaţi din regiunea de coordonare a retragerilor din exploatare identifică o soluţie în coordonare cu agenţii de planificare a retragerilor din exploatare în cauză şi, dacă este cazul, cu OSD şi cu OSDI, utilizând mijloacele aflate la dispoziţia acestora;

351.3. dacă nu a fost detectată nicio incompatibilitate în planificarea retragerilor din exploatare sau dacă se identifică o soluţie la incompatibilitatea în planificarea retragerilor din exploatare, operatorii sistemelor de transport implicaţi din regiunea de coordonare a retragerilor din exploatare validează modificarea solicitată şi, în consecinţă, informează toate părţile afectate şi actualizează planul final de disponibilitate pe un an în mediul de date de planificare operaţională al ENTSO-E;

351.4. dacă nu se identifică nici o soluţie la incompatibilităţile în planificarea retragerilor din exploatare, operatorul sistemului de transport solicitant îşi anulează procedura de modificare.

Capitolul III

EXECUTAREA PLANURILOR DE DISPONIBILITATE

Secţiunea 1

Gestionarea stării “în test” a activelor relevante

352. Cu o lună înainte de începerea stării “ în test”, agentul de planificare a retragerilor din exploatare a unui activ relevant al cărui stare de disponibilitate a fost declarată ca fiind “în test” furnizează către OST şi, dacă este racordat la un sistem de distribuţie, inclusiv la un sistem de distribuţie închis, către OSD sau către OSDI, următoarele:

352.1. un plan detaliat al testelor;

352.2. un calendar indicativ de producere sau de consum, dacă activul relevant în cauză este un modul de generare relevant sau un loc de consum relevant;

352.3. modificările aduse topologiei sistemului de transport sau sistemului de distribuţie, în cazul în care activul relevant în cauză este un element de reţea relevant.

353. Agentul de planificare a retragerilor din exploatare actualizează informaţiile menţionate la pct.352 de îndată ce acestea suferă vreo modificare.

354. OST al unui activ relevant a cărui stare de disponibilitate a fost declarată ca fiind “în test” furnizează informaţiile primite în conformitate cu pct.352 tuturor celorlalţi operatori ai sistemelor de transport din regiunea (regiunile sale) de coordonare a retragerilor din exploatare, la solicitarea acestora.

355. În cazul în care activul relevant menţionat la pct.352 este un element de reţea relevant care interconectează două sau mai multe zone de control, OST şi operatorii sistemelor de transport din zonele de control în cauză convin cu privire la informaţiile care urmează să fie furnizate în conformitate cu pct.352.

Secţiunea 2

Procedura de tratare a retragerilor forţate din exploatare

356. OST elaborează o procedură pentru a remedia situaţia în care o retragere forţată din exploatare i-ar periclita siguranţa în funcţionare. Procedura trebuie să permită OST să se asigure că stările “disponibil” sau “indisponibil” al altor active relevante din zona sa de control pot fi schimbate în “indisponibil” sau, respectiv, “disponibil”.

357. OST urmează procedura prevăzută la pct.356 numai în cazul în care nu se ajunge la nici un acord cu agenţii de planificare a retragerilor din exploatare în ceea ce priveşte soluţiile pentru retragerile forţate din exploatare. OST informează în consecinţă ANRE.

358. Atunci când iniţiază procedura, OST respectă, în măsura posibilului, limitările tehnice ale activelor relevante.

359. Un agent de planificare a retragerilor din exploatare notifică retragerea forţată din exploatare a unuia sau a mai multor dintre activele sale relevante către OST şi, în cazul în care este racordat la un sistem de distribuţie sau la un sistem de distribuţie închis, către OSD sau OSDI, cât mai curând posibil după începutul retragerii forţate din exploatare.

360. La notificarea retragerii forţate din exploatare, agentul de planificare a retragerilor din exploatare furnizează următoarele informaţii:

360.1. motivul pentru care are loc retragerea forţată din exploatare;

360.2. durata preconizată a retragerii forţate din exploatare;

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

361. În cazul în care constată că una sau mai multe retrageri forţate din exploatare prevăzute la pct.356 ar putea scoate sistemul său de transport din starea normală de funcţionare, OST informează agentul (agenţii) de planificare a retragerilor din exploatare afectat(i) cu privire la termenul în care siguranţa în funcţionare nu mai poate fi menţinută, cu excepţia cazului în care activele lor relevante aflate în retragere forţată din exploatare revin la starea “disponibil”. Agenţii de planificare a retragerilor din exploatare informează OST dacă sunt capabili să respecte termenul respectiv şi furnizează justificări întemeiate dacă nu sunt în măsură să respecte acest termen.

362. În urma modificărilor efectuate în planul de disponibilitate din cauza retragerilor forţate din exploatare, OST actualizează mediul de date de planificare operaţională al ENTSO-E cu cele mai recente informaţii, în conformitate cu termenele stabilite în Hotărârea ANRE nr.299/2017 cu privire la prezentarea către ENTSO-E a informaţiilor despre piaţa energiei electrice a Republicii Moldova şi publicarea acestora.

Secţiunea 3

Executarea în timp real a planurilor de disponibilitate

363. Fiecare proprietar al unei instalaţii de producere a energiei electrice se asigură că toate modulele de generare pe care le deţine şi care sunt declarate în starea “disponibil” sunt pregătite pentru producerea de energie electrică în conformitate cu capacităţile tehnice declarate ale acestora, atunci când este necesar pentru a menţine siguranţa în funcţionare, cu excepţia cazului de retragere forţată din exploatare.

364. Fiecare proprietar al unei instalaţii de producere a energiei electrice se asigură că nici un modul de generare pe care îl deţine şi care este declarat în starea “indisponibil” nu produce energie electrică.

365. Fiecare proprietar al unui loc de consum se asigură că nici un loc de consum pe care îl deţine şi care este declarat în starea “indisponibil” nu consumă energie electrică.

366. Fiecare proprietar al unui element de reţea relevant se asigură că toate elementele de reţea relevante pe care le deţine şi care sunt declarate în starea “disponibil” sunt pregătite pentru transportul de energie electrică în conformitate cu capacităţile tehnice declarate, atunci când este necesar, pentru a menţine siguranţa în funcţionare, cu excepţia cazului de retragere forţată din exploatare.

367. Fiecare proprietar al unui element de reţea relevant se asigură că toate elementele relevante de reţea pe care le deţine şi care sunt declarate în starea “indisponibil” nu transportă energie electrică.

368. Când se aplică condiţii specifice legate de reţea pentru executarea stării “indisponibil” sau “în test” a unui element de reţea relevant în conformitate cu pct.335, OST, OSD sau OSDI în cauză evaluează îndeplinirea acestor condiţii înainte de executarea respectivei stări. Dacă nu sunt îndeplinite aceste condiţii, OST, OSD sau OSDI în cauză transmite proprietarului elementului relevant de reţea dispoziţii să nu execute integral sau parţial starea “indisponibil” sau “în test”.

369. Atunci când constată că executarea unei stări “indisponibil” sau “în test” a unui activ relevant determină sau ar putea determina ieşirea sistemului de transport din starea normală de funcţionare, OST transmite către proprietarul activului relevant de reţea, dacă acesta este racordat la sistemul de transport, sau către OSD ori către OSDI dacă este racordat la un sistem de distribuţie sau la un sistem de distribuţie închis, dispoziţii să amâne executarea stării “indisponibil” sau “în test” a respectivului activ relevant conform instrucţiunilor sale şi în măsura în care este posibil, respectând totodată limitele tehnice şi de siguranţă.

Titlul IV

ADECVANŢA

Secţiunea 1

Prognoză pentru analiza adecvanţei zonei de control

370. OST pune la dispoziţia tuturor celorlalţi OST, în mediul de date de planificare operaţională al ENTSO-E, orice prognoză utilizată pentru analizele adecvanţei zonei de control, în conformitate cu secţiunile 2 şi 4 din prezentul titlu.

Secţiunea 2

Analiza adecvanţei zonei de control

371. OST efectuează analiza adecvanţei zonei de control, evaluând posibilitatea ca suma producerii din zona sa de control şi a capacităţilor de import transfrontalier să corespundă consumului total din zona sa de control în diferite scenarii operaţionale, ţinând cont de nivelul necesar al rezervelor de putere activă prevăzute în secţiunile 1 şi 2 titlul I Partea a Patra.

372. Atunci când efectuează analiza adecvanţei zonei de control în conformitate cu pct.371, OST:

372.1. utilizează cele mai recente planuri de disponibilitate şi cele mai recente date disponibile pentru:

372.1.1. capabilităţile modulelor de generare, prezentate în conformitate cu pct.164, precum şi în conformitate cu secţiunea a 1-a cap, IV titlul II Partea a Doua şi secţiunea a 3-a cap, V titlul II Partea a Doua;

372.1.2. capacitatea interzonală;

372.1.3. potenţialul consum dispecerizabil, prezentate în conformitate cu secţiunile 1 şi 2 cap. VI II Partea a Doua;

372.2. ia în considerare contribuţia energiei produse din surse regenerabile şi a consumului;

372.3. evaluează probabilitatea şi durata estimată a unei lipse a adecvanţei şi preconizează cantitatea de energie nefurnizată ca urmare a unei astfel de absenţe.

373. În cel mai scurt timp posibil, după evaluarea lipsei adecvanţei în zona sa de control, OST notifică ANRE şi organul central de specialitate al administraţiei publice în domeniul energeticii şi, după caz, orice altă parte afectată.

374. În cel mai scurt timp posibil, după evaluarea lipsei adecvanţei în zona sa de control, OST informează toţi operatorii sistemelor de transport relevanţi în acest sens, prin mediul de date de planificare operaţională al ENTSO-E.

Secţiunea 3

Adecvanţa zonei de control până la, inclusiv, cu o săptămână înainte

375. OST contribuie la perspectivele anuale paneuropene asupra adecvanţei producerii în perioada de vară şi de iarnă, aplicând metodologia adoptată de ENTSO-E.

376. De două ori pe an, OST efectuează o analiză a adecvanţei zonei de control pentru perioada de vara şi, respectiv, pentru perioada de iarna următoare, luând în considerare scenarii paneuropene compatibile cu perspectivele anuale paneuropene asupra adecvanţei producerii în perioada de vară şi de iarnă.

377. OST îşi actualizează analiza adecvanţei zonei de control dacă identifică vreo modificare probabilă a stării de disponibilitate a modulelor de generare, a estimărilor de consum, a estimărilor pentru sursele de energie regenerabilă sau a capacităţilor interzonale, care ar putea influenţa în mod semnificativ adecvanţa preconizată.

Secţiunea 4

Adecvanţa zonei de control în intervalul pe o zi şi în intervalul intrazilnic

378. OST efectuează o analiză a adecvanţei zonei de control într-un interval de timp pe o zi şi în intervalul intrazilnic, pe baza următoarelor elemente:

378.1. programele menţionate în secţiunea a 2-a în titlul VI;

378.2. consumul prognozat;

378.3. producerea preconizată de energie electrică din surse regenerabile de energie;

378.4. rezervele de putere activă în conformitate cu datele furnizate OST în conformitate cu subpct. 171.1;

378.5. capacităţile de import şi de export ale zonei de control, care sunt în concordanţă cu capacităţile interzonale calculate, acolo unde este cazul, în conformitate cu secţiunea a 1-a cap. I titlul II din Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor;

378.6. capabilităţile modulelor de generare potrivit datelor furnizate în conformitate cu pct.163, precum şi în conformitate cu secţiunea a 1-a cap, IV titlul II Partea a Doua şi secţiunea a 3-a cap, V titlul II Partea a Doua;

378.7. capabilităţile locurilor de consum cu consumul dispecerizabil în conformitate cu datele furnizate în temeiul secţiunilor 1 şi 2 cap. VI titlul II Partea a Doua, precum şi stările lor de disponibilitate.

379. OST evaluează:

379.1. nivelul minim de import şi nivelul maxim de export compatibile cu adecvanţa zonei sale de control;

379.2. durata preconizată a unei eventuale lipse a adecvanţei;

379.3. cantitatea de energie care nu este furnizată în lipsa adecvanţei.

380. În cazul în care, în urma analizei efectuate în conformitate cu pct.378, adecvanţa nu este asigurată, OST notifică către ANRE lipsa adecvanţei. OST prezintă ANRE o analiză a cauzelor lipsei adecvanţei şi propune măsuri de atenuare.

TITLUL V

SERVICII DE SISTEM

Secţiunea 1

Servicii de sistem

381. OST monitorizează disponibilitatea serviciilor de sistem.

382. În ceea ce priveşte serviciile de putere activă şi putere reactivă, şi în coordonare cu operatorii sistemelor de transport relevanţi, după caz, OST:

382.1. elaborează, instituie şi gestionează achiziţiile de servicii de sistem;

382.2. monitorizează, în baza datelor, furnizate în conformitate cu titlul II Partea a Doua, dacă nivelul şi localizarea serviciilor de sistem disponibile permit asigurarea siguranţei în funcţionare;

382.3. utilizează toate mijloacele disponibile eficiente din punct de vedere economic şi fezabile pentru a obţine nivelul necesar de servicii de sistem.

383. OST publică nivelurile capacităţii de rezervă necesare pentru a menţine siguranţa în funcţionare.

384. OST comunică nivelul disponibil al rezervelor de putere activă celorlalţi operatori ai sistemelor de transport relevanţi, la cerere.

Secţiunea 2

Servicii de sistem pentru puterea reactivă

385. Pentru fiecare interval de planificare operaţională, OST evaluează, în baza propriilor prognoze, dacă serviciile sale de sistem pentru puterea reactivă disponibile sunt suficiente pentru a menţine siguranţa în funcţionare a sistemului de transport.

386. Pentru a spori eficienţa funcţionării elementelor sistemului său de transport, OST monitorizează:

386.1. capacităţile disponibile de putere reactivă ale instalaţiilor de producere a energiei electrice;

386.2. capacităţile disponibile de putere reactivă ale locurilor de consum racordate la sistemul de transport;

386.3. capacităţile disponibile de putere reactivă ale OSD;

386.4. echipamentele racordate la sistemul de transport disponibile pentru furnizarea puterii reactive;

386.5. raportul dintre puterea activă şi puterea reactivă la interfaţa dintre sistemul de transport şi sistemele de distribuţie racordate la sistemul de transport.

387. În cazul în care nivelul serviciilor de sistem pentru puterea reactivă nu este suficient pentru a menţine siguranţa în funcţionare, OST:

387.1. informează OST învecinaţi;

387.2. pregăteşte şi activează măsuri de remediere în conformitate cu secţiunea a 6-a titlul I Partea a Doua.

TITLUL VI

PROGRAMARE

Secţiunea 1

Stabilirea proceselor de programare

388. Atunci când stabileşte un proces de programare, OST ţine cont de şi completează, dacă este cazul, condiţiile operaţionale ale metodologiei de furnizare a datelor privind producerea şi consumul, elaborată în conformitate cu secţiunea a 3-a cap. I titlul II din Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor.

389. În cazul în care o zonă de ofertare acoperă doar o singură zonă de control, sfera geografică a zonei de programare este egală cu zona de ofertare. În cazul în care o zonă de control acoperă mai multe zone de ofertare, sfera geografică a zonei de programare este egală cu zona de ofertare. În cazul în care o zonă de ofertare cuprinde mai multe zone de control, operatorii sistemelor de transport din această zonă de ofertare pot decide de comun acord să opereze un proces de programare comun. În caz contrar, fiecare zonă de control din respectiva zonă de ofertare este considerată o zonă de programare separată.

390. La data intrării în vigoare a prezentelor linii directoare, zona de control a OST din Republica Moldova acoperă întreaga zonă de ofertare din Republica Moldova, astfel cum este definită la art.42 alin.(1) din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, iar sfera geografică a zonei de programare este egală cu zona de ofertare. Prevederile prezentului punct nu aduc atingere posibilităţii revizuirii zonei de ofertare în conformitate cu principiile stabilite în art.42 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, precum şi în cap. II titlul II din Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor.

391. Pentru fiecare instalaţie de producere a energiei electrice şi pentru fiecare loc de consum, care fac obiectul cerinţelor de programare prevăzute în TCM naţionale, proprietarul ul în cauză desemnează un agent de programare sau acţionează în calitate de agent de programare.

392. Fiecare participant la piaţă şi agent de transfer, sub rezerva cerinţelor de programare prevăzute în TCM naţionale, desemnează un agent de programare sau acţionează în calitate de agent de programare.

393. OST care operează zona de programare stabileşte modalităţile necesare prelucrării programelor furnizate de agenţii de programare.

394. În cazul în care o zonă de programare acoperă mai mult de o zonă de control, operatorii sistemelor de transport responsabili de zonele de control stabilesc de comun acord care operator al sistemului de transport va fi responsabil de operarea zonei de programare.

Secţiunea 2

Notificarea programelor în zonele de programare

395. Fiecare agent de programare, cu excepţia agenţilor de programare ai agenţilor de transfer, transmit OST care operează zona de programare, dacă acest lucru este solicitat de OST şi, după caz, unui terţ, următoarele programe:

395.1. programele de producere;

395.2. programele de consum;

395.3. programele pentru schimburile comerciale interne;

395.4. programele pentru schimburile comerciale externe.

396. Fiecare agent de programare al unui agent de transfer sau, după caz, al unei contrapărţi centrale, transmite OST care operează o zonă de programare acoperită de cuplarea pieţei, dacă acest lucru este solicitat de OST şi, dacă este cazul, unui terţ, următoarele programe:

396.1. programele pentru schimburile comerciale externe ca:

396.1.1. schimburi multilaterale între zona de programare şi un grup de alte zone de programare;

396.1.2. schimburi bilaterale între zona de programare şi o altă zonă de programare;

396.2. programe pentru schimburile comerciale interne între agentul de transfer şi contrapărţile centrale;

396.3. programe pentru schimburile comerciale interne între agentul de transfer şi alţi agenţi de transfer.

Secţiunea 3

Coerenţa programelor

397. OST care operează zona de programare verifică dacă programele de producere, de consum, de schimburi comerciale externe, precum şi programele schimburilor externe ale OST din zona sa de programare sunt echilibrate.

398. În cazul programelor schimburilor externe ale OST, OST convine cu privire la valorile din program cu respectivul operator al sistemului de transport. În absenţa unui acord, se aplică valoarea cea mai mică.

399. Pentru schimburile bilaterale între două zone de programare, OST convine asupra programelor de schimburi comerciale externe cu respectivul operator al sistemului de transport. În absenţa unui acord cu privire la valorile programelor schimburilor comerciale, se aplică valoarea cea mai mică.

400. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport care operează zone de programare trebuie să verifice dacă toate programele de schimburi cu alte sisteme în capacitate de schimb agregată între zonele de programare din zona sincronă sunt echilibrate. În cazul în care apare o nepotrivire, iar OST şi operatorii sistemelor de transport respectivi nu cad de acord în privinţa programului schimburilor cu alte sisteme în capacitate de schimb agregată, se aplică valoarea cea mai mică.

401. Fiecare agent de programare al unui agent de transfer sau, după caz, al unei contrapărţi centrale, furnizează OST, la solicitarea acestuia, valorile schimburilor comerciale externe ale fiecărei zone de programare implicate în cuplarea pieţelor sub formă de programe ale schimburilor cu alte sisteme în capacitate de schimb agregată.

402. Fiecare calculator al schimburilor programate furnizează OST, la solicitarea acestuia, valorile schimburilor comerciale programate aferente zonelor de programare implicate în cuplarea pieţelor, sub formă de programe ale schimburilor cu alte sisteme în capacitate de schimb agregată, inclusiv ale schimburilor bilaterale dintre două zone de programare.

Secţiunea 4

Furnizarea de informaţii către alţi operatori ai sistemelor de transport

403. La solicitarea altui operator al sistemului de transport, operatorul sistemului de transport de la care se solicită informaţia calculează şi furnizează:

403.1. programele schimburilor cu alte sisteme în capacitate de schimb agregată;

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

404. Atunci când este necesar pentru crearea modelului comun de reţea, în conformitate cu pct.246, operatorul sistemului de transport care operează o zonă de programare furnizează oricărui operator al sistemului de transport solicitant:

404.1. programele de producere;

404.2. programele de consum.

TITLUL VII

MEDIUL DE DATE DE PLANIFICARE OPERAŢIONALĂ AL ENTSO-E

405. OST utilizează modelul de reţea comun oficial disponibil în mediul de date de planificare operaţională al ENTSO-E pentru analiza siguranţei în funcţionare.

406. OST utilizează cel puţin starea de disponibilitate a activelor relevante şi informaţiile privind planurile de disponibilitate de pe platforma ENTSO-E.

407. OST utilizează informaţii relevante pentru realizarea analizelor coordonate a adecvanţei de pe platforma ENTSO-E.

PARTEA A PATRA

REGLAJUL FRECVENŢĂ-PUTERE ŞI REZERVELE

TITLUL I

ACORDURI OPERAŢIONALE

Secţiunea 1

Acorduri operaţionale de zonă sincronă

408. OST în comun cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din regiunea sincronă elaborează propuneri comune, cu excepţia situaţiei în care au fost deja adoptate sau stabilite pe bază contractuală, pentru:

408.1. regulile de dimensionare pentru RSF, în conformitate cu secţiunea a 1-a, titlul V, partea a Patra;

408.2. proprietăţile suplimentare ale RSF, în conformitate cu pct.534;

408.3. parametrii care definesc calitatea frecvenţei şi parametrii-ţintă pentru calitatea frecvenţei, în conformitate cu Secţiunea a 1-a, titlul II, partea a Patra;

408.4. parametrii-ţintă pentru abaterea de reglaj la restabilirea frecvenţei pentru fiecare bloc RFP, în conformitate cu Secţiunea a 2-a, titlul II, partea a Patra;

408.5. metodologia de evaluare a riscului şi a evoluţiei riscului de epuizare a RSF din zona sincronă, în conformitate cu pct.436;

408.6. monitorizarea zonei sincrone, în conformitate cu Secţiunea a 7-a, titlul II, partea a Patra;

408.7. calculul valorii programate a puterii de schimb reglate din poziţia netă a zonei CA în zonă cu o perioadă comună de variaţie a sarcinii pentru calcularea ARZ într-o zonă sincronă cu mai mult de o zonă RFP, în conformitate cu Secţiunea a 10-a, titlul II, partea a Patra;

408.8. dacă este cazul, limitări ale producerii de putere activă liniilor de interconexiune HVDC între zonele sincrone, în conformitate cu Secţiunea a 11-a, titlul II, partea a Patra;

408.9. structura RFP, în conformitate cu Secţiunea a 1-a, titlul III, partea a Patra;

408.10. dacă este cazul, metodologia pentru a reduce abaterea timpului electric, în conformitate cu Titlul VIII partea a Patra;

408.11. ori de câte ori zona sincronă este operată de mai mult de un operator al sistemului de transport, alocarea specifică a responsabilităţilor între operatorii sistemelor de transport, în conformitate cu Secţiunea a 3-a, titlul III, partea a Patra;

408.12. proceduri operaţionale în cazul de epuizare a RSF;

408.13. proceduri operaţionale în vederea reducerii abaterii frecvenţei de sistem pentru a readuce starea sistemului la starea normală de funcţionare şi pentru a limita riscul de intrare în starea de urgenţă, în conformitate cu pct.524;

408.14. rolurile şi responsabilităţile operatorii sistemelor de transport care implementează un proces de compensare a dezechilibrelor, un proces de activare a RRF transfrontaliere sau un proces de activare a RI transfrontaliere, în conformitate cu pct.506;

408.15. cerinţe privind disponibilitatea, fiabilitatea şi redundanţa infrastructurii tehnice, în conformitate cu pct.513;

408.16. norme comune pentru operarea în stare normală de funcţionare şi în stare de alertă, în conformitate cu pct.521 şi măsurile menţionate la pct.529;

408.17. perioada minimă de activare care trebuie asigurata de furnizorii de RSF, în conformitate cu pct.559;

408.18. ipotezele şi metodologia pentru analiza cost-beneficiu, în vederea evaluării duratei necesare pentru ca unităţile de furnizare a RSF sau grupurile de furnizare a RSF cu rezervoare de energie cu capacitate limitată să rămână disponibile în starea de alertă;

408.19. rolurile şi responsabilităţile OST cu rezerve racordate, ale OST receptor al rezervei şi ale OST afectat în ceea ce priveşte schimbul de RRF şi RI, definite în conformitate cu pct.606;

408.20. rolurile şi responsabilităţile operatorului sistemului de transport care furnizează capacitatea de reglaj, ale operatorului sistemului de transport care primeşte capacitatea de reglaj şi ale OST afectat în ceea ce priveşte partajarea de RRF şi RI, definite în conformitate cu pct.612;

408.21. rolurile şi responsabilităţile OST cu rezerve racordate, ale OST receptor al rezervei şi ale OST afectat în ceea ce priveşte schimbul de rezerve între zonele sincrone, precum şi ale OST furnizor al capacităţii de reglaj, ale OST beneficiar al capacităţii de reglaj şi ale OST afectat în ceea ce priveşte partajarea de rezerve între zonele sincrone, definite în conformitate cu pct.624;

408.22. metodologia de stabilirea a unor limite cu privire la amploarea partajării de RSF între zonele sincrone, definită în conformitate cu pct.641;

408.23. metodologia de stabilire a unor limite în ceea ce priveşte amploarea schimbului de RRF între zonele sincrone, definită în conformitate cu pct.645 şi metodologia de stabilire a unor limite în ceea ce priveşte amploarea partajării de RRF între zonele sincrone, definită în conformitate cu pct.650;

408.24. metodologia de stabilire a limitelor cantităţii de RI schimbate între zonele sincrone, definită în conformitate cu pct.654 şi metodologia de stabilire a limitelor cantităţii de RI partajate între zonele sincrone, definită în conformitate cu pct.659.

409. OST elaborează şi prezintă ANRE spre aprobare lista TCM prevăzute la subpct. 19.6. După aprobarea listei cu TCM respective şi îndeplinirea celorlalte condiţii de funcţionare în cadrul zonei sincrone, OST încheie acordul operaţional cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă.

Secţiunea 2

Acorduri operaţionale în blocul RFP

410. OST în comun cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP elaborează propuneri comune, cu excepţia cazului în care sunt deja adoptate sau stabilite pe bază contractuală, pentru:

410.1. în cazul în care blocul RFP constă din mai mult de o zonă RFP, parametrii-ţintă ARRF aferenţi fiecărei zone RFP, definiţi în conformitate cu pct.430;

410.2. responsabilul cu monitorizarea blocului RFP, conform pct.443;

410.3. restricţii de rampă la producerea de putere activă, în conformitate cu secţiunea a 11-a, titlul II, Partea a Patra;

410.4. în cazul în care blocul RFP este operat de mai mult de un operator al sistemului de transport, alocarea specifică a responsabilităţilor între operatorii sistemelor de transport din interiorul blocului RFP, în conformitate cu pct.464;

410.5. dacă este cazul, desemnarea operatorului sistemului de transport responsabil pentru sarcinile prevăzute la pct.481;

410.6. cerinţe suplimentare privind disponibilitatea, fiabilitatea şi redundanţa infrastructurii tehnice definite în conformitate cu pct.514;

410.7. proceduri operaţionale în caz de epuizare a RRF sau RI, în conformitate cu pct.522;

410.8. regulile de dimensionare RRF, definite în conformitate cu pct.562;

410.9. regulile de dimensionare RI, definite în conformitate cu pct.579;

410.10. în cazul în care blocul RFP este operat de mai mult de un operator al sistemului de transport, alocarea specifică a responsabilităţilor definite în conformitate cu pct.564 şi, dacă este cazul, alocarea specifică a responsabilităţilor definite în conformitate cu pct.583;

410.11. procedura de escaladare definită în conformitate cu pct.565 şi, dacă este cazul, procedura de escaladare definită în conformitate cu pct.584;

410.12. cerinţele privind disponibilitatea RRF, cerinţele privind controlul de calitate definite în conformitate cu pct.567 şi, dacă este cazul, cerinţele privind disponibilitatea RI şi cerinţele privind controlul de calitate, definite în conformitate cu pct.586;

410.13. dacă este cazul, limitele schimbului de RSF între diferite zone RFP din diferitele blocuri RFP din zona sincronă şi schimbul de RRF sau RI între zonele RFP ale unui bloc RFP dintr-o zonă sincronă formată din mai mult de un bloc RFP, definite în conformitate cu pct.597, precum şi cu secţiunea a 5-a şi a 7-a din cap. I, titlul VII, partea a Patra;

410.14. rolurile şi responsabilităţile OST cu rezerve racordate, ale OST receptor al rezervei şi ale OST afectat în ceea ce priveşte schimbul de RRF şi/sau de RI cu operatorii sistemelor de transport din alte blocuri RFP, definite în conformitate cu pct.611;

410.15. rolurile şi responsabilităţile OST furnizor al capacităţii de reglaj, ale OST beneficiar al capacităţii de reglaj şi ale OST afectat în ceea ce priveşte partajarea de RRF şi de RI, definite în conformitate cu pct.618;

410.16. rolurile şi responsabilităţile OST furnizor al capacităţii de reglaj, ale OST beneficiar al capacităţii de reglaj şi ale OST afectat în ceea ce priveşte partajarea de RRF şi de RI între zonele sincrone, în conformitate cu pct.644;

410.17. măsuri de coordonare care vizează reducerea ARRF, în conformitate cu pct.528;

410.18. măsuri de a reduce ARRF prin solicitarea modificării producerii sau a consumului de putere activă a modulelor de generare şi a unităţilor consumatoare, în conformitate cu pct.530.

411. OST în coordonare cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP prezintă spre aprobare ANRE şi tuturor autorităţilor de reglementare ale blocului RFP în cauză TCM prevăzute la subpct. 19.7. După aprobarea listei cu TCM respective, OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP urmează să actualizeze acordul operaţional în blocul RFP.

Secţiunea 3

Acordul operaţional de zonă RFP

412. Toţi operatorii sistemelor de transport din zona RFP încheie un acord operaţional de zonă RFP care include cel puţin:

412.1. alocarea specifică a responsabilităţilor între operatorii sistemelor de transport din interiorul zonei RFP, în conformitate cu pct.465;

412.2. desemnarea operatorului sistemului de transport responsabil pentru implementarea şi operarea procesului de restabilire a frecvenţei, în conformitate cu pct.474.

Secţiunea 4

Acordul operaţional în zona de monitorizare

413. Operatorii sistemelor de transport din zona de monitorizare încheie un acord operaţional în zona de monitorizare care include cel puţin alocarea responsabilităţilor între operatorii sistemelor de transport din aceeaşi zonă de monitorizare, în conformitate cu pct.464.

Secţiunea 5

Acordul privind compensarea dezechilibrelor

414. OST în comun cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport care participă la acelaşi proces de compensare a dezechilibrelor elaborează şi utilizează un acord de compensare a dezechilibrelor, care include cel puţin rolurile şi responsabilităţile operatorilor sistemelor de transport, în conformitate cu pct.507.

Secţiunea 6

Acordul de activare a RRF transfrontaliere

415. OST în comun cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport care participă la acelaşi proces de activare a RRF transfrontaliere elaborează şi utilizează acordul de activare a RRF transfrontaliere, care include cel puţin rolurile şi responsabilităţile operatorilor sistemelor de transport, în conformitate cu pct.507.

Secţiunea 7

Acordul de activare a RI transfrontaliere

416. OST în comun cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport care participă la acelaşi proces de activare a RI transfrontaliere elaborează şi utilizează acordul de activare a RI transfrontaliere, care include cel puţin rolurile şi responsabilităţile operatorilor sistemelor de transport, în conformitate cu pct.507.

Secţiunea 8

Acordul de partajare

417. OST în comun cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport care participă la acelaşi proces de partajare a RSF, RRF sau RI, stabilesc un acord de partajare care include cel puţin:

417.1. în cazul partajării RRF sau RI într-o zonă sincronă, rolurile şi responsabilităţile OST furnizor al capacităţii de reglaj, ale OST beneficiar al capacităţii de reglaj şi ale OST afectaţi, în conformitate cu pct.608;

417.2. în cazul partajării de rezerve între zonele sincrone, rolurile şi responsabilităţile OST furnizor al capacităţii de reglaj şi ale OST beneficiar al capacităţii de reglaj, în conformitate cu pct.626, şi procedurile în cazul în care partajarea rezervelor între zonele sincrone nu se realizează în timp real, în conformitate cu pct.631.

Secţiunea 9

Acordul de schimb

418. OST în comun cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport care participă la acelaşi proces de schimb de RSF, de RRF sau de RI stabilesc un acord de schimb care include cel puţin:

418.1. în cazul schimbului de RRF sau de RI într-o zonă sincronă, rolurile şi responsabilităţile OST cu rezerve racordate şi ale OST receptor al rezervei, în conformitate cu pct.608;

418.2. în cazul schimbului de rezerve între zonele sincrone, rolurile şi responsabilităţile OST cu rezerve racordate şi ale OST receptor al rezervei în conformitate cu pct.626, şi procedurile în cazul în care schimbul de rezerve între zonele sincrone nu se realizează în timp real, în conformitate cu pct.631.

TITLUL II

CALITATEA FRECVENŢEI

Secţiunea 1

Parametrii care definesc calitatea frecvenţei şi

parametrii-ţintă de calitate a frecvenţei

419. Parametrii care definesc calitatea frecvenţei în sistemul electroenergetic din Republica Moldova sunt:

419.1. frecvenţa nominală;

419.2. domeniul de frecvenţă standard;

419.3. abaterea maximă a frecvenţei instantanee;

419.4. abaterea maximă a frecvenţei în regim de staţionar;

419.5. durata de restabilire a frecvenţei;

419.6. timpul de declanşare a stării de alertă.

420. Valoarea nominală a frecvenţei în sistemul electroenergetic din Republica Moldova este de 50 Hz.

421. Valorile implicite ale parametrilor care definesc calitatea frecvenţei enumeraţi la pct.525 sunt stabilite în Anexa nr.2, referitoare la zona sincronă a Europei Continentale.

422. Parametrul-ţintă pentru calitatea frecvenţei este numărul maxim de minute în afara domeniului de frecvenţă standard pe an pentru zona sincronă, iar valoarea sa implicită pentru zona sincronă este stabilită în Anexa nr.2.

423. Se aplică valorile parametrilor care definesc calitatea frecvenţei din Anexa nr.2 şi ale parametrului-ţintă pentru calitatea frecvenţei din Anexa nr.2, cu excepţia cazului în care OST în comun cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport dintr-o zonă sincronă propun valori diferite în conformitate cu pct.424 - 425.

424. OST în comun cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă au dreptul de a propune, în acordul operaţional de zonă sincronă, valori diferite de cele prevăzute în Anexa nr.2 cu privire la:

424.1. timpul de declanşare a stării de alertă;

424.2. numărul maxim de minute în afara domeniului de frecvenţă standard.

425. Propunerea de modificare a valorilor conform pct.424 se bazează pe o evaluare a valorilor înregistrate ale frecvenţei sistemului pentru o perioadă de cel puţin un an şi pe evoluţia zonei sincrone şi trebuie să îndeplinească următoarele condiţii:

425.1. propunerea de modificare a parametrilor care definesc calitatea frecvenţei sau a parametrului-ţintă pentru calitatea frecvenţei din Anexa nr.2, ia în considerare:

425.1.1. dimensiunea sistemului, bazată pe consumul şi producerea energiei electrice din zona sincronă şi pe inerţia zonei sincrone;

425.1.2. incidentul de referinţă;

425.1.3. structura reţelei şi/sau topologia reţelei;

425.1.4. comportamentul componentelor de producere şi de consum;

425.1.5. numărul şi răspunsul modulelor de generare cu răspuns limitat la abaterile de frecvenţă – creşteri de frecvenţă şi cu răspuns limitat la abaterile de frecvenţă – scăderi de frecvenţă, aşa cum sunt definite la pct.39 şi la pct.51 3) din Codul privind racordarea;

425.1.6. numărul şi răspunsul unităţilor consumatoare care operează cu reglajul frecvenţei în sistemele energetice prin variaţia cererii de energie activat sau cu reglajul foarte rapid al puterii active prin variaţia cererii de energie activat, astfel cum este definit în subsecţiunile 3 şi 4 secţiunea 1 cap. III titlul III din Codul privind racordarea;

425.1.7. capacităţile tehnice ale modulelor de generare şi ale unităţilor consumatoare;

425.2. OST în comun cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă vor desfăşura o consultare publică cu privire la impactul asupra părţilor interesate al propunerii de modificare a parametrilor care definesc calitatea frecvenţei sau a parametrului-ţintă pentru calitatea frecvenţei, stabilite în Anexa nr.2.

426. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport relevanţi fac tot posibilul să respecte valorile parametrilor care definesc calitatea frecvenţei sau valorile parametrului-ţintă pentru calitatea frecvenţei. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport verifică îndeplinirea parametrului-ţintă pentru calitatea frecvenţei cel puţin o dată pe an.

Secţiunea 2

Parametrii-ţintă pentru ARRF

427. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă precizează în acordul operaţional de zonă sincronă, valorile domeniului ARRF de nivelul 1 şi ale domeniului ARRF de nivelul 2 pentru fiecare bloc RFP din zona sincronă cel puţin o dată pe an.

428. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă, dacă este formată din mai mult de un bloc RFP, se asigură că valorile domeniului ARRF de nivelul 1 şi ale domeniului ARRF de nivelul 2 din blocurile RFP din zona sincronă respectivă sunt proporţionale cu rădăcina pătrată a sumei obligaţiilor de RSF iniţială ale operatorilor sistemelor de transport care constituie blocurile RFP, în conformitate cu secţiunea a 1-a titlul V Partea a Patra.

429. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă întreprind acţiunile necesare pentru a respecta următorii parametri-ţintă ARRF pentru fiecare bloc RFP din zona sincronă:

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

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

430. În cazul în care un bloc RFP este format din mai mult de o zonă RFP, OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP precizează, în acordul operaţional în blocul RFP, valorile parametrilor-ţintă pentru ARRF aferente fiecărei zone RFP.

431. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport verifică, cel puţin o dată pe an, dacă sunt îndepliniţi parametrii-ţintă pentru ARRF.

Secţiunea 3

Procesul de aplicare a criteriilor

432. Procesul de aplicare a criteriilor trebuie să cuprindă:

432.1. colectarea datelor de evaluare a calităţii frecvenţei;

432.2. calculul criteriilor de evaluare a calităţii frecvenţei.

Secţiunea 4

Datele pentru evaluarea calităţii frecvenţei

433. Datele pentru evaluarea calităţii frecvenţei sunt următoarele:

433.1. pentru zona sincronă:

433.1.1. datele referitoare la frecvenţa instantanee;

433.1.2. datele referitoare la abaterea frecvenţei instantanee;

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

434. Precizia de măsurare a datelor referitoare la frecvenţa instantanee şi a datelor referitoare la ARRF instantanee, atunci când este măsurată în Hz, trebuie să fie de cel puţin 1 mHz.

Secţiunea 5

Criteriile de evaluare a calităţii frecvenţei

435. Criteriile de evaluare a calităţii frecvenţei cuprind:

435.1. pentru zona sincronă, în timpul funcţionării în stare normală de funcţionare sau în stare de alertă în conformitate cu pct.61 şi 62, lunar, pentru datele referitoare la frecvenţa instantanee:

435.1.1. valoarea medie;

435.1.2. abaterea standard;

435.1.3. percentilele 1, 5, 10, 90, 95 şi 99;

435.1.4. timpul total în care valoarea absolută a abaterii instantanee de frecvenţă a fost mai mare decât abaterea standard a frecvenţei, cu distincţie între abaterea negativă şi cea pozitivă a frecvenţei instantanee;

435.1.5. timpul total în care valoarea absolută a abaterii instantanee de frecvenţă a fost mai mare decât abaterea maximă a frecvenţei instantanee, cu distincţie între abaterea negativă şi cea pozitivă a frecvenţei instantanee;

435.1.6. numărul evenimentelor în care valoarea absolută a abaterii instantanee de frecvenţă din zona sincronă a depăşit 200 % din abaterea standard a frecvenţei şi abaterea instantanee de frecvenţă nu a fost readusă la 50 % din abaterea standard a frecvenţei pentru zona sincronă, pe durata de restabilire a frecvenţei. Datele fac distincţie între abaterea de frecvenţă negativă şi cea pozitivă;

435.2. pentru fiecare bloc RFP al zonei sincrone în timpul funcţionării în stare normală de funcţionare sau în stare de alertă în conformitate cu pct.61 şi 62, lunar:

435.2.1. pentru un set de date care conţine valorile medii ale ARRF din blocul RFP pentru intervale de timp egale cu durata de restabilire a frecvenţei:

435.2.1.1. valoarea medie;

435.2.1.2. abaterea standard,

435.2.1.3. percentilele 1, 5, 10, 90, 95 şi 99;

435.2.1.4. numărul intervalelor de timp în care valoarea medie a ARRF s-a aflat în afara domeniului ARRF de nivel 1, cu distincţie între ARRF negative şi cele pozitive;

435.2.1.5. numărul intervalelor de timp în care valoarea medie a ARRF s-a aflat în afara domeniului ARRF de nivel 2, cu distincţie între ARRF negative şi cele pozitive;

435.2.2. pentru un set de date care conţine valorile medii ale ARRF din blocul RFP pentru intervalele de timp cu durata de un minut: numărul evenimentelor, pe lună, în care ARRF a depăşit 60 % din capacitatea de rezervă a RRF şi nu a fost readusă la 15 % din capacitatea de rezervă a RRF, pe durata de restabilire a frecvenţei, cu distincţie între ARRF negative şi cele pozitive.

436. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă precizează în acordul operaţional de zonă sincronă, o metodologie comună de evaluare a riscurilor şi evoluţia riscului de epuizare a RSF în zona sincronă respectivă. Această metodologie se aplică cel puţin o dată pe an şi se bazează cel puţin pe datele istorice privind frecvenţa instantanee a sistemului pentru o perioadă de cel puţin un an. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport furnizează datele de intrare necesare pentru această evaluare.

Secţiunea 6

Procesul de colectare şi de furnizare a datelor

437. Procesul de colectare şi de furnizare a datelor cuprinde următoarele:

437.1. valori măsurate ale frecvenţei sistemului;

437.2. calculul datelor de evaluare a calităţii frecvenţei;

437.3. furnizarea datelor de evaluare a calităţii frecvenţei pentru procesul de aplicare a criteriilor.

438. Procesul de colectare şi de furnizare a datelor se implementează de către responsabilul cu monitorizarea zonei sincrone, desemnat în conformitate cu secţiunea a 7-a din prezentul titlu.

Secţiunea 7

Responsabilul cu monitorizarea zonei sincrone

439. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă, desemnează, în acordul operaţional de zonă sincronă, un operator al sistemului de transport din acea zonă sincronă ca responsabil cu monitorizarea zonei sincrone.

440. Responsabilul cu monitorizarea zonei sincrone implementează procesul de colectare şi de furnizare a datelor din zona sincronă, prevăzut în secţiunea a 6-a din prezentul titlu.

441. Responsabilul cu monitorizarea zonei sincrone implementează procesul de aplicare a criteriilor, prevăzut în secţiunea a 3-a din prezentul titlu.

442. Responsabilul cu monitorizarea zonei sincrone colectează datele pentru evaluarea calităţii frecvenţei din zona sa sincronă şi efectuează procesul de aplicare a criteriilor, inclusiv calculul criteriilor de evaluare a calităţii frecvenţei, o dată la 3 luni şi în termen de 3 luni de la sfârşitul perioadei analizate.

Secţiunea 8

Responsabilul cu monitorizarea blocului RFP

443. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP desemnează, în acordul operaţional în blocul RFP, un operator al sistemului de transport din respectivul blocul RFP ca responsabil cu monitorizarea blocului RFP.

444. Responsabilul cu monitorizarea blocului RFP colectează datele pentru evaluarea calităţii frecvenţei din blocul RFP în conformitate cu procesul de aplicare a criteriilor, prevăzut în secţiunea a 3-a din prezentul titlu.

445. OST, ca parte a unei zone RFP, furnizează responsabilului cu monitorizarea blocului RFP valorile măsurate din zona RFP necesare în vederea colectării datelor pentru evaluarea calităţii frecvenţei din blocul RFP.

446. Responsabilul cu monitorizarea blocului RFP furnizează datele pentru evaluarea calităţii frecvenţei din blocul său RFP şi din zona sa RFP o dată la 3 luni şi în termen de 2 luni de la sfârşitul perioadei analizate.

Secţiunea 9

Informaţii referitoare la comportamentul

componentelor de producere şi de consum

447. În conformitate cu secţiunea a 1-a cap. I titlul II Partea a Doua, OST are dreptul de a solicita de la USS informaţiile necesare pentru a monitoriza comportamentul componentelor de consum şi de producere legat de dezechilibre. Aceste informaţii pot cuprinde:

447.1. valoarea de referinţă a puterii active cu marcă de timp pentru operarea în timp real şi în viitor;

447.2. producerea totală de putere activă cu marcă de timp.

Secţiunea 10

Perioada de variaţie a sarcinii din zona sincronă

448. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă cu mai mult de o zonă RFP precizează, în acordul operaţional de zonă sincronă, o perioadă de variaţie a sarcinii comună a programelor schimburilor cu alte sisteme în capacitate de schimb agregată între zonele de RFP din zona sincronă. Calculul valorii programate a puterii de schimb reglate din poziţia netă a zonei CA pentru calculul ARZ se realizează cu perioada de variaţie a sarcinii comună.

Secţiunea 11

Limitări de rampă pentru producerea de putere activă

449. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din două zone sincrone au dreptul de a preciza, în acordul operaţional de zonă sincronă, limitări pentru producerea de putere activă a liniilor de interconexiune HVDC dintre zonele sincrone, pentru a-şi limita influenţele asupra îndeplinirii parametrilor-ţintă pentru calitatea frecvenţei din zona sincronă prin stabilirea unei viteze maxime de variaţie a sarcinii pentru toate liniile de interconexiune HVDC care racordează o zonă sincronă la o altă zonă sincronă.

450. Limitările de la pct.449 nu se aplică la compensarea dezechilibrelor, la cuplarea frecvenţelor şi nici la activarea transfrontalieră a RRF şi RI prin liniile de interconexiune HVDC.

451. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport conectaţi la o linie de interconexiune HVDC au dreptul de a stabili, în acordul operaţional în blocul RFP, limitări comune ale producţiei de putere activă a respectivei linii de interconexiune HVDC, pentru a limita influenţa acesteia asupra îndeplinirii parametrului-ţintă pentru ARRF al blocurilor RFP conectate, convenind asupra perioadelor de rampă şi/sau asupra vitezei maxime de variaţie a sarcinii pentru această linie de interconexiune HVDC. Aceste limitări comune nu se aplică la compensarea dezechilibrelor, la cuplarea frecvenţelor şi nici la activarea transfrontalieră a RRF şi RI prin liniile de interconexiune HVDC. Toţi operatorii sistemelor de transport zona sincronă coordonează aceste măsuri în zona sincronă.

452. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP au dreptul de a stabili, în acordul operaţional în blocul RFP, următoarele măsuri pentru a sprijini îndeplinirea parametrului-ţintă pentru ARRF al blocului RFP şi pentru a reduce abaterile de frecvenţă deterministe, ţinând cont de limitările tehnologice ale modulelor de generare şi ale unităţilor consumatoare:

452.1. obligaţii privind perioadele de variaţie a sarcinii şi/sau viteza maximă de variaţie a sarcinii la modulele de generare şi/sau la unităţile consumatoare;

452.2. obligaţii privind timpii individuali de pornire a rampei la modulele de generare şi/sau la unităţile consumatoare din blocul RFP;

452.3. coordonarea rampei între modulele de generare, unităţile consumatoare şi consumul de putere activă în interiorul blocului RFP.

Secţiunea 12

Atenuare

453. În cazul în care valorile calculate pentru o perioadă de un an calendaristic cu privire la parametrii-ţintă pentru calitatea frecvenţei sau la parametrii-ţintă pentru ARRF se situează în afara ţintelor stabilite pentru zona sincronă sau pentru blocul RFP, OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă relevantă sau din blocul RFP relevant au următoarele obligaţii:

453.1. să analizeze dacă parametrii-ţintă pentru calitatea frecvenţei sau parametrii-ţintă pentru ARRF se menţin în afara ţintelor stabilite pentru zona sincronă sau pentru blocul RFP şi, în cazul în care există un risc justificat ca acest lucru să se întâmple, să analizeze cauzele şi să elaboreze recomandări;

453.2. să elaboreze măsuri de atenuare, pentru a asigura îndeplinirea, în viitor, a obiectivelor pentru zona sincronă sau pentru blocul RFP.

TITLUL III

STRUCTURA REGLAJULUI FRECVENŢĂ-PUTERE

Secţiunea 1

Structura de bază

454. OST şi alţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă specifică structura reglajului frecvenţă-putere pentru zona sincronă în acordul operaţional de zonă sincronă. OST este responsabil pentru punerea în aplicare a structurii reglajului frecvenţă-putere din zona sa sincronă şi operează în conformitate cu aceasta.

455. Structura reglajului frecvenţă-putere din zona sincronă include:

455.1. o structură de activare a procesului, în conformitate cu secţiunea a 2-a din prezentul titlu;

455.2. o structură de responsabilitate a procesului, în conformitate cu secţiunea a 3-a din prezentul titlu.

Secţiunea 2

Structura de activare a procesului

456. Structura de activare a procesului include:

456.1. un PSF, în conformitate cu secţiunea a 4-a din prezentul titlu;

456.2. un PRF, în conformitate cu Secţiunea a 5-a din prezentul titlu;

456.3. pentru zona sincronă, un proces de ajustare a timpului, în conformitate cu titlul VIII.

457. Structura de activare a procesului poate include:

457.1. un PIR, în conformitate cu secţiunea a 6-a din prezentul titlu;

457.2. un proces de compensare a dezechilibrului, în conformitate cu secţiunea a 8-a din prezentul titlu;

457.3. un proces de activare a RRF transfrontaliere, în conformitate cu secţiunea a 9-a din prezentul titlu;

457.4. un proces de activare a RI transfrontaliere, în conformitate cu secţiunea a 10-a din prezentul titlu.

Secţiunea 3

Structura de responsabilitate a procesului

458. Atunci cînd specifică structura de responsabilitate a procesului, OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă trebuie să ia în considerare cel puţin următoarele criterii:

458.1. dimensiunea şi inerţia totală, inclusiv inerţia artificială, a zonei sincrone;

458.2. structura reţelei şi/sau topologia reţelei;

458.3. comportamentul componentelor de consum şi de producere, precum şi comportamentul HVDC.

459. OST în comun cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă stabilesc de comun acord blocurile RFP, cu respectarea cerinţelor următoare:

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

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

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

459.4. fiecare element de reţea face parte dintr-o singură zonă de monitorizare, dintr-o singură zonă RFP şi dintr-un singur bloc RFP.

460. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona de monitorizare trebuie să calculeze şi să monitorizeze în mod continuu transferul de putere activă în timp real în zona de monitorizare.

461. În zona sa RFP, operatorii sistemelor de transport:

461.1. monitorizează în mod continuu ARRF din zona RFP;

461.2. implementează şi operează un PRF pentru zona RFP;

461.3. face tot posibilul în vederea îndeplinirii parametrilor-ţintă pentru ARRF din zona RFP, potrivit dispoziţiilor secţiunii a 2-a titlul II Partea a Patra;

461.4. are dreptul de a implementa unul sau mai multe dintre procesele prevăzute la pct.457.

462. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP:

462.1. fac tot posibilul în vederea îndeplinirii parametrilor-ţintă pentru ARRF din blocul RFP, aşa cum sunt definiţi în secţiunea a 2-a titlul II Partea a Patra;

462.2. respectă regulile de dimensionare a RRF în conformitate cu secţiunea a 1-a titlul VI Partea a Patra, precum şi regulile de dimensionare a RI, în conformitate cu secţiunea a 4-a titlul VI Partea a Patra.

463. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă:

463.1. implementează şi operează un PSF în zona sincronă;

463.2. respectă regulile de dimensionare a RSF, în conformitate cu secţiunea a 1-a titlul V Partea a Patra;

463.3. fac tot posibilul în vederea îndeplinirii parametrilor-ţintă pentru calitatea frecvenţei, în conformitate cu secţiunea a 1-a titlul II Partea a Patra .

464. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona de monitorizare precizează, în acordul operaţional de zonă de monitorizare, repartizarea responsabilităţilor între operatorii sistemelor de transport din zona de monitorizare pentru respectarea obligaţiei prevăzute la pct.460.

465. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona RFP precizează, în acordul operaţional de zonă RFP, repartizarea responsabilităţilor între operatorii sistemelor de transport din zona RFP pentru respectarea obligaţiilor prevăzute la pct.461.

466. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP precizează, în acordul operaţional în blocul RFP, repartizarea responsabilităţilor între operatorii sistemelor de transport din blocul RFP pentru respectarea obligaţiilor prevăzute la pct.462.

467. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă precizează în acordul operaţional de zonă sincronă alocarea responsabilităţilor între operatorii sistemelor de transport din zona sincronă pentru implementarea obligaţiilor prevăzute la pct.463.

468. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din alte zone RFP conectate prin linii de interconexiune au dreptul de a forma un bloc RFP dacă sunt îndeplinite cerinţele pentru blocul RFP prevăzute la pct.462.

Secţiunea 4

Procesul de stabilizare a frecvenţei

469. Obiectivul de reglaj al PSF este stabilizarea frecvenţei sistemului prin activarea RSF.

470. Caracteristica generală a activării RSF într-o zonă sincronă reflectă o scădere monotonă a activării RSF ca funcţie a abaterii de frecvenţă.

Secţiunea 5

Procesul de restabilire a frecvenţei

471. Obiectivul de reglaj al PRF este:

471.1. reglarea ARRF spre valoarea zero pe durata de restabilire a frecvenţei;

471.2. înlocuirea treptată a RSF activate prin activarea RRF în conformitate cu secţiunea a 7-a din prezentul titlu.

472. ARRF este:

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

472.2. abaterea de frecvenţă, atunci când o zonă RFP corespunde blocului RFP şi zonei sincrone.

473. ARZ dintr-o zonă RFP se calculează ca fiind suma dintre produsul factorului K al zonei RFP şi abaterea frecvenţei, plus diferenţa dintre:

473.1. fluxul total de putere activă la linia de interconexiune şi la linia de interconexiune virtuală; şi

473.2. valoarea programată a puterii de schimb reglate, în conformitate cu secţiunea a 10-a titlul II Partea a Patra.

474. În cazul în care zona RFP este formată din mai mult de o zonă de monitorizare, toţi operatorii sistemelor de transport din zona RFP desemnează, în acordul operaţional de zonă RFP, un operator al sistemului de transport responsabil pentru implementarea şi operarea procesului de restabilire a frecvenţei.

475. În cazul în care zona RFP este formată din mai mult de o zonă de monitorizare, procesul de restabilire a frecvenţei în zona RFP trebuie să permită reglajul transferului de putere activă din fiecare zonă de monitorizare, la o valoare determinată ca sigură pe baza unei analize a siguranţei în funcţionare în timp real.

Secţiunea 6

Procesul de înlocuire a rezervelor

476. Obiectivul de reglaj al PIR trebuie să îndeplinească cel puţin unul dintre următoarele obiective prin activarea RI:

476.1. restabilirea treptată a RRF activate;

476.2. susţinerea activării RRF.

477. PIR se operează prin instrucţiunile de activare manuală a RI în vederea îndeplinirii obiectivului de reglaj, în conformitate cu pct.476.

Secţiunea 7

Procesul de restabilire manuală şi automată a frecvenţei

478. OST implementează un proces automat de restabilire a frecvenţei (“aPRF”) şi un proces manual de restabilire a frecvenţei (“mPRF”).

479. În cazul în care zona RFP este formată din mai mult de o zonă de monitorizare, toţi operatorii sistemelor de transport din zona RFP stabilesc o procedură pentru implementarea unui aPRF şi a unui mPRF în acordul operaţional de zonă RFP. În cazul în care blocul RFP este format din mai mult de o zonă RFP, OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP stabilesc o procedură pentru implementarea unui mPRF în acordul operaţional în blocul RFP.

480. aPRF trebuie operat în mod buclă închisă atunci când ARRF reprezintă valoarea de intrare, iar valoarea de referinţă pentru activarea RRF automate reprezintă valoarea de ieşire. Valoarea de referinţă pentru activarea RRF automate se calculează de către un singur regulator central frecvenţă-putere de schimb, operat de un operator al sistemului de transport în zona sa RFP. Regulatorul central frecvenţă-putere:

480.1. este un regulator automat conceput să reducă ARRF la zero;

480.2. are un comportament proporţional-integral;

480.3. are un algoritm de reglaj care împiedică termenul integral al unui regulator proporţional-integral să acumuleze abaterea de reglaj şi să depăşească domeniul de reglaj;

480.4. are funcţionalităţi pentru modurile operaţionale extraordinare în cazul funcţionării în starea de alertă şi în cea de urgenţă.

481. mPRF se operează prin instrucţiunile de activare manuală a RRF în vederea îndeplinirii obiectivului de reglaj, în conformitate cu pct.471.

482. Pe lângă implementarea a PRF în zonele RFP, toţi operatorii sistemelor de transport dintr-un bloc RFP care este format din mai multe zone RFP au dreptul de a desemna, în acordul operaţional în blocul RFP, un operator al sistemului de transport al blocului RFP care:

482.1. să calculeze şi să monitorizeze ARRF din întregul bloc RFP; şi

482.2. să ia în considerare ARRF din întregul bloc RFP la calculul valorii de referinţă pentru activarea ARRF, în conformitate cu pct.473, în plus faţă de ARRF din zona RFP.

Secţiunea 8

Procesul de compensare a dezechilibrelor

483. Obiectivul de reglaj al procesului de compensare a dezechilibrelor vizează reducerea cantităţii de activări simultane a RRF contrare în diverse zone RFP participante prin transferul de putere la compensarea dezechilibrelor.

484. OST are dreptul de a implementa procesul de compensare a dezechilibrelor pentru zonele RFP din acelaşi bloc RFP, între blocuri RFP diferite sau între diferite zone sincrone, prin încheierea unui acord de compensare a dezechilibrelor.

485. OST şi operatorii sistemelor de transport relevanţi implementează procesul de compensare a dezechilibrelor în aşa fel încât să nu afecteze:

485.1. stabilitatea PSF din zona sincronă sau din zonele sincrone implicate în procesul de compensare a dezechilibrelor;

485.2. stabilitatea PRF şi PIR din fiecare zonă RFP operată de OST participant sau afectat;

485.3. siguranţa în funcţionare.

486. OST implementează transferul de putere la compensarea dezechilibrelor între zonele RFP ale unei zone sincrone în cel puţin una dintre următoarele modalităţi:

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

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

487. OST implementează transferul de putere la compensarea dezechilibrelor astfel încât să nu se depăşească cantitatea reală a RRF activate, necesară pentru reglarea la zero a ARRF din respectiva zonă RFP, fără transfer de putere la compensarea dezechilibrelor.

488. Toţi operatorii sistemelor de transport care participă la acelaşi proces de compensare a dezechilibrelor se asigură că suma tuturor transferurilor de putere la compensarea dezechilibrelor este egală cu zero.

489. Procesul de compensare a dezechilibrelor trebuie să includă un mecanism de rezervă care să asigure că transferul de putere la compensarea dezechilibrelor din fiecare zonă RFP este zero sau este limitat la o valoare la care poate fi garantată siguranţa în funcţionare.

490. În cazul în care blocul RFP este format din mai mult de o zonă RFP şi capacitatea de rezervă din RRF, precum şi capacitatea de rezervă din RI se calculează pe baza dezechilibrelor din blocul RFP, toţi OST din acelaşi bloc RFP implementează un proces de compensare a dezechilibrelor şi transferă cantitatea maximă de putere pentru compensarea dezechilibrelor potrivit principiului prevăzut la pct.487, dinspre şi către alte zone RFP din acelaşi bloc RFP.

491. În cazul în care se implementează un proces de compensare a dezechilibrelor pentru zone RFP din zone sincrone diferite, toţi operatorii sistemelor de transport transferă cantitatea maximă de putere pentru compensarea dezechilibrelor potrivit principiului prevăzut la la pct.487 dinspre şi către alţi operatori ai sistemelor de transport din aceeaşi zonă sincronă care participă la respectivul proces de compensare a dezechilibrelor.

492. În cazul în care se implementează un proces de compensare a dezechilibrelor pentru zone RFP care nu fac parte din acelaşi bloc RFP, toţi operatorii sistemelor de transport din blocurile RFP implicate respectă obligaţiile prevăzute la pct.462, indiferent de transferul de putere la compensarea dezechilibrelor.

Secţiunea 9

Procesul de activare a RRF transfrontaliere

493. Obiectivul de reglaj al procesului de activare a RRF transfrontaliere este acela de a permite OST să efectueze PRF prin transferul de putere la restabilirea frecvenţei între zonele RFP.

494. OST are dreptul de a pune în aplicare procesul de activare a RRF transfrontaliere în zonele RFP din acelaşi bloc RFP, între diferite blocuri RFP sau între diferite zone sincrone prin încheierea unui acord de activare a RRF transfrontaliere.

495. OST implementează procesul de activare a RRF transfrontaliere în aşa fel încât acesta să nu afecteze:

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

495.2. stabilitatea PRF şi PIR din fiecare zonă RFP operată de OST participant sau afectat;

495.3. siguranţa în funcţionare.

496. OST implementează transferul de putere la restabilirea frecvenţei între zonele RFP din zona sincronă printr-una dintre următoarele modalităţi:

446.

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

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

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

497. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport care participă la acelaşi proces de activare a RRF transfrontaliere se asigură că suma tuturor transferurilor de putere la restabilirea frecvenţei este egală cu zero.

498. Procesul de activare a RRF transfrontaliere trebuie să includă un mecanism de rezervă care să asigure că transferul de putere la restabilirea frecvenţei din fiecare zonă RFP este zero sau este limitat la o valoare la care poate fi garantată siguranţa în funcţionare.

Secţiunea 10

Procesul de activare a RI transfrontaliere

499. Obiectivul de reglaj al procesului de activare a RI transfrontaliere este acela de a permite unui OST să efectueze PIR prin valoarea programată a puterii de schimb reglate între zonele RFP.

500. OST are dreptul de a implementa procesul de activare a RI transfrontaliere în zonele RFP din acelaşi bloc RFP, între blocuri RFP diferite sau între zone sincrone diferite prin încheierea unui acord de activare a RI transfrontaliere.

501. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport reelvanţi implementează procesul de activare a RI transfrontaliere în aşa fel încât acesta să nu afecteze:

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

501.2. stabilitatea PRF şi PIR din fiecare zonă RFP operată de OST participant sau afectat;

501.3. siguranţa în funcţionare.

502. OST şi alţi operatori ai sistemelor de transport relevanţi implementează valoarea programată a puterii de schimb reglate între zonele RFP din zona sincronă prin cel puţin una dintre următoarele modalităţi:

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

502.2. ajustarea unei valori programate a puterii de schimb reglate; sau

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

503. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport care participă la acelaşi proces de activare a RI transfrontaliere se asigură că suma tuturor valorilor programate ale puterii de schimb reglate este egală cu zero.

504. Procesul de activare a RI transfrontaliere trebuie să includă un mecanism de rezervă care să asigure că valoarea programată a puterii de schimb reglate din fiecare zonă RFP este zero sau este limitată la o valoare la care poate fi garantată siguranţa în funcţionare.

Secţiunea 11

Cerinţe generale pentru procesele de reglaj transfrontaliere

505. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport care participă la schimbul sau partajarea de RRF sau RI implementează un proces de activare a RRF sau RI transfrontaliere, după caz.

506. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă precizează, în acordul operaţional de zonă sincronă, rolurile şi responsabilităţile OST care implementează un proces de compensare a dezechilibrelor, un proces de activare a RRF transfrontaliere sau un proces de activare a RI transfrontaliere între zone RFP din blocuri RFP diferite sau din zone sincrone diferite.

507. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport care participă la acelaşi proces de compensare a dezechilibrelor, la acelaşi proces de activare a RRF transfrontaliere sau la acelaşi proces de activare a RI transfrontaliere precizează în acordurile respective rolurile şi responsabilităţile operatorilor sistemelor de transport, inclusiv:

507.1. furnizarea tuturor datelor de intrare necesare pentru:

507.1.1. calculul transferului de putere în ceea ce priveşte limitele de siguranţă în funcţionare;

507.1.2. efectuarea analizei siguranţei în funcţionare în timp real de către OST participanţi şi OST afectaţi;

507.2. responsabilitatea calculului transferului de putere;

507.3. implementarea unor proceduri operaţionale pentru a asigura siguranţa în funcţionare.

508. Fără a aduce atingere prevederilor stabilite la pct.490 - 492 şi ca parte a acordurilor prevăzute la secţiunile 5 - 7 titlul I Partea a Patra, OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport care participă la acelaşi proces de compensare a dezechilibrelor, la acelaşi proces de activare a RRF transfrontaliere sau la acelaşi proces de activare a RI transfrontaliere au dreptul de a preciza o abordare secvenţială pentru calculul transferului de putere. Calculul secvenţial al transferului de putere permite oricărui grup de operatori ai sistemelor de transport care operează zone RFP sau blocuri RFP racordate prin linii de interconexiune să transfere între ei putere pentru compensarea dezechilibrului, pentru restabilirea frecvenţei sau pentru rezerva de înlocuire înainte de a efectua un transfer dinspre şi către alţi operatori ai sistemelor de transport.

Secţiunea 12

Notificarea OST

509. În cazul în care OST intenţionează să îşi exercite dreptul de a implementa un proces de compensare a dezechilibrelor, un proces de activare a RRF transfrontaliere, un proces de activare a RI transfrontaliere, un proces de schimb de rezerve ori un proces de partajare a rezervelor, acesta trebuie să notifice tuturor celorlalţi operatori ai sistemelor de transport din aceeaşi zonă, cu trei luni înainte de a-şi exercita dreptul respectiv, următoarele elemente:

509.1. operatorii sistemelor de transport implicaţi;

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

509.3. tipul rezervei şi cantitatea maximă de putere transferată sau de rezerve partajate;

509.4. intervalul de timp pentru schimbul sau partajarea de rezerve.

510. În cazul în care se implementează un proces de compensare a dezechilibrelor, un proces de activare a RRF transfrontaliere sau un proces de activare a RI transfrontaliere pentru zone RFP care nu fac parte din acelaşi bloc RFP, fiecare operator al sistemului de transport din zona sincronă în cauză are dreptul să se declare OST afectat tuturor operatorilor sistemelor de transport din zona sincronă, pe baza unei analize a siguranţei în funcţionare şi în termen de o lună de la data primirii notificării în conformitate cu pct.509.

511. OST afectat are următoarele drepturi:

511.1. de a solicita furnizarea valorilor în timp real ale transferului de putere la compensarea dezechilibrului, ale transferului de putere la restabilirea frecvenţei şi ale valorii programate a puterii de schimb reglate, necesare pentru analiza siguranţei în funcţionare în timp real;

511.2. de a solicita implementarea unei proceduri operaţionale care să permită OST afectat să stabilească limite pentru transferul de putere la compensarea dezechilibrelor, pentru transferul de putere la restabilirea frecvenţei şi pentru valoarea programată a puterii de schimb reglate între zonele RFP respective, pe baza analizei siguranţei în funcţionare în timp real.

Secţiunea 13

Infrastructură

512. OST evaluează necesarul de infrastructură tehnică pentru implementarea şi operarea proceselor prevăzute în secţiunea a 2-a titlul III Partea a Patra şi considerate de importanţă critică în conformitate cu planul de securitate prevăzut în secţiunea a 9-a cap. I titlul I Partea a Doua.

513. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă stabilesc, în acordul operaţional de zonă sincronă, cerinţele minime privind disponibilitatea, fiabilitatea şi redundanţa infrastructurii tehnice menţionate la pct.512, inclusiv:

513.1. acurateţea, rezoluţia, disponibilitatea şi redundanţa valorilor măsurate, ale fluxurilor de putere activă şi ale liniilor de interconexiune virtuale;

513.2. disponibilitatea şi redundanţa sistemelor de comandă digitală;

513.3. disponibilitatea şi redundanţa sistemelor infrastructurii de comunicaţii;

513.4. protocoale de comunicaţie.

514. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP stabilesc cerinţe suplimentare privind disponibilitatea, fiabilitatea şi redundanţa infrastructurii tehnice în acordul operaţional în blocul RFP.

515. OST în zona sa RFP:

515.1. asigură un nivel suficient de calitate şi de disponibilitate al calculului ARRF;

515.2. efectuează monitorizarea în timp real a calităţii calculului ARRF;

515.3. ia măsuri în caz de calcul eronat al ARRF;

515.4. în cazul în care ARRF este determinată de ARZ, efectuează o monitorizare ex-post a calităţii calculului ARRF prin compararea ARRF cu valorile de referinţă, cel puţin o dată pe an.

TITLUL IV

OPERAREA REGLAJULUI FRECVENŢĂ-PUTERE

Secţiunea 1

Stările sistemului legate de frecvenţa sistemului

516. OST gestionează zona sa de control cu rezerve suficiente crescătoare sau descrescătoare de putere activă, care pot include rezerve partajate sau schimbate, pentru a face faţă dezechilibrelor dintre cerere şi ofertă din zona sa de control. În vederea atingerii calităţii necesare a frecvenţei în zona sincronă, OST reglează ARRF, astfel cum este definit secţiunea a 5-a titlul III Partea a Patra, în cooperare cu toţi operatorii sistemelor de transport din aceeaşi zonă sincronă.

517. OST monitorizează aproape în timp real programele de producere şi de schimb, fluxurile de putere, injecţiile în punctele nodale şi retragerile din punctele nodale, precum şi alţi parametri din zona sa de control care sunt relevanţi pentru anticiparea unui risc de abatere de frecvenţă şi ia, în coordonare cu alţi operatori ai sistemelor de transport din zona sa sincronă, măsuri pentru a limita efectele negative ale acestora asupra echilibrului dintre producere şi consum.

518. OST şi operatorii sistemelor de transport din zona sincronă stabilesc un schimb de date în timp real, în conformitate cu secţiunea a 2-a cap. II titlul II Partea a Doua, care include:

518.1. starea sistemului în cazul sistemului de transport, în conformitate cu secţiunea a 1-a cap. 1 titlul I Partea a Doua;

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

519. Responsabilul cu monitorizarea zonei sincrone stabileşte starea sistemului în ceea ce priveşte frecvenţa sistemului, în conformitate cu pct.61 şi 62.

520. Responsabilul cu monitorizarea zonei sincrone se asigură că toţi operatorii sistemelor de transport din toate zonele sincrone sunt informaţi în cazul în care abaterea frecvenţei sistemului îndeplineşte unul dintre criteriile pentru starea de alertă prevăzute secţiunea a 1-a cap. 1 titlul I Partea a Doua.

521. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport ai unei zone sincrone definesc, în acordul operaţional de zonă sincronă, normele comune pentru operarea reglajului frecvenţă-putere în starea normală de funcţionare, precum şi în starea de alertă.

522. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP precizează procedurile operaţionale pentru cazurile de epuizare a RRF sau RI în acordul operaţional în blocul RFP. În aceste proceduri operaţionale, OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP au dreptul de a solicita modificări ale producerii sau ale consumului de putere activă al modulelor de generare şi al unităţilor consumatoare.

523. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP întreprind măsuri pentru a evita ARRF care durează mai mult decât durata de restabilire a frecvenţei.

524. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă stabilesc, în acordul operaţional de zonă sincronă, procedurile operaţionale pentru starea de alertă cauzată de încălcarea limitelor de frecvenţă a sistemului. Procedurile operaţionale vizează reducerea abaterii de frecvenţă din sistem pentru readucerea stării sistemului la starea normală de funcţionare şi pentru limitarea riscului de intrare în starea de urgenţă. Procedurile operaţionale includ dreptul OST de a devia de la obligaţiile prevăzute la pct.471.

525. Dacă sistemul este în stare de alertă din cauza rezervelor insuficiente de putere activă, în conformitate secţiunea a 1-a cap. 1 titlul I Partea a Doua, OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP în cauză, în strânsă cooperare cu alţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă şi cu operatorii sistemelor de transport din alte zone sincrone, iau măsuri pentru a restabili şi înlocui nivelurile necesare ale rezervelor de putere activă. În acest scop, OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP au dreptul de a solicita modificări ale producerii sau ale consumului de putere activă al modulelor de generare sau al unităţilor consumatoare din zona lor de control pentru a reduce sau pentru a elimina încălcarea cerinţelor privind rezerva de putere activă.

526. Dacă media de 1 minut a ARRF dintr-un bloc RFP se situează peste domeniul ARRF de nivel 2 cel puţin pe durata necesară restabilirii frecvenţei şi atunci când OST şi operatorii sistemelor de transport din blocul RFP nu preconizează că ARRF va fi redusă suficient prin luarea măsurilor de la pct.529, OST şi operatorii sistemelor de transport din blocul RFP au dreptul de a solicita modificări ale producerii sau consumului de putere activă al modulelor de generare sau al unităţilor consumatoare din zonele lor respective pentru a reduce ARRF, aşa cum este specificat la pct.530.

527. Pentru zona sincronă, unde ARRF dintr-un bloc RFP depăşeşte 25 % din incidentul de referinţă al zonei sincrone timp de mai mult de 30 de minute consecutive şi în cazul în care OST şi operatorii sistemelor de transport din blocul RFP nu preconizează că pot reduce în mod corespunzător ARRF prin măsurile luate în temeiul pct.529, OST şi operatorii sistemelor de transport din blocul RFP solicită modificări ale producerii sau consumului de putere activă al modulelor de generare sau al unităţilor consumatoare din zonele lor respective pentru a reduce ARRF, aşa cum se specifică la pct.530.

528. Responsabilul cu monitorizarea blocului RFP este responsabil să identifice orice încălcare a limitelor prevăzute la pct.526 şi 527 şi:

528.1. informează ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP;

528.2. împreună cu operatorii sistemelor de transport din blocul RFP, implementează măsuri coordonate în vederea reducerii ARRF, care trebuie specificate în acordul operaţional în blocul RFP.

529. În cazurile prevăzute la pct.525-527, OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă stabilesc, în acordul operaţional de zonă sincronă, măsurile care permit operatorilor sistemelor de transport dintr-un bloc RFP să reducă în mod activ abaterea de frecvenţă prin activarea transfrontalieră a rezervelor. În cazurile prevăzute la pct.525-527, OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă fac tot posibilul pentru a permite operatorilor sistemelor de transport din blocul RFP în cauză să îşi reducă ARRF.

530. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP stabilesc, în acordul operaţional în blocul RFP, măsurile pentru reducerea ARRF prin modificări ale producerii sau consumului de putere activă al modulelor de generare sau al unităţilor consumatoare din zonele lor.

TITLUL V

REZERVE PENTRU STABILIZAREA FRECVENŢEI

Secţiunea 1

Dimensionarea RSF

531. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă stabilesc, cel puţin anual, capacitatea de rezervă necesară pentru RSF din zona sincronă şi obligaţia de RSF iniţială a fiecărui OST, în conformitate cu pct.532.

532. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă stabilesc, în acordul operaţional de zonă sincronă, regulile de dimensionare în conformitate cu următoarele criterii:

532.1. capacitatea de rezervă pentru RSF necesare în zona sincronă acoperă cel puţin incidentul de referinţă şi rezultatele abordării de dimensionare probabilistică pentru RSF efectuate conform subpct. 532.3;

532.2. dimensiunea incidentului de referinţă, care este de 3 000 MW în direcţie pozitivă şi de 3 000 MW în direcţie negativă;

532.3. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă au dreptul de a defini o abordare bazată pe dimensionarea probabilistică pentru RSF luând în calcul modelul de consum, modelul de producere şi inerţia, inclusiv inerţia artificială, precum şi mijloacele disponibile pentru desfăşurarea inerţiei minime în timp real în conformitate cu metodologia prevăzută în Secţiunea a 3-a cap. VI titlul I în Partea a Doua, cu scopul de a reduce probabilitatea apariţiei RSF insuficiente o dată la 20 de ani sau mai rar;

532.4. cotele de capacitate de rezervă pe RSF necesare pentru fiecare operator al sistemului de transport ca obligaţie de RSF iniţială se bazează pe suma producerii nete şi a consumului net din zona sa de control, împărţită la suma producerii nete şi a consumului net din zona sincronă pe o perioadă de 1 an.

Secţiunea 2

Cerinţe tehnice minime pentru RSF

533. Fiecare OST cu rezerve racordate se asigură că RSF au proprietăţile enumerate pentru zona sa sincronă în anexa nr.3.

534. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă au dreptul de a stabili, în acordul operaţional de zonă sincronă, proprietăţi comune suplimentare ale RSF necesare pentru a asigura siguranţa în funcţionare în zona sincronă, prin intermediul unui set de parametri tehnici şi în intervalele prevăzute în pct.51 4), precum şi în subsecţiunile 1 şi 2 secţiunea a 1-a cap. III titlul III din Codul privind racordarea. Aceste proprietăţi comune suplimentare ale RSF trebuie să ia în considerare capacitatea instalată, structura şi modelul de consum şi de producere din zona sincronă. OST trebuie să aplice o perioadă de tranziţie pentru introducerea de proprietăţi suplimentare, definită în urma unei consultări cu furnizorii de RSF afectaţi.

535. OST cu rezerve racordate are dreptul de a stabili cerinţe suplimentare pentru grupurile de furnizare a RSF în intervalele stabilite în pct.51 4), precum şi în subsecţiunile 1şi 2 secţiunea a 1-a cap. III titlul III din Codul privind racordarea, pentru a asigura siguranţa în funcţionare. Aceste cerinţe suplimentare trebuie să se bazeze pe motive tehnice, cum ar fi distribuţia geografică a modulelor de generare sau a unităţilor consumatoare care aparţin unui grup de furnizare a RSF. Furnizorul de RSF se asigură că este posibilă monitorizarea activării RSF la unităţile de furnizare a RSF din cadrul unui grup de furnizare a rezervelor.

536. OST cu rezerve racordate are dreptul de a exclude grupurile de furnizare a RSF de la furnizarea RSF pentru a asigura siguranţa în funcţionare. Această excludere trebuie să se bazeze pe motive tehnice, cum ar fi distribuţia geografică a modulelor de generare sau a unităţilor consumatoare care aparţin unui grup de furnizare a RSF.

537. Fiecare unitate de furnizare a RSF şi fiecare grup de furnizare a RSF trebuie să aibă un singur OST cu rezerve racordate.

538. Fiecare unitate de furnizare a RSF şi fiecare grup de furnizare a RSF trebuie să respecte proprietăţile necesare pentru RSF din anexa nr.3 şi orice alte proprietăţi sau cerinţe suplimentare specificate în conformitate cu pct.534 şi 535 şi activează RSF convenite prin intermediul unui regulator proporţional care reacţionează la abateri de frecvenţă sau, alternativ, care este bazat pe o funcţie monotonă hibridă pe intervale cu caracteristica putere-frecvenţă liniară în cazul RSF activate prin releu. Aceştia trebuie să poată activa RSF în domeniile de frecvenţă prevăzute la pct.38 1) din Codul privind racordarea.

539. Fiecare operator al sistemului de transport din zona sincrona EC se asigură că reacţia combinată a RSF dintr-o zonă RSP respectă următoarele cerinţe:

539.1. activarea RSF nu este întârziată artificial şi începe cât de curând posibil după o abatere de frecvenţă;

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

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

539.4. în cazul unei abateri de frecvenţă mai mare sau egală cu 200 mHz, activarea capacităţii totale RSF creşte cel puţin liniar de la 15 la 30 de secunde;

539.5. în cazul unei abateri de frecvenţă mai mică de 200 mHz, capacitatea RSF aferentă activată trebuie să fie cel puţin proporţională cu acelaşi comportament temporal menţionat la subpct. 539.1– 539.4.

540. Fiecare OST cu rezerve racordate îşi monitorizează contribuţia la PSF şi activarea RSF în ceea ce priveşte RSF obligatorie, inclusiv unităţile de furnizare a RSF şi grupurile de furnizare a RSF. Fiecare furnizor de RSF pune la dispoziţia OST cu rezerve racordate, pentru fiecare dintre unităţile sale de furnizare a RSF şi grupurile sale de furnizare a RSF, cel puţin următoarele informaţii:

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

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

540.3. statismul regulatorului pentru modulele de generare de tip C şi D, astfel cum sunt definite în secţiunea a 2-a cap. I titlul II Partea Întâi din Codul privind racordarea, care acţionează ca unităţi de furnizare a RSF, sau parametrul echivalent al acestuia pentru grupurile de furnizare de RSF care sunt formate din module de generare de tip A şi/sau de tip B, astfel cum sunt definite în secţiunea a 2-a cap. I titlul II Partea Întâi din Codul privind racordarea, şi/sau din unităţi consumatoare cu reglajul puterii active la consumul dispecerizabil, aşa cum sunt definite în subsecţiunea a 2-a secţiunea a 1-a cap. III titlul III din Codul privind racordarea.

541. Fiecare furnizor de RSF are dreptul să agrege datele respective pentru mai mult de o unitate de furnizare a RSF în cazul în care puterea maximă a unităţilor agregate este mai mică de 1,5 MW şi este posibilă o verificare clară a activării RSF.

542. La solicitarea OST cu rezerve racordate, furnizorul de RSF pune la dispoziţie, în timp real, informaţiile enumerate la pct.541, cu o rezoluţie temporală de cel puţin 10 secunde.

543. La solicitarea OST cu rezerve racordate şi dacă este necesar pentru verificarea activării RSF, furnizorul de RSF pune la dispoziţie informaţiile enumerate la pct.541 privind instalaţiile tehnice care fac parte din aceeaşi unitate de furnizare a RSF.

Secţiunea 3

Procesul de calificare prealabilă pentru RSF

544. OST are obligaţia de a elabora un proces de calificare prealabilă pentru RSF şi de a publica detaliile cu privire la procesul de calificare prealabilă pentru RSF.

545. Un potenţial furnizor de RSF trebuie să demonstreze OST cu rezerve racordate că respectă cerinţele tehnice şi cerinţele suplimentare prevăzute în secţiunea a 2-a din prezentul titlu, prin încheierea cu succes a procesului de calificare prealabilă a potenţialelor unităţi de furnizare a RSF sau grupuri de furnizare a RSF, descrise la pct.546-549.

546. Un potenţial furnizor de RSF depune o cerere oficială la OST cu rezerve racordate, însoţită de informaţiile solicitate referitoare la potenţialele unităţi de furnizare a RSF sau grupuri de furnizare a RSF. În termen de 8 săptămâni de la data primirii cererii, OST cu rezerve racordate trebuie să confirme dacă cererea este completă. În cazul în care OST cu rezerve racordate consideră că cererea este incompletă, potenţialul furnizor de RSF prezintă informaţiile suplimentare solicitate în termen de 4 săptămâni de la data primirii cererii de informaţii suplimentare. În cazul în care potenţialul furnizor de RSF nu furnizează informaţiile solicitate în termenul menţionat, se consideră că cererea a fost retrasă.

547. În termen de 3 luni de la confirmarea faptului că cererea este completă, OST cu rezerve racordate trebuie să evalueze informaţiile furnizate şi să decidă dacă potenţialele unităţi de furnizare a RSF sau grupuri de furnizare a RSF îndeplinesc criteriile pentru o calificare prealabilă pentru RSF. OST cu rezerve racordate notifică decizia sa potenţialului furnizor de RSF.

548. În cazul în care respectarea anumitor cerinţe din prezentele Linii directoare a fost deja verificată de OST cu rezerve racordate, acest lucru va fi recunoscut în calificarea prealabilă.

549. Calificarea unităţilor de furnizare a RSF sau a grupurilor de furnizare a RSF este reevaluată:

549.1. cel puţin o dată la cinci ani;

549.2. în cazul în care cerinţele de disponibilitate sau de ordin tehnic ale echipamentelor s-au schimbat;

549.3. în cazul modernizării echipamentelor legate de activarea RSF.

Secţiunea 4

Furnizarea de RSF

550. OST trebuie să asigure disponibilitatea cel puţin a RSF obligatorii convenite între toţi operatorii sistemelor de transport din zona sincronă, în conformitate cu secţiunea a 1-a din prezentul titlu, secţiunea a 1-a cap. I titlul VII, Partea a Patra precum şi în secţiunile 3 şi 4 cap. II titlul VII Partea a Patra.

551. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă stabilesc, cel puţin o dată pe an, dimensiunea factorului K din zona sincronă, ţinând cont cel puţin următorii factori:

551.1. capacitatea de rezervă pe RSF împărţită la valoarea maximă a abaterii de frecvenţă în regim staţionar;

551.2. autoreglajul producerii;

551.3. autoreglajul consumului, ţinând cont de contribuţia în conformitate cu subsecţiunile 1 şi 2 secţiunea a 1-a cap. III titlul III Partea Întâi din Codul privind racordarea;

551.4. răspunsul la abaterile de frecvenţă ale liniilor de interconexiune HVDC prevăzute în Secţiunea a 2-a cap. II titlul VII Partea a Patra;

551.5. activarea răspunsului limitat la abaterile de frecvenţă şi a răspunsului la abaterile de frecvenţă, în conformitate cu subsecţiunile 1 şi 3 secţiunea a 1-a cap. II titlul II Partea Întâi din Codul privind racordarea.

552. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă stabilesc, în acordul operaţional de zonă sincronă, cotele factorului K pentru fiecare zonă RFP, pe baza a cel puţin următoarelor elemente:

552.1. obligaţiile de RSF iniţială;

552.2. autoreglajul producerii;

552.3. autoreglajul consumului;

552.4. cuplarea frecvenţelor prin HVDC între zonele sincrone;

552.5. schimbul de RSF.

553. Furnizorul de RSF trebuie să garanteze disponibilitatea neîntreruptă a RSF, cu excepţia unei retrageri forţate din exploatare a unei unităţi de furnizare a RSF, în perioada de timp în care este obligată să furnizeze RSF.

554. Fiecare furnizor de RSF îşi informează OST cu rezerve racordate, cât mai curând posibil, despre modificările disponibilităţii reale a unităţii de furnizare a RSF şi/sau a grupului de furnizare a RSF, în întregime sau în parte, relevante pentru rezultatele calificării prealabile.

555. OST asigură sau impune furnizorilor săi de RSF să asigure că pierderea unei unităţi de furnizare a RSF nu pune în pericol siguranţa în funcţionare prin:

555.1. limitarea cotei de RSF furnizate de fiecare unitate de furnizare a RSF la 5 % din capacitatea de rezervă pe RSF necesară pentru întreaga zonă sincronă;

555.2. înlocuirea RSF care devin indisponibile din cauza unei retrageri forţate din exploatare sau a indisponibilităţii unei unităţi de furnizare a RSF ori a unui grup de furnizare a RSF cât mai curând posibil din punct de vedere tehnic şi în conformitate cu condiţiile stabilite de OST cu rezerve racordate.

556. O unitate de furnizare a RSF sau un grup de furnizare a RSF cu un rezervor de energie care nu îşi limitează capacitatea de a furniza RSF trebuie să îşi activeze RSF atât timp cât persistă abaterea de frecvenţă.

557. O unitate de furnizare a RSF sau un grup de furnizare a RSF cu un rezervor de energie care nu îşi limitează capacitatea de a furniza RSF trebuie să îşi activeze RSF atât timp cât persistă abaterea de frecvenţă, cu excepţia cazului în care rezervorul său de energie este epuizat pe direcţia negativă sau pe direcţia pozitivă.

558. Fiecare furnizor de RSF se asigură că RSF de la unităţile sale de furnizare a RSF sau de la grupurile sale de furnizare a RSF cu rezervoare de energie cu capacitate limitată sunt accesibile în permanenţă în stare normală de funcţionare. De la declanşarea stării de alertă şi pe toată durata acesteia, fiecare furnizor de RSF se asigură că unităţile sale de furnizare a RSF sau grupurile sale de furnizare a RSF cu rezervoare de energie cu capacitate limitată sunt capabile să activeze FCR în permanenţă şi pe o durată ce urmează a fi definită în conformitate cu pct.559. În cazul în care nu se defineşte o durată în conformitate cu pct.559, fiecare furnizor de RSF se asigură că unităţile sale de furnizare a RSF sau grupurile sale de furnizare a RSF cu rezervoare de energie cu capacitate limitată sunt capabile să activeze RSF în permanenţă timp de cel puţin 15 minute sau, în cazul abaterilor de frecvenţă care sunt mai mici decât o abatere de frecvenţă care necesită activarea integrală a RSF, pe o durată echivalentă sau pe o durată prevăzută de fiecare operator al sistemului de transport, care nu trebuie să fie mai mare de 30 de minute sau mai mică de 15 minute.

559. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă aplică metodologia privind durata minimă de activare care trebuie asigurată de furnizorii de RSF, aplicabilă la nivelul zonei sincrone.

560. Furnizorul de RSF specifică limitările rezervorului de energie aparţinând unităţilor sale de furnizare a RSF sau grupurilor sale de furnizare a RSF în procesul de calificare prealabilă, în conformitate cu secţiunea a 3-a din prezentul titlu.

561. Un furnizor de RSF care utilizează unităţi de furnizare a RSF sau grupuri de furnizare a RSF cu un rezervor de energie care limitează capacitatea acestora de a furniza RSF asigură recuperarea rezervoarelor de energie în direcţia pozitivă sau în direcţia negativă. Furnizorul RSF va asigura recuperarea rezervoarelor de energie cât mai curând posibil în termen de 2 ore de la încheierea stării de alertă.

TITLUL VI

REZERVE PENTRU RESTABILIREA FRECVENŢEI ŞI REZERVE DE ÎNLOCUIRE

Secţiunea 1

Dimensionarea RRF

562. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP stabilesc regulile de dimensionare a RRF în acordul operaţional în blocul RFP.

563. Regulile de dimensionare a RRF trebuie să includă cel puţin următoarele:

563.1. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP determină capacitatea de rezervă necesară de RRF a blocului RFP pe baza unor înscrisuri istorice consecutive cuprinzând cel puţin valorile istorice pentru dezechilibrul de bloc RFP. Eşantionarea acestor înscrisuri istorice acoperă cel puţin durata de restabilire a frecvenţei. Perioada de timp luată în considerare pentru aceste înscrisuri trebuie să fie reprezentativă şi să includă cel puţin o perioadă completă de un an care să se încheie nu mai devreme de 6 luni înainte de data efectuării calculului;

563.2. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP stabilesc capacitatea de rezervă necesară de RRF a blocului RFP care este suficientă pentru a respecta parametrii-ţintă actuali pentru ARRF prevăzuţi la secţiunea a 2-a titlul II Partea a Patra pe durata prevăzută la subpct. 563.1 pe baza cel puţin a unei metodologii probabilistice. Utilizând această metodologie probabilistică, operatorii sistemelor de transport ţin seama de restricţiile definite în acordurile de partajare sau de schimb de rezerve, datorate unor eventuale încălcări ale siguranţei în funcţionare şi ale cerinţelor privind disponibilitatea RRF. Toţi operatorii sistemelor de transport din blocul RFP iau în considerare orice modificări majore preconizate ale distribuirii dezechilibrelor din blocul RFP sau alţi factori de influenţare relevanţi în raport cu perioada de timp avută în vedere;

563.3. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP determină raportul dintre RRF automate, RRF manuale, durata de activare completă a RRF automate şi durata de activare completă a RRF manuale, în vederea conformării cu cerinţa de la subpct. 563.2. În acest scop, durata de activare completă a RRF automate ale unui bloc RFP şi durata de activare completă a RRF manuale ale unui bloc RFP nu trebuie să depăşească durata de restabilire a frecvenţei;

563.4. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP stabilesc amploarea incidentului de referinţă, care este cel mai mare dezechilibru ce ar putea rezulta dintr-o variaţie instantanee a puterii active a unui singur modul de generare, a unui singur loc de consum sau a unei singure linii de interconexiune HVDC ori din declanşarea unei linii CA în blocul RFP;

563.5. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP stabilesc capacitatea de rezervă pozitivă pe RRF, care nu poate fi mai mică decât incidentul de dimensionare pozitiv al blocului RFP;

563.6. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP stabilesc capacitatea de rezervă negativă pe RRF, care nu poate fi mai mică decât incidentul de dimensionare negativ al blocului RFP;

563.7. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP stabilesc capacitatea de rezervă pe RRF a unui bloc RFP, eventualele limitări geografice pentru distribuţia acesteia în interiorul blocului RFP şi eventualele limitări geografice pentru orice schimb sau partajare de rezerve cu alte blocuri RFP, în scopul respectării limitelor de siguranţă în funcţionare;

563.8. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP se asigură că capacitatea de rezervă pozitivă pe RRF sau o combinaţie a capacităţii de rezervă pe RRF şi RI este suficientă pentru a acoperi dezechilibrele pozitive din blocul RFP cel puţin 99 % din timp, pe baza înscrisurilor istorice prevăzute la subpct. 563.1;

563.9. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP se asigură că capacitatea de rezervă negativă pe RRF sau o combinaţie a capacităţii de rezervă pe RRF şi RI este suficientă pentru a acoperi dezechilibrele negative din blocul RFP cel puţin 99 % din timp, pe baza înscrisurilor istorice prevăzute la subpct. 563.1;

563.10. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP pot reduce capacitatea de rezervă pozitivă pe RRF a blocului RFP care rezultă din procesul de dimensionare a RRF, prin încheierea unui acord de partajare a RRF cu alte blocuri RFP, în conformitate cu prevederile titlului VII. Reducerea capacităţii de rezervă pozitivă pe RRF a blocului RFP se limitează la diferenţa, dacă este un număr pozitiv, dintre dimensiunea incidentului de dimensionare pozitiv şi capacitatea de rezervă pe RRF necesară pentru a acoperi dezechilibrele pozitive din blocul RFP 99 % din timp, pe baza înscrisurilor istorice menţionate la subpct. 563.1. Reducerea capacităţii de rezervă pozitivă nu poate depăşi 30 % din dimensiunea incidentului de dimensionare pozitiv.

563.11. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP pot reduce capacitatea de rezervă negativă pe RRF a blocului RFP care rezultă din procesul de dimensionare a RRF, prin încheierea unui acord de partajare a RRF cu alte blocuri RFP în conformitate cu prevederile titlului VII. Reducerea capacităţii de rezervă negativă pe RRF a blocului RFP se limitează la diferenţa, dacă este un număr pozitiv, dintre dimensiunea incidentului de dimensionare negativ şi capacitatea de rezervă pe RRF necesară pentru a acoperi dezechilibrele negative din blocul RFP 99 % din timp, pe baza înscrisurilor istorice menţionate la subpct. 563.1.

564. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP, în cazul în care blocul cuprinde mai mult de un operator al sistemului de transport, stabilesc în acordul operaţional în blocul RFP repartizarea specifică a responsabilităţilor între operatorii sistemelor de transport din zonele RFP pentru respectarea obligaţiilor stabilite la pct.563.

565. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP trebuie să aibă o capacitate de rezervă suficientă pe RRF, în orice moment, în conformitate cu regulile de dimensionare a RRF. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP stabilesc, în acordul operaţional în blocul RFP, o procedură de escaladare pentru situaţiile de risc grav de capacitate de rezervă insuficientă pe RRF în blocul RFP.

Secţiunea 2

Cerinţe tehnice minime pentru RRF

566. Cerinţele tehnice minime pentru RRF sunt următoarele:

566.1. fiecare unitate de furnizare a RRF şi fiecare grup de furnizare a RRF se racordează doar la un singur OST cu rezerve racordate;

566.2. o unitate de furnizare a RRF sau un grup de furnizare a RRF trebuie să activeze RRF în conformitate cu valoarea de referinţă primită de la OST cu autoritate de decizie referitoare la rezerve;

566.3. OST cu autoritate de decizie referitoare la rezerve este OST cu rezerve racordate sau un operator al sistemului de transport desemnat de OST cu rezerve racordate într-un acord de schimb de RRF, în conformitate cu pct.608 sau pct.626;

566.4. o unitate de furnizare a RRF sau un grup de furnizare a RRF pentru RRF automate trebuie să aibă o temporizare a activării RRF automate care să nu depăşească 30 de secunde;

566.5. un furnizor de RRF se asigură că este posibilă monitorizarea activării RRF la unităţile de furnizare a RRF din cadrul unui grup de furnizare a rezervelor. În acest scop, furnizorul de RRF trebuie să poată furniza către OST cu rezerve racordate şi către OST cu autoritate de decizie referitoare la rezerve valori măsurate în timp real la punctul de racordare sau la un alt punct de interacţiune convenit cu OST cu rezerve racordate în ceea ce priveşte:

566.5.1. producerea programată de putere activă cu marcă de timp;

566.5.2. putere activă instantanee cu marcă de timp pentru:

566.5.2.1. fiecare unitate de furnizare a RRF;

566.5.2.2. fiecare grup de furnizare a RRF;

566.5.2.3. fiecare modul de generare sau pentru fiecare unitate consumatoare a unui grup de furnizare a RRF cu producerea maximă de putere activă mai mare sau egală cu 1,5 MW;

566.6. o unitate de furnizare a RRF sau un grup de furnizare a RRF pentru RRF automate trebuie să îşi poată activa capacitatea completă de rezervă pe RRF automate pe durata de activare completă a RRF automate;

566.7. o unitate de furnizare a RRF sau un grup de furnizare a RRF pentru RRF manuale trebuie să îşi poată activa capacitatea completă de rezervă pe RRF manuale pe durata de activare completă a RRF manuale;

566.8. un furnizor de RRF trebuie să îndeplinească cerinţele privind disponibilitatea RRF;

566.9. o unitate de furnizare a RRF sau un grup de furnizare a RRF trebuie să îndeplinească cerinţele privind viteza de variaţie a sarcinii în blocul RFP.

567. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP specifică cerinţele privind disponibilitatea RRF şi cerinţele privind controlul calităţii la unităţile de furnizare a RRF şi grupurile de furnizare a RRF din blocul lor RFP în acordul operaţional în blocul RFP, în conformitate cu Secţiunea a 2-a titlul I Partea a Patra.

568. OST cu rezerve racordate trebuie să adopte cerinţele tehnice pentru racordarea unităţilor de furnizare a RRF şi a grupurilor de furnizare a RRF pentru a asigura furnizarea RRF în condiţii de siguranţă şi de securitate.

569. Fiecare furnizor de RRF trebuie:

569.1. să se asigure că unităţile de furnizare a RRF şi grupurile de furnizare a RRF îndeplinesc cerinţele tehnice minime pentru RRF, cerinţele privind disponibilitatea RRF şi cerinţele privind viteza de variaţie a sarcinii de la pct.566-568;

569.2. să îşi informeze OST cu autoritate de decizie referitoare la rezerve despre o reducere a disponibilităţii reale a unităţii sale de furnizare a RRF sau a grupului de furnizare a RRF sau a unei părţi a acestuia din urmă, cât de curând posibil.

570. Fiecare OST cu autoritate de decizie referitoare la rezerve asigură monitorizarea conformităţii cu cerinţele tehnice minime pentru RRF de la pct.566, cu cerinţele privind disponibilitatea RRF de la pct.567, cu cerinţele privind viteza de variaţie a sarcinii de la pct.566 şi cu cerinţele de racordare la pct.568 prin intermediul unităţilor sale de furnizare a RRF şi al grupurilor sale de furnizare a RRF.

Secţiunea 3

Procesul de calificare prealabilă pentru RRF

571. OST elaborează un proces de calificare prealabilă pentru RRF şi clarifică şi pune la dispoziţia publicului detaliile cu privire la acesta.

572. Un potenţial furnizor de RRF trebuie să demonstreze OST cu rezerve racordate sau operatorului sistemului de transport desemnat de OST cu rezerve racordate în acordul de schimb de RRF (în continuare – OST desemnat pentru RRF) că respectă cerinţele tehnice minime privind RRF de la pct.566, cerinţele privind disponibilitatea RRF de la pct.567, cerinţele privind viteza de variaţie a sarcinii de la pct.566 şi cerinţele de racordare de la pct.568 prin încheierea cu succes a procesului de calificare prealabilă a potenţialelor unităţi de furnizare a RRF sau a potenţialelor grupuri de furnizare a RRF descris la pct.573-576.

573. Un potenţial furnizor de RRF depune o cerere oficială la OST cu rezerve racordate sau la OST desemnat pentru RRF, însoţită de informaţiile obligatorii referitoare la potenţialele unităţi de furnizare a RRF sau grupuri de furnizare a RRF. În termen de 8 săptămâni de la data primirii cererii, OST cu rezerve racordate sau OST desemnat pentru RRF trebuie să confirme dacă cererea este completă. În cazul în care OST cu rezerve racordate sau OST desemnat pentru RRF consideră că cererea este incompletă, el solicită informaţii suplimentare, iar potenţialul furnizor de RRF prezintă informaţiile suplimentare solicitate în termen de 4 săptămâni de la primirea solicitării de prezentare a informaţiilor respective. În cazul în care potenţialul furnizor de RRF nu furnizează informaţiile solicitate în termenul menţionat, se consideră că cererea a fost retrasă.

574. În termen de 3 luni de la confirmarea de către OST cu rezerve racordate sau de către OST desemnat pentru RRF a faptului că cererea este completă, OST cu rezerve racordate sau OST desemnat pentru RRF trebuie să evalueze informaţiile furnizate şi să decidă dacă potenţialele unităţi de furnizare a RRF sau grupuri de furnizare a RRF îndeplinesc criteriile pentru o calificare prealabilă pentru RRF. OST cu rezerve racordate sau OST desemnat pentru RRF notifică decizia sa potenţialului furnizor de RRF.

575. Selecţia unităţilor de furnizare a RRF sau a grupurilor de furnizare a RRF de către OST cu rezerve racordate sau de către OST desemnat pentru RRF este valabilă pentru întreg blocul RFP.

576. Calificarea unităţilor de furnizare a RRF sau a grupurilor de furnizare a RRF este reevaluată:

576.1. cel puţin o dată la cinci ani;

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

577. Pentru a asigura siguranţa în funcţionare, OST cu rezerve racordate are dreptul de a exclude grupurile de furnizare a RRF de la furnizarea de RRF pe baza unor argumente tehnice, cum ar fi distribuţia geografică a modulelor de generare sau a unităţilor consumatoare care aparţin unui grup de furnizare a RRF.

Secţiunea 4

Dimensionarea RI

578. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP au dreptul de a implementa un proces de înlocuire a rezervelor.

579. Pentru a respecta parametrii-ţintă pentru ARRF menţionaţi la secţiunea a 2-a titlul II Partea a Patra, OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP cu un PIR, care efectuează un proces de dimensionare combinat a RRF şi RI pentru a îndeplini cerinţele de la pct.563, definesc regulile de dimensionare a RI în acordul operaţional în blocul RFP.

580. Regulile de dimensionare a RI cuprind cel puţin următoarele cerinţe:

580.1. trebuie să existe suficientă capacitate de rezervă pozitivă pe RI pentru a restabili cantitatea necesară de RRF pozitive;

580.2. trebuie să existe suficientă capacitate de rezervă negativă pe RI pentru a restabili cantitatea necesară de RRF negative;

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

580.4. respectarea siguranţei în funcţionare într-un bloc RFP pentru determinarea capacităţii de rezervă pe RI.

581. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP pot reduce capacitatea de rezervă pozitivă pe RI a blocului RFP care rezultă din procesul de dimensionare a RI, prin elaborarea unui acord de partajare a RI pentru respectiva capacitate pozitivă pe RI cu alte blocuri de RFP, în conformitate cu dispoziţiile titlului VII Partea a Patra. OST beneficiar al capacităţii de reglaj limitează reducerea capacităţii sale de rezervă pozitivă pe RI pentru:

581.1. a garanta că încă poate să îşi îndeplinească parametrii-ţintă pentru ARRF prevăzuţi în secţiunea a 2-a titlul II Partea a Patra;

581.2. a se asigura că nu este pusă în pericol siguranţa operaţională;

581.3. a se asigura că reducerea capacităţii de rezervă pozitivă pe RI nu depăşeşte restul de capacitate de rezervă pozitivă pe RI a blocului RFP.

582. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP pot reduce capacitatea de rezervă negativă pe RI a blocului RFP care rezultă din procesul de dimensionare a RI, prin elaborarea unui acord de partajare a RI pentru respectiva capacitate negativă pe RI cu alte blocuri de RFP, în conformitate cu titlul VII Partea a Patra. OST beneficiar al capacităţii de reglaj limitează reducerea capacităţii sale de rezervă negativă pe RI pentru:

582.1. a garanta că încă poate să îşi îndeplinească parametrii-ţintă pentru ARRF prevăzuţi în secţiunea a 2-a titlul II Partea a Patra ;

582.2. a se asigure că nu este pusă în pericol siguranţa operaţională;

582.3. a se asigure că reducerea capacităţii de rezervă negativă pe RI nu depăşeşte restul de capacitate de rezervă negativă pe RI a blocului RFP.

583. În cazul în care blocul RFP este operat de mai mult de un operator al sistemului de transport şi dacă procesul este necesar pentru blocul RFP, toţi operatorii sistemelor de transport din respectivul bloc RFP specifică în acordul operaţional în blocul RFP repartizarea responsabilităţilor între operatorii sistemelor de transport din diferite zone RFP pentru implementarea regulilor de dimensionare prevăzute la pct.580.

584. OST trebuie să dispună în orice moment de o capacitate de rezervă suficientă pe RI în conformitate cu regulile de dimensionare a RI. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP stabilesc, în acordul operaţional în blocul RFP, o procedură de escaladare pentru situaţiile de risc grav de capacitate de rezervă insuficientă pe RI în blocul RFP.

Secţiunea 5

Cerinţe tehnice minime pentru RI

585. Unităţile de furnizare a RI şi grupurile de furnizare a RI trebuie să respecte următoarele cerinţe tehnice minime:

585.1. racordarea la un singur OST cu rezerve racordate;

585.2. activarea RI potrivit valorii de referinţă primite de la OST cu autoritate de decizie referitoare la rezerve;

585.3. OST cu autoritate de decizie referitoare la rezerve este OST cu rezerve racordate sau un OST care urmează a fi desemnat de OST cu rezerve racordate în acordul de schimb de RI în conformitate cu pct.608 sau pct.626;

585.4. activarea capacităţii complete de rezervă a RI pe durata de activare definită de către OST cu autoritate de decizie referitoare la rezerve;

585.5. dezactivarea RI potrivit valorii de referinţă primite de la OST cu autoritate de decizie referitoare la rezerve;

585.6. un furnizor de RI se asigură că este posibilă monitorizarea activării RI la unităţile de furnizare a RI din cadrul unui grup de furnizare a rezervelor. În acest scop, furnizorul de RI trebuie să poată furniza către OST cu rezerve racordate şi către OST cu autoritate de decizie referitoare la rezerve valori măsurate în timp real la punctul de racordare sau la un alt punct de interacţiune convenit cu OST cu rezerve racordate în ceea ce priveşte:

585.6.1. producerea programată de putere activă cu marcă de timp, pentru fiecare unitate de furnizare a RI sau grup de furnizare a RI şi pentru fiecare modul de generare sau pentru fiecare unitate consumatoare a unui grup de furnizare a RI cu producerea maximă de putere activă mai mare sau egală cu 1,5 MW;

585.6.2. puterea activă instantanee cu marcă de timp, pentru fiecare unitate de furnizare a RI sau grup de furnizare a RI şi pentru fiecare modul de generare sau pentru fiecare unitate consumatoare a unui grup de furnizare a RI cu producerea maximă de putere activă mai mare sau egală cu 1,5 MW;

585.7. îndeplinirea cerinţelor privind disponibilitatea RI.

586. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP stabilesc cerinţele privind disponibilitatea RI şi cerinţele privind controlul calităţii la unităţile de furnizare a RI şi grupurile de furnizare a RI în acordul operaţional în blocul RFP.

587. OST cu rezerve racordate trebuie să adopte cerinţele tehnice pentru racordarea unităţilor de furnizare a RI şi a grupurilor de furnizare a RI pentru a asigura furnizarea RI în condiţii de siguranţă şi de securitate, potrivit descrierii procesului de calificare prealabilă.

588. Fiecare furnizor de RI:

588.1. se asigură că unităţile de furnizare a RI şi grupurile de furnizare a RI îndeplinesc cerinţele tehnice minime pentru RI şi cerinţele privind disponibilitatea RI de la pct.585-587;

588.2. îşi informează OST cu autoritate de decizie referitoare la rezerve despre o reducere a disponibilităţii reale sau o retragere forţată din exploatare a unităţii sale de furnizare a RI sau a grupului de furnizare a RI sau a unei părţi a acestuia din urmă, cât de curând posibil.

589. Fiecare OST cu autoritate de decizie referitoare la rezerve asigură respectarea cerinţelor tehnice pentru RI, a cerinţelor privind disponibilitatea RI şi a cerinţelor de racordare menţionate în prezenta secţiune în ceea ce priveşte unităţile sale de furnizare a RI şi grupurile sale de furnizare a RI.

Secţiunea 6

Procesul de calificare prealabilă pentru RI

590. OST elaborează un proces de calificare prealabilă pentru RI şi clarifică şi pune la dispoziţia publicului detalii cu privire la acesta.

591. Un potenţial furnizor de RI trebuie să demonstreze OST cu rezerve racordate sau operatorului sistemului de transport desemnat de OST cu rezerve racordate în acordul de schimb de RI (în continuare – OST desemnat pentru RI) că respectă cerinţele tehnice minime privind RI, cerinţele privind disponibilitatea RI şi cerinţele de racordare prevăzute în secţiunea a 5-a din prezentul titlu prin încheierea cu succes a procesului de calificare prealabilă a potenţialelor unităţi de furnizare a RI sau a potenţialelor grupuri de furnizare a RI, descris la pct.592-595.

592. Un potenţial furnizor de RI depune o cerere oficială la OST cu rezerve racordate sau la OST desemnat pentru RI, însoţită de informaţiile obligatorii referitoare la potenţialele unităţi de furnizare a RI sau grupuri de furnizare a RI. În termen de 8 săptămâni de la data primirii cererii, OST cu rezerve racordate sau OST desemnat pentru RI trebuie să confirme dacă cererea este completă. În cazul în care OST cu rezerve racordate sau OST desemnat pentru RI consideră că cererea este incompletă, potenţialul furnizor de RI prezintă informaţiile suplimentare solicitate în termen de 4 săptămâni de la primirea solicitării de prezentare a informaţiilor respective. În cazul în care potenţialul furnizor de RI nu furnizează informaţiile solicitate în termenul menţionat, se consideră că cererea a fost retrasă.

593. În termen de 3 luni de la confirmarea faptului că cererea este completă, OST cu rezerve racordate sau OST desemnat pentru RI trebuie să evalueze informaţiile furnizate şi să decidă dacă potenţialele unităţi de furnizare a RI sau grupuri de furnizare a RI îndeplinesc criteriile pentru o calificare prealabilă pentru RI. OST cu rezerve racordate sau OST desemnat pentru RI notifică decizia sa potenţialului furnizor de RI.

594. Calificarea unităţilor de furnizare a RI sau a grupurilor de furnizare a RI se reevaluează:

594.1. cel puţin o dată la cinci ani;

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

595. Pentru a asigura siguranţa în funcţionare, OST cu rezerve racordate are dreptul de a refuza furnizarea de RI de către grupurile de furnizare a RI pe baza unor argumente tehnice, cum ar fi distribuţia geografică a modulelor de generare sau a unităţilor consumatoare care formează un grup de furnizare a RI.

TITLUL VII

SCHIMBUL ŞI PARTAJAREA DE REZERVE

Capitolul I

SCHIMBUL ŞI PARTAJAREA DE REZERVE ÎNTR-O ZONA SINCRONĂ

Secţiunea 1

Schimbul de RSF într-o zonă sincronă

596. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport implicaţi în schimbul de RSF într-o zonă sincronă trebuie să respecte cerinţele prevăzute la pct.597-604. Schimbul de RSF implică transferul unei RSF obligatorii de la OST receptor al rezervei către OST cu rezerve racordate pentru capacitatea de rezervă pe RSF corespunzătoare.

597. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport implicaţi în schimbul de RSF în cadrul unei zone sincrone trebuie să respecte limitele şi cerinţele pentru schimbul de RSF în zona sincronă, specificate în Anexa nr.4.

598. În cazul schimbului de RSF, OST cu rezerve racordate şi OST receptor al rezervei trebuie să notifice acest lucru în conformitate cu secţiunea a 12-a titlul III Partea a Patra.

599. Orice OST cu rezerve racordate, OST receptor al rezervei, sau OST afectat implicat în schimbul de RSF poate refuza schimbul de RSF în cazul în care acesta ar putea genera fluxuri de putere care încalcă limitele de siguranţă în funcţionare în momentul activării capacităţii de rezervă pe RSF care face obiectul schimbului de RSF.

600. OST şi fiecare OST afectat verifică dacă marja sa de fiabilitate, stabilită în conformitate cu secţiunea a 8-a cap. I titlul II din Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor, este suficientă pentru a permite fluxurile de putere rezultate din activarea capacităţii de rezervă pe RSF care face obiectul schimbului de RSF.

601. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport dintr-o zonă RFP ajustează parametrii de calcul al ARRF pentru a ţine seama de schimbul de RSF.

602. OST cu rezerve racordate este responsabil pentru respectarea cerinţelor prevăzute în secţiunile 2 şi 4 titlul V Partea a Patra în ceea ce priveşte capacitatea de rezervă pe RSF care face obiectul schimbului de RSF.

603. Unitatea sau grupul de furnizare a RSF este responsabil pentru activarea RSF în faţa OST cu rezerve racordate.

604. OST şi operatorii sistemelor de transport vizaţi se asigură că schimbul de RSF nu împiedică niciun operator al sistemului de transport să îndeplinească cerinţele referitoare la rezerve, prevăzute în secţiunea a 4-a Titlul V Partea a Patra.

Secţiunea 2

Partajarea RSF într-o zonă sincronă

605. OST nu partajează RSF cu alţi operatori ai sistemelor de transport din zona sa sincronă pentru a-şi îndeplini RSF obligatorie şi pentru a reduce valoarea totală a RSF din zona sincronă, în conformitate cu secţiunea a 1-a Titlul V Partea a Patra

Secţiunea 3

Cerinţe generale pentru schimbul de RRF şi de RI într-o zonă sincronă

606. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă definesc, în acordul operaţional de zonă sincronă, rolurile şi responsabilităţile OST cu rezerve racordate, ale OST receptor al rezervei şi ale OST afectat în ceea ce priveşte schimbul de RRF şi/sau de RI.

607. În cazul în care are loc un schimb de RRF/RI, OST cu rezerve racordate şi OST receptor al rezervei notifică acest schimb, în conformitate cu cerinţele de notificare din secţiunea a 12-a titlul III Partea a Patra.

608. OST cu rezerve racordate şi OST receptor al rezervei care participă la schimbul de RRF/RI stabilesc, într-un acord de schimb de RRF sau de RI, rolurile şi responsabilităţile care le revin, inclusiv:

608.1. responsabilitatea OST cu autoritate de decizie referitoare la rezerve pentru capacitatea de rezervă pe RRF şi RI care face obiectul schimbului de RRF/RI;

608.2. valoarea capacităţii de rezervă pe RRF şi RI care fac obiectul schimbului de RRF/RI;

608.3. implementarea procesului de activare a RRF/RI transfrontaliere în conformitate cu secţiunile 9 şi 10, titlul III Partea a Patra;

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

608.5. implementarea calificării prealabile pentru capacitatea de rezervă pe RRF şi RI care fac obiectul schimbului în conformitate cu secţiunile 3 şi 6 titlul VI Partea a Patra;

608.6. responsabilitatea de a monitoriza îndeplinirea cerinţelor tehnice pentru RRF/RI şi a cerinţelor de disponibilitate a capacităţii de rezervă pe RRF şi RI care face obiectul schimbului în conformitate cu pct.570 şi 589;

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

609. Orice OST cu rezerve racordate, OST receptor al rezervei sau OST afectat implicat în schimbul de RRF sau de RI poate refuza schimbul menţionat la pct.607 în cazul în care acesta ar genera fluxuri de putere care încalcă limitele de siguranţă în funcţionare în momentul activării capacităţii de rezervă pe RRF şi pe RI care face obiectul schimbului de RRF sau de RI.

610. OST vizat se asigură că schimbul de RRF/RI nu împiedică niciun operator al sistemului de transport să respecte cerinţele referitoare la rezerve stabilite în regulile de dimensionare a RRF sau a RI, prevăzute în secţiunile 1 şi 4 Titlul VI Partea a Patra.

611. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP definesc, în acordul operaţional în blocul RFP, rolurile şi responsabilităţile OST cu rezerve racordate, ale OST receptor al rezervei şi ale OST afectat în ceea ce priveşte schimbul de RRF şi/sau de RI cu operatorii sistemelor de transport din alte blocuri RFP.

Secţiunea 4

Cerinţe generale pentru partajarea RRF şi a RI într-o zonă sincronă

612. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport dintr-o zonă sincronă definesc, în acordul operaţional de zonă sincronă, rolurile şi responsabilităţile OST furnizor al capacităţii de reglaj, ale OST beneficiar al capacităţii de reglaj şi ale OST afectat în ceea ce priveşte partajarea RRF/RI.

613. Atunci când are loc partajarea RRF/RI, OST furnizor al capacităţii de reglaj şi OST beneficiar al capacităţii de reglaj informează că are loc partajarea, în conformitate cu cerinţele de notificare prevăzute în Secţiunea a 12-a titlul III Partea a Patra.

614. OST furnizor al capacităţii de reglaj şi OST beneficiar al capacităţii de reglaj ce participă la partajarea de RRF/RI stabilesc, într-un acord de partajare a RRF sau RI, rolurile şi responsabilităţile care le revin, inclusiv:

614.1. cantitatea capacităţii de rezervă pe RRF şi pe RI care face obiectul partajării RRF/RI;

614.2. implementarea procesului de activare a RRF/RI transfrontaliere în conformitate cu secţiunile 9 şi 10 titlul III Partea a Patra;

614.3. procedurile pentru a se asigura că activarea capacităţii de rezervă pe RRF şi peRI care face obiectul partajării RRF/RI nu generează fluxuri de putere ce încalcă limitele de siguranţă în funcţionare.

615. Orice OST furnizor al capacităţii de reglaj, OST beneficiar al capacităţii de reglaj sau OST afectat implicat în partajarea RRF/RI poate refuza partajarea RRF/RI în cazul în care aceasta ar genera fluxuri de putere care încalcă limitele de siguranţă în funcţionare în momentul activării capacităţii de rezervă pe RRF şi pe RI care face obiectul partajării RRF/RI.

616. În cazul partajării RRF/RI, OST furnizor al capacităţii de reglaj trebuie să pună la dispoziţia OST beneficiar al capacităţii de reglaj o cotă din propria sa capacitate de rezervă pe RRF şi pe RI, necesară pentru a respecta cerinţele privind rezervele pentru RRF şi/sau RI rezultate din regulile de dimensionare a RRF/RI, prevăzute în secţiunile 1 şi 4 Titlul VI Partea a Patra. OST furnizor al capacităţii de reglaj poate fi:

616.1. OST cu autoritate de decizie referitoare la rezerve pentru capacitatea de rezervă pe RRF şi RI care face obiectul partajării RRF/RI;

616.2. OST care are acces la capacitatea sa de rezervă pe RRF şi pe RI care face obiectul partajării RRF/RI printr-un proces implementat de activare a RRF/RI transfrontaliere ca parte a unui acord de partajare a RRF/RI.

617. Fiecare OST beneficiar al capacităţii de reglaj este responsabil pentru tratarea incidentelor şi a dezechilibrelor în cazul în care capacitatea de rezervă pe RRF şi RI care face obiectul partajării RRF/RI nu este disponibilă din cauza:

617.1. limitărilor pentru restabilirea frecvenţei sau pentru ajustarea valorii programate a puterii de schimb reglate legate de siguranţa în funcţionare;

617.2. utilizării parţiale sau totale a capacităţii de rezervă pe RRF şi RI de către OST furnizor al capacităţii de reglaj.

618. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP definesc, în acordul operaţional în blocul RFP, rolurile şi responsabilităţile OST furnizor al capacităţii de reglaj, ale OST beneficiar al capacităţii de reglaj şi ale OST afectat în ceea ce priveşte partajarea RRF şi a RI cu operatorii sistemelor de transport din alte blocuri RFP.

Secţiunea 5

Schimbul de RRF într-o zonă sincronă

619. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă compusă din mai mult de un bloc RFP implicat în schimbul de RRF în zona sincronă respectă cerinţele şi limitele aplicabile schimbului de RRF stabilite în anexa nr.5.

Secţiunea 6

Partajarea RRF într-o zonă sincronă

620. OST şi fiecare operator al sistemului de transport din blocul RFP are dreptul de a partaja RRF cu alte blocuri RFP din aceeaşi zonă sincronă, în limitele stabilite de regulile de dimensionare a RRF de la pct.562 şi în conformitate cu Secţiunea 4 din prezentul titlu.

Secţiunea 7

Schimbul de RI într-o zonă sincronă

621. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă compusă din mai mult de un bloc RFP implicat în schimbul de RI în zona sincronă respectă cerinţele şi limitele aplicabile schimbului de RI stabilite în anexa nr.6.

Secţiunea 8

Partajarea RI într-o zonă sincronă

622. OST şi fiecare operator al sistemului de transport din blocul RFP are dreptul de a partaja RI cu alte blocuri RFP din aceeaşi zonă sincronă, în limitele stabilite de regulile de dimensionare a RI de la pct.581 şi 582 şi în conformitate cu secţiunea a 4-a din prezentul capitol.

Capitolul II

SCHIMBUL ŞI PARTAJAREA DE REZERVE ÎNTRE ZONELE SINCRONE

Secţiunea 1

Cerinţe generale pentru schimbul şi partajarea de rezerve între zonele sincrone

623. Fiecare operator şi/sau proprietar al unei linii de interconexiune HVDC care interconectează zonele sincrone furnizează OST cu rezerve racordate capacitatea de a efectua schimbul şi partajarea de RSF, RRF şi RI în cazul în care această tehnologie este instalată.

624. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă precizează, în acordul operaţional de zonă sincronă, rolurile şi responsabilităţile OST cu rezerve racordate, ale OST receptor al rezervei şi ale OST afectat pentru schimbul de rezerve, precum şi ale OST furnizor al capacităţii de reglaj, ale OST beneficiar al capacităţii de reglaj şi ale OST afectat pentru partajarea rezervelor între zonele sincrone.

625. OST cu rezerve racordate şi OST receptor al rezervei sau OST furnizor al capacităţii de reglaj şi OST beneficiar al capacităţii de reglaj notifică schimbul sau partajarea de RSF, RRF sau RI în conformitate cu secţiunea a 12-a titlul III, Partea a Patra.

626. OST cu rezerve racordate şi OST receptor al rezervei implicaţi în schimbul de rezerve stabilesc, într-un acord de schimb, rolurile şi responsabilităţile care le revin, inclusiv:

626.1. responsabilitatea OST cu autoritate de decizie referitoare la rezerve pentru capacitatea de rezervă a schimbului de rezerve;

626.2. cantitatea capacităţii de rezervă care face obiectul schimbului de rezerve;

626.3. implementarea procesului de activare a RRF/RI transfrontaliere, în conformitate cu secţiunea a 9-a şi a 10-a titlul III Partea a Patra;

626.4. implementarea calificării prealabile pentru capacitatea de rezervă care face obiectul schimbului de rezerve în conformitate cu secţiunea a 3-a Titlul V, secţiunea a 3-a titlul VI şi secţiunea a 6-a Titlul VI Partea a Patra;

626.5. responsabilitatea de a monitoriza respectarea cerinţelor tehnice şi a cerinţelor de disponibilitate a capacităţii de rezervă care face obiectul schimbului de rezerve în conformitate cu pct.570 şi 589;

626.6. proceduri pentru a se asigura faptul că schimbul de rezerve nu generează fluxuri de putere care încalcă limitele de siguranţă în funcţionare.

627. OST furnizor al capacităţii de reglaj şi OST beneficiar al capacităţii de reglaj implicaţi în partajarea rezervelor stabilesc rolurile şi responsabilităţile care le revin într-un acord de partajare, inclusiv:

627.1. cantitatea capacităţii de rezervă care face obiectul partajării de rezerve;

627.2. implementarea procesului de activare a RRF/RI transfrontaliere în conformitate cu Secţiunea a 9-a şi a 10-a titlul III Partea a Patra;

627.3. proceduri pentru a se asigura faptul că partajarea de rezerve nu generează fluxuri de putere care încalcă limitele de siguranţă în funcţionare.

628. OST cu rezerve racordate şi OST receptor al rezervei implicaţi în schimbul de rezerve sau OST furnizor al capacităţii de reglaj şi OST beneficiar al capacităţii de reglaj implicaţi în partajarea rezervelor trebuie să elaboreze şi să adopte un acord de coordonare şi de operare a HVDC cu proprietarii liniei de interconexiune HVDC şi/sau cu operatorii liniei de interconexiune HVDC sau cu persoanele juridice care includ proprietarii liniei de interconexiune HVDC şi/sau operatorii liniei de interconexiune HVDC, inclusiv:

628.1. interacţiunile în toate intervalele de timp, inclusiv planificarea şi activarea;

628.2. factorul de sensibilitate MW/Hz, funcţia de răspuns liniar/dinamic sau static/progresiv a fiecărei linii de interconexiune HVDC care conectează zone sincrone;

628.3. partajarea/interacţiunea acestor funcţii în diverse trasee HVDC între zonele sincrone.

629. Orice OST cu rezerve racordate şi OST receptor al rezervei sau OST furnizor al capacităţii de reglaj şi OST beneficiar al capacităţii de reglaj implicaţi în schimbul sau partajarea de rezerve pot refuza schimbul sau partajarea de rezerve în cazul în care acest lucru ar genera fluxuri de putere care încalcă limitele de siguranţă în funcţionare în momentul activării capacităţii de rezervă care face obiectul schimbului sau partajării de rezerve.

630. Operatorii sistemelor de transport implicaţi se asigură că schimbul de rezerve între zonele sincrone nu împiedică niciun operator al sistemului de transport să respecte cerinţele referitoare la rezerve, prevăzute în secţiunea a 1-a titlul V Partea a Patra şi în secţiunile 1 şi 4 titlul VI Partea a Patra.

631. OST cu rezerve racordate şi OST receptor al rezervei, precum şi OST furnizor al capacităţii de reglaj şi OST beneficiar al capacităţii de reglaj stabilesc, într-un acord de schimb sau de partajare, procedurile pentru cazurile în care schimbul sau partajarea de rezerve între zone sincrone nu poate fi realizat(ă) în timp real.

Secţiunea 2

Cuplarea frecvenţelor între zonele sincrone

632. Toţi operatorii sistemelor de transport din zonele sincrone racordate printr-o linie de interconexiune HVDC au dreptul de a implementa procesul de cuplare a frecvenţelor ca să asigure un răspuns corelat la abaterile de frecvenţă. Procesul de cuplare a frecvenţelor poate fi utilizat de OST pentru a permite schimbul şi/sau partajarea de RSF între zonele sincrone.

633. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă stabilesc proiectul tehnic al procesului de cuplare a frecvenţelor în acordul operaţional de zonă sincronă. Procesul de cuplare a frecvenţelor trebuie să ia în considerare:

633.1. impactul operaţional dintre zonele sincrone;

633.2. stabilitatea PSF din zona sincronă;

633.3. capacitatea OST din zona sincronă de a respecta parametrii-ţintă de calitate a frecvenţei definiţi în conformitate cu secţiunea a 1-a Titlul II Partea a Patra;

633.4. siguranţa în funcţionare.

634. Fiecare operator de linie de interconexiune HVDC reglează fluxul de putere activă prin linia de interconexiune HVDC în conformitate cu procesul de cuplare a frecvenţelor implementat.

Secţiunea 3

Schimbul de RSF între zonele sincrone

635. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă implicaţi într-un proces de cuplare a frecvenţelor au dreptul de a utiliza procesul de schimb de RSF ca să facă schimb de RSF între zonele sincrone.

636. Toţi operatorii sistemelor de transport din zonele sincrone implicaţi în schimbul de RSF între zone sincrone organizează schimbul respectiv într-un mod care să permită operatorilor sistemelor de transport dintr-o zonă sincronă să primească de la altă zonă sincronă o cotă din capacitatea totală de rezervă pe RSF necesară pentru zona lor sincronă în conformitate cu secţiunea a 1-a Titlul V Partea a Patra.

637. Cota din totalul capacităţii de rezervă pe RSF necesară zonei sincrone în cadrul căreia capacitatea respectivă face obiectul schimbului trebuie să fie furnizată în a doua zonă sincronă, suplimentar capacităţii de rezervă totale pe RSF necesare pentru această a doua zonă sincronă în conformitate cu secţiunea a 1-a titlul V Partea a Patra.

638. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă stabilesc, în acordul operaţional de zonă sincronă, limitele pentru schimbul de RSF.

639. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zonele sincrone implicate încheie un acord de schimb de RSF în care stabilesc condiţiile pentru schimbul de RSF.

Secţiunea 4

Partajarea de RSF între zonele sincrone

640. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă implicaţi într-un proces de cuplare a frecvenţelor au dreptul de a utiliza acest proces ca să partajeze RSF între zonele sincrone.

641. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă stabilesc limitele de partajare a RSF în acordul operaţional de zonă sincronă. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport se asigură că suma RSF furnizată în zona sincronă şi din alte zone sincrone ca parte a schimbului de RSF acoperă cel puţin incidentul de referinţă.

642. Toţi operatorii sistemelor de transport din zonele sincrone implicate stabilesc, în acordurile lor operaţionale de zonă sincronă respective, condiţiile schimbului de RSF între zonele sincrone implicate.

Secţiunea 5

Cerinţe generale pentru partajarea RRF şi a RI între zonele sincrone

643. În cazul partajării RRF sau a RI, OST furnizor al capacităţii de reglaj trebuie să pună la dispoziţia OST beneficiar al capacităţii de reglaj o cotă din propria sa capacitate de rezervă pe RRF şi RI, necesară pentru a respecta cerinţele privind rezervele pentru RRF şi/sau RI rezultate din regulile de dimensionare a RRF/RI prevăzute în secţiunile 1 şi 4 Titlul VI Partea a Patra. OST furnizor al capacităţii de reglaj poate fi:

643.1. OST cu autoritate de decizie referitoare la rezerve pentru capacitatea de rezervă pe RRF şi pe RI care face obiectul partajării RRF sau a RI;

643.2. OST care are acces la capacitatea sa de rezervă pe RRF şi pe RI care face obiectul partajării RRF/RI printr-un proces implementat de activare a RRF/RI transfrontaliere, ca parte a unui acord de partajare a RRF/RI.

644. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP definesc, în acordul operaţional în blocul RFP, rolurile şi responsabilităţile OST furnizor al capacităţii de reglaj, ale OST beneficiar al capacităţii de reglaj şi ale OST afectat în ceea ce priveşte partajarea RRF şi a RI cu operatorii sistemelor de transport din alte blocuri RFP din alte zone sincrone.

Secţiunea 6

Schimbul de RRF între zonele sincrone

645. OST şi ceilalţi operatori sistemelor de transport din zona sincronă precizează, în acordul operaţional de zonă sincronă, o metodă de stabilire a limitelor aplicabile schimbului de RRF cu alte zone sincrone. Metoda respectivă ia în considerare:

645.1. impactul operaţional dintre zonele sincrone;

645.2. stabilitatea PRF din zona sincronă;

645.3. capacitatea operatorilor sistemelor de transport din zona sincronă de a respecta parametrii-ţintă de calitate a frecvenţei definiţi în conformitate cu secţiunea a 1-a titlul II Partea a Patra şi cu parametrii-ţintă pentru ARRF definiţi în conformitate cu secţiunea a 2-a Titlul II Partea a Patra;

645.4. siguranţa în funcţionare.

646. Toţi operatorii sistemelor de transport din blocurile RFP implicaţi în schimbul de RRF între zone sincrone organizează acest schimb astfel încât operatorii sistemelor de transport dintr-un bloc RFP din prima zonă sincronă să poată primi o cotă din cantitatea totală de capacitate de rezervă pe RRF necesară pentru blocul lor RFP, stabilită în conformitate cu pct.562 de la un bloc RFP din a doua zonă sincronă.

647. Cota din totalul capacităţii de rezervă pe RRF necesare pentru blocul RFP din zona sincronă în cadrul căreia capacitatea respectivă face obiectul schimbului trebuie să furnizată din blocul RFP din a doua zonă sincronă, suplimentar capacităţii de rezervă totale pe RRF necesare pentru acest al doilea bloc RFP în conformitate cu pct.562.

648. Fiecare operator al unei linii de interconexiune HVDC reglează fluxul de putere activă pe linia de interconexiune HVDC urmând instrucţiunile furnizate fie de OST cu rezerve racordate, fie de OST receptor al rezervei, în conformitate cu cerinţele tehnice minime pentru RRF prevăzute în secţiunea a 2-a titlul VI Partea a Patra.

649. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocurile RFP de care aparţin OST cu rezerve racordate şi OST receptor al rezervei stabilesc, într-un acord privind schimbul de RRF, condiţiile în care se desfăşoară schimbul de RRF.

Secţiunea 7

Partajarea RRF între zonele sincrone

650. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă precizează în acordul operaţional de zonă sincronă o metodologie de stabilire a limitelor aplicabile partajării RRF cu alte zone sincrone. Metodologia respectivă ia în considerare:

650.1. impactul operaţional dintre zonele sincrone;

650.2. stabilitatea PRF din zona sincronă;

650.3. reducerea maximă a RRF care poate fi luată în considerare la dimensionarea RRF în conformitate cu secţiunea a 1-a titlul VI Partea a Patra, ca rezultat al partajării RRF;

650.4. capacitatea zonei sincrone de a respecta parametrii-ţintă de calitate a frecvenţei definiţi în conformitate cu secţiunea a 1-a titlul II Partea a Patra şi parametrii-ţintă ARRF definiţi în conformitate cu secţiunea a 2-a titlul II Partea a Patra;

650.5. siguranţa în funcţionare.

651. Toţi operatorii sistemelor de transport din blocurile RFP implicaţi în partajarea RRF între zone sincrone organizează această partajare astfel încât operatorii sistemelor de transport dintr-un bloc RFP din prima zonă sincronă să poată primi o cotă din cantitatea totală de capacitate de rezervă pe RRF necesară pentru blocul lor RFP, definită în conformitate cu pct.562 de la un bloc RFP din a doua zonă sincronă.

652. Fiecare operator al unei linii de interconexiune HVDC reglează fluxul de putere activă pe linia de interconexiune HVDC urmând instrucţiunile furnizate fie de OST furnizor al capacităţii de reglaj, fie de OST beneficiar al capacităţii de reglaj, în conformitate cu cerinţele tehnice minime pentru RRF prevăzute la pct.566.

653. Toţi operatorii sistemelor de transport din blocurile RFP de care aparţin OST furnizor al capacităţii de reglaj şi OST care primesc capacitatea de reglaj stabilesc, într-un acord de partajare a RRF, condiţiile în care se desfăşoară partajarea RRF.

Secţiunea 8

Schimbul de RI între zonele sincrone

654. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zonă sincronă definesc, în acordul operaţional de zonă sincronă, o metodă de stabilire a limitelor aplicabile schimbului de RI cu alte zone sincrone. Metoda respectivă ia în considerare:

654.1. impactul operaţional dintre zonele sincrone;

654.2. stabilitatea PIR din zona sincronă;

654.3. capacitatea zonei sincrone de a respecta parametrii-ţintă de calitate a frecvenţei definiţi în conformitate cu secţiunea a 1-a titlul VI Partea a Patra şi parametrii-ţintă ARRF definiţi în conformitate cu secţiunea a 2-a titlul II Partea a Patra;

654.4. siguranţa în funcţionare.

655. Toţi operatorii sistemelor de transport din blocurile RFP implicaţi în schimbul de RI între zone sincrone organizează acest schimb astfel încât operatorii sistemelor de transport dintr-un bloc RFP din prima zonă sincronă să poată primi o cotă din cantitatea totală de capacitate de rezervă pe RI necesară pentru blocul lor RFP, definită la pct.579, de la un bloc RFP din a doua zonă sincronă.

656. Cota din totalul capacităţii de rezervă pe RI necesare pentru blocul RFP din zona sincronă în cadrul căreia capacitatea respectivă face obiectul schimbului trebuie să fie furnizată din blocul RFP din a doua zonă sincronă, suplimentar capacităţii de rezervă totale pe RI necesare pentru acest al doilea bloc RFP în conformitate cu pct.579.

657. Fiecare operator al unei linii de interconexiune HVDC reglează fluxul de putere activă pe linia de interconexiune HVDC urmând instrucţiunile furnizate fie de OST cu rezerve racordate, fie de OST receptor al rezervei, în conformitate cu cerinţele tehnice minime pentru RI, prevăzute în secţiunea a 5-a titlul VI Partea a Patra.

658. Toţi operatorii sistemelor de transport din blocurile RFP de care aparţin OST cu rezerve racordate şi OST receptor al rezervei stabilesc, într-un acord privind schimbul de RI, condiţiile în care se desfăşoară schimbul de RI.

Secţiunea 9

Partajarea RI între zonele sincrone

659. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă definesc în acordul operaţional de zonă sincronă o metodă de determinare a limitelor aplicabile partajării RI cu alte zone sincrone. Metoda respectivă ia în considerare:

659.1. impactul operaţional dintre zonele sincrone;

659.2. stabilitatea PIR din zona sincronă;

659.3. reducerea maximă a RI care poate fi luată în considerare în regulile de dimensionare a RI în conformitate cu secţiunea a 4-a titlul VI Partea a Patra, ca rezultat al partajării RI;

659.4. capacitatea operatorilor sistemelor de transport din zona sincronă de a respecta parametrii-ţintă de calitate a frecvenţei definiţi în conformitate cu secţiunea a 1-a titlul VI Partea a Patra şi capacitatea blocurilor RFP de a respecta parametrii-ţintă pentru ARRF definiţi în conformitate cu secţiunea a 2-a titlul II Partea a Patra;

659.5. siguranţa în funcţionare.

660. Toţi operatorii sistemelor de transport din blocurile RFP implicaţi în partajarea RI între zone sincrone organizează această partajare astfel încât operatorii sistemelor de transport dintr-un bloc RFP din prima zonă sincronă să poată primi o cotă din cantitatea totală de capacitate de rezervă pe RI necesară pentru blocul lor RFP, definită în conformitate cu pct.579, de la un bloc RFP din a doua zonă sincronă.

661. Fiecare operator al unei linii de interconexiune HVDC reglează fluxul de putere activă pe linia de interconexiune HVDC urmând instrucţiunile furnizate fie de OST furnizor al capacităţii de reglaj, fie de OST beneficiar al capacităţii de reglaj, în conformitate cu cerinţele tehnice minime pentru RI, prevăzute în secţiunea a 5-a titlul VI Partea a Patra.

662. Toţi operatorii sistemelor de transport din fiecare bloc RFP de care aparţine OST furnizor al capacităţii de reglaj şi OST beneficiar al capacităţii de reglaj stabilesc, într-un acord de partajare a RI, condiţiile în care se desfăşoară partajarea RI.

Capitolul III

PROCESUL DE ACTIVARE TRANSFRONTALIERĂ A RRF/RI

663. Toţi operatorii sistemelor de transport implicaţi în activarea transfrontalieră a RRF şi a RI din aceeaşi zonă sincronă sau din zone sincrone diferite au obligaţia de a respecta cerinţele prevăzute în secţiunile 9 şi 10 titlul III Partea a Patra.

TITLUL VIII

PROCESUL DE AJUSTARE A TIMPULUI

664. Obiectivul de ajustare a timpului electric este ajustarea valorii medii a frecvenţei sistemului la frecvenţa nominală.

665. Dacă este cazul, OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zonă sincronă definesc, în acordul operaţional de zonă sincronă, metodologia de corectare a abaterii timpului electric, care include:

665.1. intervalele de timp în care operatorii sistemelor de transport întreprind măsurile necesare pentru a menţine abaterea timpului electric;

665.2. ajustările valorii de referinţă a frecvenţei pentru readucerea la zero a abaterii timpului electric;

665.3. măsurile de creştere sau de scădere a frecvenţei medii a sistemului prin intermediul rezervelor de putere activă.

666. Responsabilul cu monitorizarea zonei sincrone se ocupă de:

666.1. monitorizarea abaterii timpului electric;

666.2. calculul ajustărilor valorii de referinţă a frecvenţei;

666.3. coordonarea măsurilor aferente procesului de ajustare a timpului.

TITLUL IX

COOPERARE CU OSD. GRUPURILE SAU UNITĂŢILE DE FURNIZARE

A REZERVELOR RACORDATE LA REŢEAUA OSD

667. OST şi OSD cooperează în vederea facilitării şi a permiterii furnizării de rezerve de putere activă prin intermediul grupurilor de furnizare a rezervelor sau al unităţilor de furnizare a rezervelor situate în sistemele de distribuţie.

668. În sensul procesului de calificare prealabilă pentru RSF, prevăzut în secţiunea a 3-a titlul V Partea a Patra, pentru RRF, prevăzut în secţiunea a 3-a titlul VI Partea a Patra, şi pentru RI, prevăzut în secţiunea a 6-a titlul VI Partea a Patra, OST trebuie să elaboreze şi să specifice, într-un acord cu OSD cu rezerve racordate şi cu OSD intermediari, termenii schimbului de informaţii necesar pentru aceste procese de calificare prealabilă în ceea ce priveşte unităţile de furnizare a rezervelor sau grupurile de furnizare a rezervelor situate în sistemele de distribuţie şi în ceea ce priveşte furnizarea rezervelor de putere activă. Procesul de calificare prealabilă pentru RSF, prevăzut în secţiunea a 3-a titlul V Partea a Patra, pentru RRF, prevăzut în secţiunea a 3-a titlul VI Partea a Patra, şi pentru RI, prevăzut în secţiunea a 6-a titlul VI Partea a Patra, specifică informaţiile care trebuie furnizate de către potenţialele unităţi de furnizare a rezervelor sau grupuri de furnizare a rezervelor, care includ:

668.1. nivelurile de tensiune şi punctele de racordare ale unităţilor de furnizare a rezervelor sau ale grupurilor de furnizare a rezervelor;

668.2. tipul rezervelor de putere activă;

668.3. capacitatea de rezervă maximă furnizată de către unităţile de furnizare a rezervelor sau de către grupurile de furnizare a rezervelor la fiecare punct de racordare;

668.4. viteza maximă de modificare a puterii active pentru unităţile de furnizare a rezervelor sau pentru grupurile de furnizare a rezervelor.

669. Procesul de calificare prealabilă se bazează pe calendarul convenit şi pe normele privind schimburile de informaţii şi furnizarea de rezerve de putere activă între OST, OSD cu rezerve racordate şi OSD intermediari. Procesul de calificare prealabilă trebuie să aibă o durată maximă de trei luni de la depunerea unei cereri oficiale complete de către unitatea de furnizare a rezervelor sau de către grupul de furnizare a rezervelor.

670. Pe durata procesului de calificare prealabilă a unităţii sau a grupului de furnizare a rezervelor racordat la sistemul său de distribuţie, fiecare OSD cu rezerve racordate şi OSD intermediar, în cooperare cu OST, are dreptul de a limita sau de a exclude furnizarea de rezerve de putere activă situate în sistemul său de distribuţie, pe baza unor motive tehnice, cum ar fi amplasarea geografică a unităţilor de furnizare a rezervelor şi a grupurilor de furnizare a rezervelor.

671. Fiecare OSD cu rezerve racordate şi fiecare OSD intermediar are dreptul, în cooperare cu OST, să stabilească limite temporare pentru furnizarea de rezerve de putere activă situate în sistemul său de distribuţie, înainte de activarea rezervelor. OST stabileşte procedurile aplicabile de comun acord cu OSD cu rezerve racordate şi cu OSD intermediari.

TITLUL X

TRANSPARENŢA INFORMAŢIILOR

Secţiunea 1

Cerinţe generale privind transparenţa

672. OST se asigură că informaţiile menţionate în prezentul titlu se publică la o dată şi într-un format care nu creează un avantaj sau un dezavantaj concurenţial real sau potenţial pentru nicio parte individuală sau categorie de părţi şi ţinând seama în mod corespunzător de informaţiile care constituie secret comercial.

673. OST utilizează cunoştinţele şi instrumentele pe care le are la dispoziţie pentru a depăşi constrângerile tehnice şi pentru a asigura disponibilitatea şi exactitatea informaţiilor puse la dispoziţia ENTSO-E în conformitate cu secţiunea a 13-a Partea Întâi şi pct.681.

674. OST asigură disponibilitatea şi exactitatea informaţiilor puse la dispoziţia ENTSO-E în conformitate cu secţiunile 2 – 8 din prezentul titlu.

675. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, toate materialele pentru publicare prevăzute în secţiunile 2 – 8 din prezentul titlu se pun la dispoziţia ENTSO-E în limba engleză. ENTSO-E publică aceste materiale pe platforma de transparenţă a informaţiilor.

Secţiunea 2

Informaţii referitoare la acordurile operaţionale

676. OST are obligaţia de a transmite conţinutul acordului operaţional de zonă sincronă la care este parte ANRE cu cel puţin o lună înainte de intrarea în vigoare a acestuia.

677. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă transmit ENTSO-E, spre publicare, conţinutul acordului operaţional de zonă sincronă la care sunt parte, cel târziu la o săptămână de la data intrării în vigoare a acestuia.

678. OST are obligaţia de a transmite conţinutul acordului operaţional în blocul RFP la care este parte ANRE.

Secţiunea 3

Informaţii referitoare la calitatea frecvenţei

679. În cazul în care OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport dintr-o zonă sincronă propun modificarea valorilor parametrilor care definesc calitatea frecvenţei sau ale parametrului-ţintă pentru calitatea frecvenţei în conformitate cu secţiunea a 1-a titlul II Partea a Patra, aceştia trebuie să transmită valorile modificate către ENTSO-E, spre publicare, cu cel puţin o lună înainte de data intrării în vigoare a acordului operaţional de zonă sincronă.

680. Acolo unde este cazul, OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă transmit ENTSO-E, spre publicare, valorile parametrilor-ţintă pentru ARRF pentru fiecare zonă RFP şi pentru fiecare bloc RFP, cu cel puţin o lună înainte de aplicarea acestora.

681. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă au obligaţia de a transmite ENTSO-E, spre publicare, metodologia utilizată pentru a determina riscul de epuizare a RSF, cu cel puţin trei luni înainte de data intrării în vigoare a acordului operaţional de zonă sincronă.

682. Responsabilul cu monitorizarea zonei sincrone a zonei sincrone transmite ENTSO-E, spre publicare, rezultatele procesului de aplicare a criteriilor în zona lor sincronă în termen de trei luni de la ultima marcă temporală a perioadei de măsurare şi cel puţin de patru ori pe an. Rezultatele respective includ cel puţin:

682.1. valorile criteriilor de evaluare a calităţii frecvenţei, calculate pentru zona sincronă şi pentru fiecare bloc RFP din zona sincronă, în conformitate cu pct.441;

682.2. rezoluţia valorii măsurate, acurateţea valorii măsurate şi metoda de calcul specificate în conformitate cu secţiunea a 6-a Titlul II Partea a Patra;

683. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă transmit ENTSO-E, spre publicare, perioada de variaţie a sarcinii în conformitate cu secţiunea a 10- a titlul II Partea a Patra, cu cel puţin trei luni înainte de aplicarea acesteia.

Secţiunea 4

Informaţii referitoare la structura reglajului frecvenţă-putere

684. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă transmit ENTSO-E, spre publicare, cu cel puţin trei luni înainte de data intrării în vigoare a acordului operaţional de zonă sincronă, următoarele informaţii:

684.1. informaţii privind structura procesului de activare al zonei sincrone, inclusiv cel puţin informaţii privind zonele de monitorizare, zonele RFP şi blocurile RFP definite, precum şi operatorii sistemelor de transport aferenţi;

684.2. informaţii privind structura procesului de responsabilitate al zonei sincrone, incluzând cel puţin informaţii referitoare la procesele dezvoltate în conformitate cu pct.456 - 457.

685. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport care implementează un proces de compensare a dezechilibrelor trebuie să publice informaţii despre acest proces, care să includă cel puţin lista operatorilor sistemelor de transport participanţi şi data începerii procesului de compensare a dezechilibrelor.

Secţiunea 5

Informaţii referitoare la RSF

686. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă transmit ENTSO-E, spre publicare, abordarea referitoare la dimensionarea pentru RSF în zona lor sincronă, în conformitate cu pct.532, cu cel puţin o lună înainte de aplicarea acesteia.

687. După caz, OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă transmit ENTSO-E, spre publicare, cantitatea totală a capacităţii de rezervă pe RSF şi cotele capacităţii de rezervă pe RSF necesare fiecărui operator al sistemului de transport, specificate în conformitate cu pct.531 ca obligaţie de RSF iniţială, cu cel puţin o lună înainte de aplicarea acestora.

688. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă transmit ENTSO-E, spre publicare, proprietăţile RSF stabilite pentru zona lor sincronă în conformitate cu pct.534 şi cerinţele suplimentare pentru grupurile de furnizare a RSF în conformitate cu pct.535, cu cel puţin trei luni înainte de aplicarea acestora.

Secţiunea 6

Informaţii referitoare la RRF

689. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP transmit ENTSO-E, spre publicare, cerinţele pentru disponibilitatea RRF şi pentru controlul calităţii în conformitate cu pct.567 şi cerinţele tehnice de racordare specificate în conformitate cu pct.568 pentru blocul lor RFP, cu cel puţin trei luni înainte de aplicarea acestora.

690. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP transmit ENTSO-E, spre publicare, regulile de dimensionare a RRF specificate pentru blocul lor RFP în conformitate cu pct.562, cu cel puţin trei luni înainte de data intrării în vigoare a acordului operaţional în blocul RFP.

691. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă transmit ENTSO-E, spre publicare, până la data de 30 noiembrie a fiecărui an, o prognoză a capacităţilor de rezervă pe RRF ale fiecărui bloc RFP pentru anul următor.

692. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă transmit ENTSO-E, spre publicare, în termen de 30 de zile de la încheierea trimestrului, capacităţile reale de rezervă pe RRF ale fiecărui bloc RFP din ultimul trimestru.

Secţiunea 7

Informaţii referitoare la RI

693. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din blocul RFP care operează un proces de înlocuire a rezervelor transmit ENTSO-E, spre publicare, cerinţele pentru disponibilitatea RI specificate în conformitate cu pct.586 şi cerinţele tehnice de racordare specificate în conformitate cu pct.587 pentru blocul lor RFP, cu cel puţin trei luni înainte de aplicarea acestora.

694. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă transmit ENTSO-E, spre publicare, până la data de 30 noiembrie a fiecărui an, o prognoză a capacităţilor de rezervă pe RI ale fiecărui bloc RFP pentru anul următor.

695. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă transmit ENTSO-E, spre publicare, în termen de 30 de zile de la încheierea trimestrului, capacităţile reale de rezervă pe RI ale fiecărui bloc RFP din ultimul trimestru.

Secţiunea 8

Informaţii referitoare la partajare şi la schimb

696. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă transmit ENTSO-E, spre publicare, compilaţiile anuale ale acordurilor de partajare a RRF şi de partajare a RI pentru fiecare bloc RFP din zona sincronă, în conformitate cu pct.691 şi pct.694. Aceste compilaţii cuprind următoarele informaţii:

696.1. identitatea blocurilor RFP pentru care există un acord de partajare a RRF sau RI;

696.2. cota RRF şi RI reduse datorită fiecărui acord de partajare a RRF sau RI.

697. OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă transmit ENTSO-E, spre publicare, informaţiile privind repartizarea RSF între zonele sincrone, în conformitate cu pct.686. Informaţiile cuprind:

697.1. cota din capacitatea de rezervă pe RSF partajată între operatorii sistemelor de transport care au încheiat acorduri de partajare a RSF;

697.2. efectele partajării RSF asupra capacităţii de rezervă pe RSF a operatorilor sistemelor de transport implicaţi.

698. După caz, OST şi ceilalţi operatori ai sistemelor de transport publică informaţiile privind schimbul de RSF, RRF şi RI.

TITLUL XI

Dispoziţii SPECIALE

699. Toate clauzele relevante din contractele şi din termenii şi condiţiile generale ale OST, OSD şi ale utilizatorilor de sistem semnificativi legate de operarea sistemului trebuie să corespundă cerinţelor prevăzute de prezentele Linii directoare. În acest sens, respectivele contracte, respectivii termeni şi respectivele condiţii generale se modifică pentru a se asigura corespunderea.

700. Prin derogare de la pct.19, până la aprobarea de către ACER a TCM prevăzute la subpct. 19.1 şi 19.2, ANRE aprobă TCM corespunzătoare, aplicate la nivelul Uniunii Europene, în conformitate cu deciziile corespunzătoare ale tuturor autorităţilor de reglementare din Statele Membre.

Anexa nr.1

la Liniile directoare privind

operarea sistemului de transport,

aprobate prin Hotărârea Consiliului

de administraţie al ANRE nr.644/2025

Domenii de tensiune la punctul de racordare

1. Domenii de tensiune la punctul de racordare între 110 kV şi 300 kV menţionat în Partea a Doua Titlul I Capitolul II Secţiunea 1 în Zona sincronă Europa Continentală: 0,90 pu - 1,118 pu.

2. Domenii de tensiune la punctul de racordare între 300 kV şi 330 kV inclusiv, menţionat în Partea a Doua Titlul I Capitolul II Secţiunea 1, în Republica Moldova: 0,90 pu - 1,1 pu.

3. Domenii de tensiune la punctul de racordare între 330 kV exclusiv şi 400 kV, menţionat în Partea a Doua Titlul I Capitolul II Secţiunea 1 din Zona sincronă Europa Continentală: 0,90 pu - 1,05 pu.

Anexa nr.2

la Liniile directoare privind

operarea sistemului de transport,

aprobate prin Hotărârea Consiliului

de administraţie al ANRE nr.644/2025

Parametrii care definesc calitatea frecvenţei

în zona sincronă Europa Continentală

1. Parametrii care definesc calitatea frecvenţei în zona sincronă Europa Continentală menţionate în secţiunea a 1-a, titlul II, Partea a Patra:

1.1. domeniul de frecvenţă standard: ± 50 mHz

1.2. abatere maximă a frecvenţei instantanee: 800 mHz

1.3. abaterea maximă de frecvenţă în regim staţionar: 200 mHz

1.4. durata de restabilire a frecvenţei: 15 minute

1.5. timpul de declanşare a stării de alertă: 5 minute

2. Parametrii-ţintă pentru calitatea frecvenţei în zona sincronă Europa Continentală menţionate în secţiunea a 1-a, titlul II, Partea a Patra:

2.1. numărul maxim de minute în afara domeniului de frecvenţă standard: 15 000 de minute.

Anexa nr.3

la Liniile directoare privind

operarea sistemului de transport,

aprobate prin Hotărârea Consiliului

de administraţie al ANRE nr.644/2025

Cerinţe tehnice minime pentru RSF ale zonei sincrone Europa Continentală

1. Cerinţe tehnice minime pentru RSF ale zonei sincrone Europa Continentală menţionată la Secţiunea a 2-a, titlul V, Partea a Patra:

1.1. Efectul maxim combinat al insensibilităţii inerente a răspunsului la abaterile de frecvenţă şi al posibilei benzi moarte voluntare a acestui răspuns la nivelul regulatorului unităţilor de furnizare a RSF sau grupurilor de furnizare a RSF: 10 mHz;

1.2. Durata de activare integrală a RSF: 30 de secunde;

1.3. Abaterea de frecvenţă pentru activarea integrală a RSF: ± 200 mHz.

Anexa nr.4

la Liniile directoare privind

operarea sistemului de transport,

aprobate prin Hotărârea Consiliului

de administraţie al ANRE nr.644/2025

Limite şi cerinţe pentru schimbul de RSF în zona sincronă Europa Continentală

Limite şi cerinţe pentru schimbul de RSF în zona sincronă Europa Continentală, menţionate la secţiunea a 1-a capitolul 1 titlul VII Partea a Patra:

Anexa nr.5

la Liniile directoare privind

operarea sistemului de transport,

aprobate prin Hotărârea Consiliului

de administraţie al ANRE nr.644/2025

Cerinţele şi limitele pentru schimbul de RRF în zona sincronă

Cerinţele şi limitele pentru schimbul de RRF în zona sincronă, menţionate la Secţiunea a 5-a capitolul 1 titlul VII Partea a Patra:

Anexa nr.6

la Liniile directoare privind

operarea sistemului de transport,

aprobate prin Hotărârea Consiliului

de administraţie al ANRE nr.644/2025

Cerinţe şi limite pentru schimbul de RI în zona sincronă

Cerinţe şi limite pentru schimbul de RI în zona sincronă, menţionate la secţiunea a 7-a capitolul I titlul VII Partea a Patra