Hotărâre nr.645 din 04.11.2025 cu privire la aprobarea Codului reţelelor electrice privind starea de urgenţă şi restaurarea sistemului electroenergetic

AGENŢIA NAŢIONALĂ PENTRU
REGLEMENTARE ÎN ENERGETICĂ

H O T Ă R Â R E

cu privire la aprobarea Codului reţelelor electrice

privind starea de urgenţă şi restaurarea

sistemului electroenergetic

nr. 645  din  04.11.2025

 (în vigoare 09.12.2025) 

Monitorul Oficial al R. Moldova nr. 605-607 art. 1062 din 09.12.2025

* * *

UE

În temeiul art.9 alin.(3) şi art.36 alin.(2) 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 Codul reţelelor electrice privind starea de urgenţă şi restaurarea sistemului electroenergetic (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

Aprobat

prin Hotărârea Consiliului de administraţie

al ANRE nr.645/2025.

Codul reţelelor electrice

privind starea de urgenţă şi restaurarea sistemului electroenergetic

Codul reţelelor electrice privind starea de urgenţă şi restaurarea sistemului electroenergetic transpune Regulamentul (UE) 2017/2196 al Comisiei Europene din 24 Noiembrie 2017 de stabilire a unui cod de reţea privind starea de urgenţă şi restaurarea sistemului electroenergetic (Text cu relevanţă pentru SEE), publicat în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene (JO) nr.L 312/54 din 28 noiembrie 2017, CELEX: 32017R2196, adoptat şi adaptat prin Decizia Consiliului Ministerial al Comunităţii Energetice D/2022/03/MC-EnC din 15 decembrie 2022.

TITLUL I

DISPOZIŢII GENERALE

Secţiunea 1

Obiectul de reglementare şi domeniul de aplicare

1. Pentru a proteja siguranţa în funcţionare şi pentru a preveni propagarea sau agravarea unui incident, astfel încât să se evite o perturbare pe scară largă şi starea de colaps, precum şi să se permită restaurarea eficientă şi rapidă a funcţionării sistemului electroenergetic în urma stării de urgenţă sau de colaps, Codul reţelelor electrice privind starea de urgenţă şi restaurarea sistemului electroenergetic (în continuare - prezentul Cod) stabileşte cerinţe privind:

1.1. gestionarea de către operatorul sistemului de transport (în continuare - OST) a stărilor de urgenţă, de colaps şi de restaurare;

1.2. coordonarea operării sistemelor de transport ale părţilor contractante ale Comunităţii Energetice şi ale statelor membre a Uniunii Europene, în stările de urgenţă, de colaps şi de restaurare;

1.3. simulările şi testele necesare pentru a garanta restaurarea în mod fiabil, eficient şi rapid a stării normale de funcţionare a sistemelor de transport interconectate aflate în stările de urgenţă sau de colaps;

1.4. instrumentele şi instalaţiile necesare pentru a garanta restaurarea în mod fiabil, eficient şi rapid a stării normale de funcţionare a sistemelor de transport interconectate aflate în stările de urgenţă sau de colaps.

2. Prezentul Cod se aplică OST, operatorilor sistemelor de distribuţie (în continuare - OSD), astfel cum sunt definiţi în Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, utilizatorilor de sistem semnificativi, furnizorilor de servicii de apărare, furnizorilor de servicii de restaurare, părţilor responsabile pentru echilibrare, furnizorilor de servicii de echilibrare, operatorului pieţei energiei electrice desemnat (în continuare - OPEED) şi altor entităţi cărora le-au fost delegate/atribuite obligaţii sau atribuţii specifice pe pieţele de energie electrică în conformitate cu Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor, aprobate prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.641/2025 şi cu Liniile directoare privind alocarea capacităţilor pe piaţa pe termen lung, aprobate prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.643/2025.

3. Prezentul Cod se aplică, în special, în raport cu următorii utilizatori de sistem semnificativi (în continuare - USS):

3.1. modulele de generare existente şi noi de tip C şi D clasificate în conformitate cu criteriile prevăzute la pct.29 - 33 din Codul reţelelor electrice privind racordarea la reţelele electrice, aprobat prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.423/2019 (în continuare – Codul privind racordarea);

3.2. modulele de generare existente şi noi de tip B, clasificate în conformitate cu criteriile prevăzute la pct.29-33 din Codul privind racordarea, dacă sunt identificate ca fiind USS în conformitate cu pct.38 şi 95;

3.3. locurile de consum existente şi noi, racordate la reţelele electrice de transport;

3.4. sistemele de distribuţie închise existente şi noi, racordate la reţelele electrice de transport;

3.5. furnizorii de servicii de redispecerizare utilizând modulele de generare sau locurile de consum prin intermediul agregării şi furnizorii de rezerve de putere activă;

3.6. sistemele de înaltă tensiune în curent continuu (“sistemul HVDC”) existente şi noi şi modulele de generare din centrale electrice în curent continuu racordate la reţelele electrice, care corespund criteriilor stabilite la pct.5 din Codul privind racordarea.

4. Prezentul Cod se aplică modulelor de generare de tip A existente şi noi, în conformitate cu criteriile stabilite la pct.29-33 din Codul privind racordarea, modulelor de generare de tip B existente şi noi, altele decât cele menţionate la subpct. 3.2, precum şi locurilor de consum existente şi noi, sistemelor de distribuţie închise şi terţilor care furnizează servicii de consum dispecerizabil în cazul în care se califică ca furnizori de servicii de apărare sau ca furnizori de servicii de restaurare în conformitate cu pct.13.

5. Modulele de generare de tip A şi B prevăzute la pct.4, locurile de consum şi sistemele de distribuţie închise care furnizează servicii de consum dispecerizabil pot îndeplini cerinţele prevăzute de prezentul Cod, în mod direct sau indirect, prin intermediul unor părţi terţe, conform termenilor şi condiţiilor stabilite la pct.13.

6. Prezentul Cod se aplică instalaţiilor de stocare a energiei ale unui USS, ale unui furnizor de servicii de apărare sau ale unui furnizor de servicii de restaurare, care pot fi utilizate pentru a echilibra sistemul, cu condiţia să fie identificate ca atare în planul de apărare a sistemului de transport (în continuare – planul de apărare), în planul de restaurare a sistemului de transport (în continuare – planul de restaurare) sau în contractul de servicii relevant.

7. Prezentul Cod se aplică tuturor reţelelor electrice de transport (în continuare – sistemul de transport), tuturor reţelelor electrice de distribuţie, precum şi tuturor interconexiunilor cu sistemele de transport învecinate din părţile contractante ale Comunităţii Energetice şi din Statele Membre ale Uniunii Europene, cu excepţia reţelelor electrice de transport şi a reţelelor electrice de distribuţie sau a părţilor reţelelor electrice de transport şi ale reţelelor electrice de distribuţie care nu funcţionează în regim sincron cu zona sincronă a Europei Continentale.

8. În cazul în care pe teritoriul Republicii Moldova îşi vor desfăşura activitatea doi OST sau mai mulţi, prezentul Cod 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 prezentul Cod, obligaţiile respective vor fi exercitate de unul sau mai mulţi OST specifici, diferiţi, 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.

9. În sensul prezentului Cod se aplică noţiunile prevăzute în Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, în Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor, aprobate prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.641/2025, în Codul privind racordarea, în Liniile directoare privind alocarea capacităţilor pe piaţa pe termen lung, aprobate prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.643/2025, în Liniile directoare privind operarea sistemului de transport, aprobate prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.644/2025, precum şi în 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:

consum net - valoarea netă a puterii active observate dintr-un anumit punct al sistemului electroenergetic, calculată ca diferenţă dintre consum şi producere, exprimată în kilowaţi (kW) sau în megawaţi (MW), într-un anumit moment de timp sau calculată ca medie de-a lungul unui interval de timp stabilit;

furnizor de servicii de apărare – persoană juridică, care are obligaţia legală sau contractuală de a furniza un serviciu care contribuie la una sau mai multe măsuri din planul de apărare;

furnizor de servicii de restaurare - persoană juridică, care are obligaţia legală sau contractuală de a furniza un serviciu care contribuie la una sau mai multe măsuri din planul de restaurare;

plan de restaurare – totalitate a măsurilor tehnice şi organizatorice necesare pentru readucerea sistemului de transport la starea normală de funcţionare;

punct de resincronizare - dispozitiv folosit pentru conectarea a două regiuni sincronizate, de obicei un întrerupător.

regiune sincronizată - porţiunea dintr-o zonă sincronă deservită de operatori ai sistemelor de transport care operează sisteme de transport interconectate, cu o frecvenţă comună, care nu este sincronizată cu restul zonei sincrone;

repunere sub tensiune - reconectarea producerii şi a consumului, pentru a pune sub tensiune părţile sistemului electroenergetic care au fost deconectate;

resincronizare - sincronizarea şi reconectarea a două regiuni sincronizate la punctul de resincronizare;

responsabil de frecvenţă - un operator al sistemului de transport desemnat şi responsabil de gestionarea frecvenţei sistemului de transport într-o regiune sincronizată sau într-o zonă sincronă, pentru a restabili frecvenţa sistemului la valoarea nominală;

responsabil de resincronizare - un operator al sistemului de transport desemnat şi responsabil de resincronizarea a două regiuni sincronizate;

strategie de repunere sub tensiune de jos în sus - strategie prin care o parte a sistemului de transport al unui operator al sistemului de transport poate fi repusă sub tensiune fără asistenţă din partea altor operatori ai sistemelor de transport;

strategie de repunere sub tensiune de sus în jos - strategie care necesită asistenţa altor operatori ai sistemelor de transport pentru a repune sub tensiune părţi ale sistemului de transport al unui operator al sistemului de transport;

utilizator de sistem semnificativ cu prioritate ridicată (USS cu prioritate ridicată)- utilizator de sistem semnificativ în raport cu instalaţiile căruia se aplică condiţii speciale de deconectare şi de repunere sub tensiune.

Secţiunea 2

Aspecte de reglementare

10. La implementarea prevederilor prezentului Cod, ANRE, alte autorităţi competente şi operatorii de sistem trebuie:

10.1. să aplice principiile proporţionalităţii şi nediscriminării;

10.2. să asigure transparenţa;

10.3. să aplice principiul optimizării între eficienţa maximă şi costurile minime totale pentru toate părţile implicate;

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

10.5. să respecte constrângerile tehnice şi juridice, precum şi constrângerile legate de siguranţa personală şi de securitate;

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

10.7. să se consulte cu OSD şi să ia în considerare impactul potenţial asupra reţelelor electrice de distribuţie;

10.8. să ţină cont de standardele şi de specificaţiile tehnice convenite la nivel european.

11. OST elaborează în conformitate cu prezentul Cod şi prezintă ANRE spre aprobare, în conformitate cu atribuţiile ce îi revin potrivit art.9 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, următoarele propuneri:

11.1. termenii şi condiţiile privind activitatea de furnizor de servicii de apărare pe bază de contract, conform pct.13;

11.2. termenii şi condiţiile privind activitatea de furnizor de servicii de restaurare pe bază de contract, conform pct.13;

11.3. lista USS responsabili de punerea în aplicare în instalaţiile lor a măsurilor care rezultă din cerinţele obligatorii prevăzute în Codul privind racordarea, în alte acte normative de reglementare, precum şi lista măsurilor care trebuie puse în aplicare de respectivii USS, identificate de către OST în conformitate cu subpct. 38.3 şi 95.3;

11.4. lista USS cu prioritate ridicată prevăzută la subpct. 38.4 şi 95.4 sau principiile aplicate pentru definirea lor, precum şi termenii şi condiţiile privind deconectarea şi privind repunerea sub tensiune a instalaţiilor USS cu prioritate ridicată;

11.5. regulile privind suspendarea şi restabilirea activităţilor de piaţă, prevăzute la pct.146 secţiunea 2 titlul IV;

11.6. reguli specifice privind decontarea dezechilibrelor şi decontarea energiei de echilibrare în cazul suspendării activităţilor de piaţă, în conformitate cu secţiunea a 5-a titlul IV;

11.7. planul de teste, în conformitate cu pct.184.

12. ANRE examinează şi aprobă propunerile de documente prevăzute la pct.11, în termen de 6 luni de la data prezentării acestora de către OST.

13. Termenii şi condiţiile privind activitatea de furnizor de servicii de apărare şi privind activitatea de furnizor de servicii de restaurare se stabilesc în legislaţia şi/sau pe bază de contract. În cazul stabilirii pe bază de contract, OST elaborează propunerea privind termenii şi condiţiile în cauză, care trebuie să definească cel puţin:

13.1. caracteristicile serviciului care urmează să fie furnizat;

13.2. posibilitatea şi condiţiile de agregare;

13.3. pentru furnizorii de servicii de restaurare, distribuţia geografică ţintă a surselor de energie cu capacitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem şi de funcţionare în regim insularizat.

14. OST are obligaţia de a elabora şi notifica către ANRE şi către organul central de specialitate al administraţiei publice în domeniul energeticii planul de apărare prevăzut la secţiunea a 1-a cap. I titlul II şi planul de restaurare prevăzut la secţiunea a 1-a cap. I titlul III, sau cel puţin următoarele elemente ale planurilor respective:

14.1. obiectivele planului de apărare şi ale planului de restaurare, inclusiv fenomenele care trebuie gestionate sau situaţiile care trebuie soluţionate;

14.2. condiţiile care determină activarea măsurilor prevăzute în planul de apărare şi în planul de restaurare;

14.3. motivarea realizării fiecărei măsuri, explicându-se modul în care aceasta contribuie la îndeplinirea obiectivelor planului de apărare şi ale planului de restaurare, precum şi informaţii cu privire la partea responsabilă pentru punerea în aplicare a măsurilor respective;

14.4. termenele stabilite pentru punerea în aplicare a măsurilor, stabilite în conformitate cu secţiunea a 1-a cap. I, titlul II şi cu secţiunea a 1-a cap. I, titlul III.

15. În cazul în care OST i se solicită sau i se permite în conformitate cu prezentul Cod să specifice, să stabilească sau să accepte cerinţe, termeni şi condiţii şi/sau metodologii (în continuare - TCM) care nu fac obiectul aprobării în conformitate cu pct.11 aceste cerinţe sau TCM se aprobă în prealabil de către ANRE, după organizarea consultării publice cu privire la documentele respective.

16. Dacă OST consideră că este necesară modificarea documentelor aprobate în conformitate cu pct.11, cerinţele prevăzute la pct.10 - 14 se aplică şi în raport cu propunerile de modificare. La elaborarea unei propuneri de modificare, OST ia în considerare aşteptările legitime ale gestionarilor instalaţiilor de producere a energiei electrice, ale gestionarilor locurilor de consum şi ale altor părţi interesate, după caz, în funcţie de cerinţele sau de metodologiile specificate sau agreate în prealabil.

17. Orice parte poate formula o reclamaţie împotriva OST sau a altui operator de sistem relevant cu privire la obligaţiile sau deciziile care îi revin în conformitate cu prezentul Cod, pe care o poate adresa OST sau operatorului de sistem relevant, în conformitate cu art.143 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică sau 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, 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 3

Consultare şi coordonare

18. În cazul în care, în conformitate cu prezentul Cod, OST are obligaţia de a consulta părţile interesate cu privire la acţiunile pe care le defineşte apriori sau în timp real, se aplică următoare procedură:

18.1. OST consultă cel puţin acele părţi interesate în raport cu care prezentul Cod prevede obligativitatea consultării;

18.2. OST explică obiectivul şi motivele care stau la baza consultării şi a deciziei pe care trebuie să o adopte;

18.3. OST colectează de la părţile interesate, prevăzute la subpct. 18.1 orice informaţii relevante şi evaluarea lor;

18.4. OST ţine cont în mod corespunzător de opiniile, situaţiile şi constrângerile părţilor consultate;

18.5. înainte de a lua o decizie, OST prezintă o explicaţie părţilor consultate cu privire la motivele acceptării sau ale neacceptării propunerilor înaintate de părţile consultate.

19. În cazul în care, în conformitate cu prezentul Cod, OST are obligaţia de a coordona executarea unui set de acţiuni în timp real cu mai multe părţi, se aplică următoarea procedură:

19.1. OST colaborează cel puţin cu acele părţi interesate în raport cu care prezentul Cod prevede obligativitatea coordonării în timp real;

19.2. OST explică obiectivul şi motivele coordonării şi ale acţiunilor care trebuie să fie întreprinse;

19.3. OST face o primă propunere privind acţiunile care trebuie întreprinse de fiecare parte vizată;

19.4. OST colectează de la părţile prevăzute la subpct. 19.1 orice informaţii relevante şi evaluarea lor;

19.5. OST face o propunere finală cu privire la acţiunile care trebuie întreprinse de către fiecare parte vizată, ţinând cont în modul corespunzător de opiniile, situaţiile şi constrângerile părţilor respective, şi stabileşte un termen în care acestea pot să îşi exprime dezacordul în raport cu acţiunile propuse de OST;

19.6. în cazul în care părţile vizate nu se opun executării acţiunilor propuse de OST, fiecare parte, inclusiv OST, execută acţiunile în conformitate cu propunerea;

19.7. în cazul în care una sau mai multe părţi vizate refuză acţiunea propusă de OST în termenul stabilit, OST sesizează ANRE pentru adoptarea de către aceasta a unei decizii cu privire la acţiunea propusă, prezentând justificarea şi obiectivele acţiunii propuse de OST, precum şi evaluarea şi poziţiile exprimate de către părţile respective;

19.8. dacă nu este posibilă sesizarea ANRE în timp real, OST are obligaţia de a iniţia o acţiune echivalentă care are cel mai mic impact sau care nu are niciun impact asupra părţilor care au refuzat să execute acţiunea propusă.

20. O parte vizată poate refuza să execute acţiunile în timp real, propuse de OST în cadrul procedurii de coordonare prevăzute la pct.19, în cazul în care partea respectivă dovedeşte că acţiunea propusă ar duce la încălcarea uneia sau a mai multor constrângeri tehnice, juridice, de siguranţă personală sau de securitate.

Secţiunea 4

Coordonarea regională

21. La elaborarea planului de apărare, în conformitate cu secţiunea 1-a cap. I titlul II, şi a planului de restaurare, în conformitate cu secţiunea 1-a cap. I titlul III sau la revizuirea planului de apărare în conformitate cu secţiunea a 1-a cap. II titlul VI şi a planului de restaurare în conformitate cu secţiunea a 2-a cap. II titlul VI, OST asigură coerenţa cu măsurile corespondente din planurile de apărare şi din planurile de restaurare elaborate de operatorii sistemelor de transport din zona sa sincronă, precum şi din planurile elaborate de OST învecinaţi aparţinând unei alte zone sincrone a cel puţin următoarelor măsuri:

21.1. asistenţa şi coordonarea între OST în cazul stării de urgenţă, conform secţiunii a 4-a cap. I, titlul II;

21.2. procedurile de gestionare a frecvenţei, prevăzute la secţiunea a 4-a cap. II titlul II şi la secţiunea a 1-a cap. II titlul III, cu excepţia stabilirii frecvenţei – ţintă, în cazul strategiei de repunere sub tensiune de jos în sus înainte de orice resincronizare la sistemul de transport interconectat;

21.3. asistenţa pentru procedura puterii active, prevăzută la secţiunea a 7-a cap. II titlul II;

21.4. strategia de repunere sub tensiune de sus în jos, prevăzută la secţiunea a 2-a cap. II titlul III.

22. Evaluarea concordanţei planului de apărare şi a planului de restaurare în conformitate cu pct.21 include următoarele sarcini:

22.1. schimburile de informaţii şi de date între OST şi operatorii sistemelor de transport implicaţi, referitoare la măsurile prevăzute la pct.21;

22.2. identificarea în planurile de apărare şi în planurile de restaurare ale OST şi ale operatorilor sistemelor de transport implicaţi a incompatibilităţilor în ceea ce priveşte măsurile prevăzute la pct.21;

22.3. identificarea unor potenţiale ameninţări la adresa siguranţei în funcţionare în regiunea de calcul al capacităţilor. Aceste ameninţări includ, printre altele, defecţiuni cu cauză comună la nivel regional, cu impact semnificativ asupra sistemelor de transport ale OST şi ale operatorilor sistemelor de transport implicaţi;

22.4. evaluarea eficacităţii măsurilor prevăzute la pct.21 şi incluse în planurile de apărare şi în planurile de restaurare ale OST şi ale operatorilor sistemelor de transport implicaţi, pentru a face faţă ameninţărilor potenţiale prevăzute la subpct. 22.3;

22.5. consultarea cu centrele de coordonare regionale relevante (RCC) în vederea evaluării coerenţei măsurilor prevăzute la pct.21 în întreaga zonă sincronă în cauză;

22.6. identificarea acţiunilor de atenuare în cazul existenţei unor incompatibilităţi în planurile de apărare şi în planurile de restaurare ale OST şi ale operatorilor sistemelor de transport implicaţi sau în cazul în care nu sunt prevăzute măsuri în planurile de apărare şi în planurile de restaurare ale OST şi ale operatorilor sistemelor de transport implicaţi.

23. OST are obligaţia de a transmite măsurile prevăzute la pct.22 către RCC-ul relevant, pentru elaborarea de către ultimul, în termen de 3 luni, a unui raport tehnic privind coerenţa măsurilor, pe baza criteriilor prevăzute la pct.23. OST se asigură că dispune de experţi calificaţi pentru a oferi asistenţă RCC în legătură cu elaborarea raportului respectiv.

24. După transmiterea, fără întârziere, de către RCC a raportului tehnic prevăzut la pct.23 către OST şi operatorii sistemelor de transport implicaţi, OST are obligaţia să transmită raportul respectiv ANRE, Comitetului de Reglementare al Comunităţii Energetice şi ENTSO-E în legătură cu exercitarea de către aceasta a funcţiei de monitorizare, după cum este stabilit la Secţiunea a 1-a titlul VII.

25. OST de comun acord cu operatorii sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor stabilesc un prag peste care impactul acţiunilor unuia sau a mai multor operatori ai sistemelor de transport, ale căror sisteme de transport sunt în stare de urgenţă, de colaps sau de restaurare, este considerat semnificativ pentru alţi operatori ai sistemelor de transport din această regiune de calcul al capacităţilor.

Secţiunea 5

Consultarea publică

26. OST consultă public părţile interesate, inclusiv producătorii, operatorii sistemelor de distribuţie, organul central de specialitate al administraţiei publice în domeniul energeticii, precum şi alte autorităţile relevante, cu privire la propunerile care urmează a fi prezentate ANRE pentru aprobare în conformitate cu subpct. 11.1, 11.2, 11.5, 11.6 şi 11.7, inclusiv. Consultarea publică durează cel puţin o lună.

27. OST ia în considerare opiniile şi propunerile părţilor consultate, colectate în rezultatul organizării consultărilor publice, la definitivarea proiectului care urmează să fie prezentat spre aprobare ANRE. În toate cazurile, OST are obligaţia de a elabora o sinteză a propunerilor părţilor interesate, prezentând o justificare fundamentată privind acceptarea sau neacceptarea fiecărei din opiniile şi propunerile părţilor interesate, care se publică în timp util, înainte de sau simultan cu publicarea propunerii.

Secţiunea 6

Recuperarea costurilor

28. Costurile sunt suportate de OST în legătură cu îndeplinirea obligaţiilor prevăzute de prezentul Cod 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. Costurile evaluate ca fiind rezonabile, eficiente şi proporţionale se recuperează prin tarifele reglementate pentru serviciul de transport al energiei electrice sau prin alte mecanisme adecvate stabilite de ANRE în condiţiile Legii nr.164/2025 cu privire la energia electrică.

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

Secţiunea 7

Obligaţii privind confidenţialitatea

30. Orice informaţii confidenţiale primite, schimbate sau transmise în temeiul prezentului Cod sunt supuse condiţiilor privind păstrarea secretului profesional, prevăzute la pct.31 - 33.

31. Obligaţia de a păstra secretul profesional se aplică oricăror persoane vizate de prevederile prezentului Cod.

32. Informaţiile confidenţiale primite de persoanele prevăzute la pct.31 în legătură cu şi în cadrul exercitării atribuţiilor de serviciu nu pot fi divulgate niciunei alte persoane, autorităţi sau entităţi, fără a aduce atingere cazurilor reglementate de prezentul Cod, de alte acte normative în domeniu, precum şi de cadrul normativ al Comunităţii Energetice şi al Uniunii Europene, transpus în legislaţia naţională.

33. Fără a aduce atingere cazurilor reglementate de legislaţia prevăzută la pct.32, ANRE, autorităţile, entităţile sau persoanele care primesc informaţii confidenţiale în temeiul prezentului Cod le pot utiliza numai în scopul exercitării atribuţiilor de serviciu în temeiul prezentului Cod.

Secţiunea 8

Acorduri cu operatorii sistemelor de transport care

nu cad sub incidenţa prezentului Cod

34. 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 ale Uniunii Europene, 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 ale Uniunii Europene 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 prezentul Cod, 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 prezentul Cod. În sensul prezentului punct, prin ţară terţă se înţelege o ţară care nu este Stat Membru a Uniunii Europene sau parte contractantă a Comunităţii Energetice.

TITLUL II

PLANUL DE APĂRARE

Capitolul I

DISPOZIŢII GENERALE

Secţiunea 1

Elaborarea Planului de apărare

35. OST elaborează planul de apărare, în consultare cu OSD şi USS relevanţi, cu ANRE şi organul central de specialitate al administraţiei publice în domeniul energeticii, precum şi cu OST învecinaţi şi cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sa sincronă.

36. La elaborarea planului de apărare, OST ţine cont de cel puţin următoarele elemente:

36.1. limitele siguranţei în funcţionare stabilite în conformitate cu pct.84 – 87 secţiunea a 8-a cap. I titlul I partea a 2-a din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport;

36.2. comportamentul şi capacităţile de consum şi de producere a energiei electrice în zona sincronă;

36.3. necesităţile specifice ale USS cu prioritate ridicată incluşi în lista prevăzută la subpct. 38.4;

36.4. caracteristicile sistemului de transport şi ale reţelelor electrice de distribuţie subiacente ale OSD.

37. Planul de apărare conţine cel puţin următoarele prevederi:

37.1. condiţiile de activare a planului de apărare, în conformitate cu secţiunea a 3 din prezentul capitol;

37.2. instrucţiunile din planul de apărare, care trebuie să fie emise de OST;

37.3. măsurile care fac obiectul consultării sau al coordonării în timp real cu părţile identificate.

38. Planul de apărare trebuie să includă, în special, următoarele elemente:

38.1. lista măsurilor care trebuie să fie puse în aplicare de OST în raport cu reţelele electrice/instalaţiile sale;

38.2. lista măsurilor care trebuie să fie puse în aplicare de către OSD şi lista cu OSD responsabili de punerea în aplicare a măsurilor respective în raport cu reţelele electrice/instalaţiile lor;

38.3. lista USS responsabili de punerea în aplicare în raport cu instalaţiile lor a măsurilor care rezultă din cerinţele obligatorii prevăzute în Codul privind racordarea sau în alte acte normative de reglementare, precum şi lista măsurilor care trebuie puse în aplicare de respectivii USS;

38.4. lista USS cu prioritate ridicată, precum şi termenii şi condiţiile privind deconectarea instalaţiilor acestora;

38.5. termenele-limită pentru punerea în aplicare a fiecărei măsuri prevăzute în planul de apărare.

39. Planul de apărare trebuie să includă cel puţin următoarele măsuri tehnice şi organizatorice prevăzute la secţiunile 1 - 8 cap. II din prezentul titlu:

39.1. scheme de protecţie a sistemului de transport, care includ cel puţin:

39.1.1. schema de automatizare la scăderea frecvenţei, în conformitate cu secţiunea a 1-a cap. II din prezentul titlu;

39.1.2. schema de automatizare la creşterea frecvenţei, în conformitate cu secţiunea a 2-a cap. II din prezentul titlu;

39.1.3. schema automată împotriva colapsurilor de tensiune, în conformitate cu secţiunea a 3-a cap. II din prezentul titlu.

39.2. proceduri ale planului de apărare, care cuprind cel puţin:

39.2.1. procedura de gestionare a abaterilor de frecvenţă, în conformitate cu secţiunea a 4-a cap. II din prezentul titlu;

39.2.2. procedura de gestionare a abaterilor de tensiune, în conformitate cu secţiunea a 5-a cap. II din prezentul titlu;

39.2.3. procedura de gestionare a fluxului de putere, în conformitate cu secţiunea a 6-a cap. II din prezentul titlu;

39.2.4. asistenţă pentru procedura puterii active, în conformitate cu secţiunea a 7-a cap. II din prezentul titlu;

39.2.5. procedura de deconectare manuală a consumului de energie electrică, în conformitate cu secţiunea a 8-a cap. II din prezentul titlu.

40. Măsurile incluse în planul de apărare trebuie să respecte următoarele principii:

40.1. impactul lor asupra utilizatorilor de sistem trebuie să fie minim;

40.2. trebuie să fie eficiente din punct de vedere economic;

40.3. trebuie să fie activate numai măsurile care sunt necesare; şi

40.4. nu declanşează starea de urgenţă sau starea de colaps a sistemului de transport al OST sau a sistemelor de transport interconectate.

Secţiunea 2

Punerea în aplicare a planului de apărare

41. După elaborarea planului de apărare OST pune în aplicare, fără întârziere, măsurile din planul de apărare, care vizează sistemul de transport şi menţine aplicarea acestora.

42. După elaborarea planului de apărare, OST notifică fără întârziere OSD ale căror reţele electrice de distribuţie sunt racordate la sistemul de transport, cu privire la măsurile din planul de apărare, inclusiv cu privire la termenele-limită de punere în aplicare a acestora, care vizează:

42.1. reţelele/instalaţiile OSD, prevăzuţi la subpct. 38.2;

42.2. instalaţiile USS identificaţi în conformitate cu subpct. 38.3, care sunt racordate la reţelele electrice distribuţie ale OSD respectivi;

42.3. instalaţiile furnizorilor de servicii de apărare racordate la reţelele electrice distribuţie ale OSD respectivi;

42.4. reţelele/instalaţiile OSD, racordate la reţelele electrice de distribuţie.

43. După elaborarea planului de apărare, OST notifică fără întârziere USS, identificaţi în conformitate cu subpct. 38.3, furnizorii de servicii de apărare, ale căror instalaţii sunt racordate direct la reţelele electrice de transport, cu privire la măsurile din planul de apărare, care urmează să fie puse în aplicare în raport cu instalaţiile lor, inclusiv cu privire la termenele-limită de punere în aplicare a acestora.

44. OST notifică în mod direct USS identificaţi în conformitate cu subpct. 38.3, furnizorii de servicii de apărare sau OSD, ale căror instalaţii/reţele sunt racordate la reţelele electrice de distribuţie, cu privire la măsurile din planul de apărare, care urmează să fie puse în aplicare în instalaţiile/reţelele acestora, inclusiv cu privire la termenele-limită de punere în aplicarea acestora. OST informează OSD în cauză cu privire la notificarea realizată în conformitate cu prezentul punct.

45. Atunci când primeşte o notificare din partea OST, în conformitate cu pct.42, OSD, la rândul său, are obligaţia de a informa, fără întârziere, USS, furnizorii de servicii de apărare şi OSD, ale căror instalaţii/reţele electrice sunt racordate la reţelele sale electrice de distribuţie, cu privire la măsurile din planul de apărare, pe care aceştia urmează să le pună în aplicare în raport cu instalaţiile/reţelele lor electrice, inclusiv cu privire la termenele-limită de punere în aplicare a acestora.

46. Fiecare OSD, USS şi furnizor de servicii de apărare care a fost notificat în conformitate cu prezenta secţiune, are următoarele obligaţii:

46.1. să pună în aplicare măsurile notificate în conformitate cu prezenta secţiune nu mai târziu de 12 luni de la data notificării;

46.2. să confirme operatorului de sistem din partea căruia a primit notificarea (operatorul de sistem notificator) că a pus în aplicare măsurile corespunzătoare. Atunci când confirmarea respectivă a fost transmisă către OSD, ultimul are obligaţia de a comunica OST informaţiile primite în conformitate cu prezentul subpunct;

46.3. să menţină măsurile puse în aplicare în raport cu reţelele electrice/instalaţiile sale.

Secţiunea 3

Activarea planului de apărare

47. OST activează procedurile din planul de apărare, prevăzute la subpct. 39.2, în coordonare cu OSD şi USS identificaţi în conformitate cu pct.38, precum şi în coordonare cu furnizorii de servicii de apărare.

48. Adiţional schemelor activate automat prevăzute la subpct. 39.1 şi incluse în planul de apărare, OST trebuie să activeze o procedură din planul de apărare în cazul în care:

48.1. sistemul de transport este în stare de urgenţă, în conformitate cu criteriile prevăzute la pct.63 din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport, şi nu există măsuri de remediere disponibile pentru readucerea sistemului la starea normală de funcţionare; sau

48.2. pe baza analizei siguranţei în funcţionare, adiţional acţiunilor de remediere disponibile, siguranţa în funcţionare a sistemului de transport necesită activarea uneia din măsurile prevăzute în planul de apărare, în conformitate cu pct.39.

49. Fiecare OSD şi fiecare USS identificat în conformitate cu pct.38, precum şi fiecare furnizor de servicii de apărare are obligaţia de a executa fără întârziere instrucţiunile din planul de apărare, emise de OST în temeiul subpct 37.3. , în conformitate cu procedurile din planul de apărare prevăzute la subpct. 39.2.

50. Procedurile din planul de apărare prevăzute la subpct. 39.2, care au un impact transfrontalier semnificativ, se activează de către OST în coordonare cu operatorul sistemului de transport afectat/operatorii sistemelor de transport afectaţi.

Secţiunea 4

Asistenţa şi coordonarea între operatorii sistemelor

de transport în stare de urgenţă

51. La cererea unui operator al sistemului de transport, al cărui sistem de transport se află în stare de urgenţă, OST acordă operatorului sistemului de transport solicitant toată asistenţa posibilă, prin intermediul interconexiunilor, cu condiţia ca acest lucru să nu declanşeze starea de urgenţă sau starea de colaps a sistemului său de transport sau a sistemelor de transport interconectate.

52. Atunci când asistenţa trebuie să fie acordată prin interconexiuni în curent continuu, ea poate consta în următoarele acţiuni, ţinându-se cont de caracteristicile şi de capacităţile tehnice ale sistemului HVDC:

52.1. acţiuni de reglare manuală a puterii active transportate pentru a ajuta operatorul sistemului de transport al cărui sistem de transport se află în situaţie de urgenţă să aducă fluxurile de putere în limitele de siguranţă în funcţionare sau să asigure frecvenţa zonei sincrone învecinate în limitele de frecvenţă ale sistemului de transport pentru starea de alertă definită în conformitate cu pct.62 din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport;

52.2. funcţii de reglaj automat al puterii active transportate, pe baza semnalelor şi a criteriilor stabilite la pct.351 - 353 din Codul privind racordarea;

52.3. reglajul automat al frecvenţei, în temeiul pct.356 - 358 din Codul privind racordarea în cazul funcţionării în regim insularizat;

52.4. reglajul tensiunii şi al puterii reactive, în temeiul pct.381 din Codul privind racordarea;

52.5. orice alte măsuri adecvate.

53. OST poate deconecta manual orice element al reţelei electrice de transport care are impact transfrontalier semnificativ, inclusiv o interconexiune, cu condiţia îndeplinirii următoarelor cerinţe:

53.1. OST coordonează acţiunile sale cu OST învecinaţi;

53.2. acţiunea respectivă nu declanşează starea de urgenţă sau starea de colaps în celelalte reţele electrice de transport interconectate.

54. Prin derogare de la pct.53, OST poate deconecta manual orice element al reţelei electrice de transport care are impact transfrontalier semnificativ, inclusiv o interconexiune, fără coordonare, în circumstanţe excepţionale care implică o încălcare a limitelor de siguranţă în funcţionare, pentru a evita periclitarea siguranţei personalului sau distrugerea echipamentului. În termen de 30 de zile de la data incidentului, OST elaborează un raport care conţine o explicaţie detaliată privind justificarea, punerea în aplicare şi impactul acţiuni respective şi îl prezintă ANRE în conformitate cu atribuţiile prevăzute la art.9 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, precum şi OST învecinaţi şi îl pune la dispoziţia utilizatorilor de sistem afectaţi în mod semnificativ.

Capitolul II

MĂSURILE PREVĂZUTE ÎN PLANUL DE APĂRARE

Secţiunea 1

Schema de automatizare la scăderea frecvenţei

55. Schema de automatizare la scăderea frecvenţei din planul de apărare include o schemă pentru deconectarea automată a consumului la scăderea frecvenţei şi setările privind modul de reglaj al frecvenţei limitat la scăderea frecvenţei (RFA-SC) în zona de reglaj frecvenţă-putere (zona RFP) a OST.

56. La elaborarea planului de apărare, OST prevede activarea reglajului de frecvenţă limitat la scăderea frecvenţei (RFA-SC) înainte de activarea schemei pentru deconectarea automată a consumului la scăderea frecvenţei, în cazul în care viteza de variaţie a frecvenţei permite acest lucru.

57. Înainte de activarea schemei pentru deconectarea automată a consumului la scăderea frecvenţei, OST şi OSD identificaţi în conformitate cu subpct. 38.2 trebuie să prevadă că instalaţiile de stocare a energiei racordate la reţelele lor electrice şi care funcţionează în regim de consum:

57.1. trec automat în regim de generare, respectând intervalul de timp şi valoarea de referinţă a puterii active stabilite de OST în planul de apărare;

57.2. dacă instalaţia de stocare a energiei nu are capacitatea de a efectua această trecere în intervalul de timp stabilit de OST în planul de apărare, instalaţia de stocare a energiei care funcţionează în regim de consum se deconectează în mod automat.

58. OST stabileşte în planul de apărare limitele frecvenţei de la care trebuie să aibă loc conectarea automată în regim de generare sau deconectarea automată a instalaţiilor de stocare a energiei. Aceste praguri ale frecvenţei trebuie să fie mai mici sau egale cu limita de frecvenţă a sistemului de transport definită pentru starea de urgenţă în conformitate cu pct.63 din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport şi mai mari decât limita de frecvenţă pentru “nivelul iniţial obligatoriu” stabilit pentru deconectarea consumului, în conformitate cu Anexa.

59. OST elaborează schema pentru deconectarea automată a consumului la scăderea frecvenţei în conformitate cu parametrii pentru descărcarea de sarcină în timp real prevăzuţi în Anexă. Schema trebuie să includă deconectarea consumului la diferite frecvenţe, de la un “nivel iniţial obligatoriu” până la un “nivel final obligatoriu”, în cadrul unui interval de implementare, respectând un număr minim de tranşe şi o valoare maximă a acestora. Intervalul de implementare defineşte abaterea maximă admisibilă a consumului net care trebuie să fie deconectat faţă de consumul net ţintă care trebuie să fie deconectat la o anumită frecvenţă, calculată prin interpolarea liniară între nivelurile iniţiale şi finale obligatorii. Intervalul de implementare nu trebuie să permită deconectarea unui volum de consum net mai mic decât consumul net care trebuie să fie deconectat la “nivelul iniţial obligatoriu”. O tranşă nu poate fi considerată ca atare dacă nu se deconectează consumul net atunci când această tranşă este atinsă.

60. OST şi OSD instalează releele necesare pentru deconectarea consumului la scăderea frecvenţei luând în considerare cel puţin comportamentul consumului şi producerea distribuită.

61. La punerea în aplicare a schemei pentru deconectarea automată a consumului la scăderea frecvenţei, în conformitate cu notificarea prevăzută la pct.42, OST şi OSD:

61.1. evită stabilirea unei temporizări intenţionate suplimentare faţă de timpul de acţionare al releelor şi al întrerupătoarelor de circuit;

61.2. reduc la minimum deconectarea modulelor de generare, în special a celor care furnizează inerţie;

61.3. limitează riscul ca schema să conducă la abateri de fluxuri de putere şi la abateri de tensiune în afara limitelor de siguranţă în funcţionare.

62. În cazul în care un OSD nu poate îndeplini cerinţele prevăzute la subpct. 61.2 şi 61.3, acesta informează OST şi propune cerinţa pe care o poate aplica. OST, în consultare cu OSD, stabileşte cerinţele aplicabile, pe baza unei analize cost-beneficiu comune.

63. Schema pentru deconectarea automată a consumului la scăderea frecvenţei din planul de apărare poate prevedea deconectarea consumului net pe baza vitezei de variaţie a frecvenţei, cu condiţia ca:

63.1. să fie activată doar:

63.1.1. atunci când abaterea frecvenţei este mai mare decât abaterea maximă a frecvenţei în regim staţionar şi dacă viteza de variaţie a frecvenţei este mai mare decât cea produsă de incidentul de referinţă;

63.1.2. până când frecvenţa atinge frecvenţa nivelului iniţial obligatoriu pentru deconectarea consumului.

63.2. să respecte cerinţele prevăzute în Anexă; şi

63.3. să fie necesară şi justificată pentru a menţine în mod eficient siguranţa în funcţionare.

64. În cazul în care schema pentru deconectarea automată a consumului la scăderea frecvenţei din planul de apărare include deconectarea consumului net pe baza vitezei de variaţie a frecvenţei, astfel cum este prevăzut la pct.63, OST transmite ANRE, în termen de 30 de zile de la punerea în aplicare, un raport cuprinzând o explicaţie detaliată a justificării, a punerii în aplicare şi a impactului acestei măsuri.

65. În schema pentru deconectarea automată a consumului la scăderea frecvenţei din planul de apărare, OST poate include tranşe suplimentare pentru deconectarea consumului net sub “nivelul final obligatoriu” pentru deconectarea consumului, prevăzut în Anexă.

66. OST este în drept să pună în aplicare scheme suplimentare de protecţie a sistemului de transport care sunt declanşate de o frecvenţă mai mică sau egală cu frecvenţa “nivelului final obligatoriu” al deconectării consumului şi care au ca scop accelerarea procesului de restaurare. OST se asigură că aceste scheme suplimentare nu înrăutăţesc şi mai mult frecvenţa.

Secţiunea 2

Schema de automatizare la creşterea frecvenţei

67. Schema de automatizare la creşterea frecvenţei din planul de apărare duce la scăderea automată a puterii active totale injectate în fiecare zonă RFP.

68. În consultare cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sa sincronă, OST stabileşte următorii parametri ai schemei sale de automatizare la creşterea frecvenţei:

68.1. pragurile frecvenţei pentru activarea schemei; şi

68.2. rata de reducere a injectării de putere activă.

69. OST elaborează schema de automatizare la creşterea frecvenţei luând în considerare capacităţile modulelor de generare în ceea ce priveşte reglajul de frecvenţă limitat la creşterea frecvenţei (RFA-CR) şi ale instalaţiilor de stocare a energiei, în zona sa RFP. Dacă reglajul de frecvenţă limitat la creşterea frecvenţei (RFA-CR) nu există sau nu este suficient pentru a îndeplini cerinţele prevăzute la subpct. 68.1 şi 68.2, OST stabileşte în plus o deconectare liniară graduală a producerii de energie electrică, în zona sa RFP. OST stabileşte valoarea maximă a tranşelor pentru deconectarea modulelor de generare şi/sau a sistemelor HVDC, în consultare cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sa sincronă.

Secţiunea 3

Schema automată împotriva colapsurilor de tensiune

70. Schema automată împotriva colapsurilor de tensiune din planul de apărare poate include una sau mai multe dintre următoarele scheme, în funcţie de rezultatele evaluării securităţii sistemului de transport efectuate de OST:

70.1. o schemă pentru deconectarea consumului de energie electrică la scăderea tensiunii, în conformitate cu pct.233 din Codul privind racordarea;

70.2. o schemă pentru blocarea comutatoarelor de ploturi sub sarcină, în conformitate cu pct.234 din Codul privind racordarea;

70.3. scheme de protecţie a sistemului de transport pentru menţinerea tensiunii în limitele admisibile.

71. Cu excepţia cazului în care evaluarea efectuată în conformitate cu pct.70 demonstrează că punerea în aplicare a unei scheme pentru blocarea comutatoarelor de ploturi sub sarcină nu este necesară pentru a preveni un colaps de tensiune în zona de control a OST, OST stabileşte condiţiile în care are loc blocarea comutatorului de ploturi sub sarcină, în conformitate cu pct.234 din Codul privind racordarea, incluzând cel puţin:

71.1. metoda de blocare (local sau de la distanţă, din camera de comandă);

71.2. pragul nivelului de tensiune în punctul de racordare;

71.3. direcţia fluxului de putere reactivă;

71.4. intervalul de timp maxim dintre detectarea pragului şi blocare.

Secţiunea 4

Procedura de gestionare a abaterilor de frecvenţă

72. Procedura de gestionare a abaterilor de frecvenţă din planul de apărare trebuie să conţină un set de măsuri pentru gestionarea unei abateri de frecvenţă în afara limitelor de frecvenţă definite pentru starea de alertă în conformitate cu pct.62 din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport. Procedura de gestionare a abaterilor de frecvenţă trebuie să fie în concordanţă cu procedurile stabilite pentru măsurile de remediere care trebuie gestionate în mod coordonat în conformitate cu pct.269 din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport şi trebuie să îndeplinească cel puţin următoarele cerinţe:

72.1. scăderea puterii de producere este mai mică decât scăderea consumului în timpul evenimentelor de scădere a frecvenţei; şi

72.2. scăderea puterii de producere este mai mare decât scăderea consumului în timpul evenimentelor de creştere a frecvenţei.

73. OST trebuie să adapteze modul de operare al reglajului frecvenţă-putere pentru a preveni interferenţa cu activarea sau cu dezactivarea manuală a puterii active, astfel cum se prevede la pct.74 şi 76.

74. OST are dreptul să stabilească o valoare de referinţă a puterii active care trebuie să fie menţinută de fiecare USS identificat în conformitate cu subpct. 38.3, cu condiţia ca valoarea de referinţă să respecte constrângerile tehnice ale USS. OST are dreptul să stabilească o valoare de referinţă a puterii active care trebuie să fie menţinută de fiecare furnizor de servicii de apărare, cu condiţia ca această măsură să li se aplice în conformitate cu termenii şi condiţiile stabilite la pct.13 şi ca valoarea de referinţă să respecte constrângerile tehnice ale furnizorului de servicii de apărare. USS şi furnizorii de servicii de apărare execută fără întârzieri nejustificate instrucţiunile transmise de OST direct sau indirect, prin intermediul OSD, şi rămân în această stare până la transmiterea unor noi instrucţiuni. În cazul în care instrucţiunile sunt transmise în mod direct, OST informează OSD relevant fără întârzieri nejustificate.

75. OST are dreptul să deconecteze instalaţiile USS şi ale furnizorilor de servicii de apărare, în mod direct sau indirect, prin intermediul OSD. Instalaţiile USS şi ale furnizorilor de servicii de apărare rămân deconectate până la transmiterea de noi instrucţiuni. În cazul în care instalaţiile USS sunt deconectate în mod direct, OST informează OSD relevanţi fără întârzieri nejustificate. În termen de 30 de zile de la data incidentului, OST elaborează un raport care conţine o explicaţie detaliată privind justificarea, privind punerea în aplicare şi privind impactul acţiunii respective, îl transmite ANRE în conformitate cu atribuţiile acesteia prevăzute la art.9 din cu Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică şi, de asemenea, îl pune la dispoziţia utilizatorilor de sistem afectaţi în mod semnificativ.

76. Înainte de activarea schemei pentru deconectarea automată a consumului la scăderea frecvenţei, prevăzute la secţiunea 1 cap. II din prezentul Titlu, şi cu condiţia ca viteza de variaţie a frecvenţei să permită acest lucru, OST activează consumul dispecerizabil din partea furnizorilor de servicii de apărare relevanţi, în mod direct sau indirect, prin intermediul OSD, şi una din următoarele acţiuni:

76.1. declanşează trecerea instalaţiilor de stocare a energiei care funcţionează în regim de consum la regim de generator, la valoarea de referinţă a puterii active definită de OST în planul de apărare; sau

76.2. dacă unitatea de stocare a energiei nu are capacitatea de a realiza această trecere suficient de rapid pentru a stabiliza frecvenţa, deconectează manual instalaţia de stocare a energiei.

Secţiunea 5

Procedura de gestionare a abaterilor de tensiune

77. Procedura de gestionare a abaterilor de tensiune din planul de apărare trebuie să conţină un set de măsuri pentru gestionarea abaterilor de tensiune în afara limitelor de siguranţă în funcţionare definite la pct.84 - 87 secţiunea a 8-a cap. I titlul I partea a 2-a din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport.

78. OST are dreptul să stabilească un interval al puterii reactive sau al tensiunii şi să solicite menţinerea acestuia de către OSD şi USS identificaţi pentru această măsură în conformitate cu pct.38, în conformitate cu pct.94 - 106 secţiunile a 2-a şi a 3-a cap. II titlul I Partea a 2-a din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport.

79. La cererea unui OST învecinat aflat în stare de urgenţă, OST pune la dispoziţie toate capacităţile de putere reactivă care nu duc la declanşarea stării de urgenţă sau de colaps a sistemului său de transport.

Secţiunea 6

Procedura de gestionare a fluxului de putere

80. Procedura de gestionare a fluxului de putere din planul de apărare trebuie să conţină un set de măsuri pentru gestionarea fluxului de putere în afara limitelor de siguranţă în funcţionare definite la pct.84 - 87 secţiunea a 8-a cap. I titlul I partea a 2-a din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport.

81. OST are dreptul să stabilească o valoare de referinţă a puterii active care trebuie să fie menţinută de fiecare USS identificat în conformitate cu subpct. 38.3, cu condiţia ca valoarea de referinţă să respecte constrângerile tehnice ale instalaţiilor USS. OST are dreptul să stabilească o valoare de referinţă a puterii active care trebuie să fie menţinută de fiecare furnizor de servicii de apărare, cu condiţia ca această măsură să li se aplice în conformitate cu termenii şi condiţiile prevăzute la pct.13 şi ca valoarea de referinţă să respecte constrângerile tehnice ale instalaţiilor furnizorilor de servicii de apărare. USS şi furnizorii de servicii de apărare execută fără întârzieri nejustificate instrucţiunile transmise de OST direct sau indirect, prin intermediul OSD, şi menţin instalaţiile sale în această stare până la transmiterea unor noi instrucţiuni. În cazul în care instrucţiunile sunt transmise în mod direct, OST informează OSD relevanţi fără întârzieri nejustificate.

82. Fiecare OST are dreptul să deconecteze instalaţiile USS şi ale furnizorilor de servicii de apărare, în mod direct sau indirect, prin intermediul OSD. Instalaţiile USS şi ale furnizorilor de servicii de apărare rămân deconectate până la transmiterea de noi instrucţiuni. În cazul în care instalaţiile USS sunt deconectate în mod direct, OST informează OSD relevanţi fără întârzieri nejustificate. În termen de 30 de zile de la data incidentului, OST elaborează un raport care conţine o explicaţie detaliată privind justificarea, privind punerea în aplicare şi privind impactul acţiunii respective şi îl transmite ANRE în conformitate cu atribuţiile acesteia prevăzute la art.9 din cu Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică.

Secţiunea 7

Asistenţă pentru procedura puterii active

83. În cazul absenţei adecvanţei în zona de control în intervalul pentru ziua următoare şi în intervalul intrazilnic, identificată în conformitate cu pct.370 - 371 din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport, şi înainte de eventuala suspendare a activităţilor de piaţă în temeiul secţiunii a 1-a titlul IV, OST are dreptul să solicite asistenţă pentru putere activă de la:

83.1. orice furnizor de servicii de echilibrare care, la solicitarea OST, modifică starea de disponibilitate a instalaţiilor sale pentru a-i pune la dispoziţie întreaga sa putere activă, cu condiţia ca aceasta să nu fi fost activată deja prin piaţa de echilibrare şi cu respectarea constrângerilor sale tehnice;

83.2. orice USS instalaţiile căruia sunt racordate în zona RFP a OST, care nu oferă deja un serviciu de echilibrare către OST şi care, la solicitarea OST, îi pune la dispoziţie întreaga sa putere activă, cu respectarea constrângerilor sale tehnice;

83.3. orice alt operator al sistemului de transport al cărui sistem de transport se află în stare normală de funcţionare sau în stare de alertă.

84. OST poate activa asistenţa pentru putere activă din partea unui furnizor de servicii de echilibrare sau a unui USS, în temeiul subpct. 83.1 şi 83.2, numai dacă a activat toate ofertele de energie de echilibrare disponibile, ţinând cont de capacitatea interzonală disponibilă la momentul absenţei adecvanţei în zona de control.

85. Atunci când un primeşte o cerere de asistenţă pentru putere activă în conformitate cu sbp. 83.3, OST:

85.1. pune la dispoziţie ofertele nepartajate;

85.2. are dreptul să activeze energia de echilibrare disponibilă, pentru a furniza puterea corespunzătoare operatorul sistemului de transport care a făcut solicitarea;

85.3. are dreptul să solicite asistenţă pentru putere activă din partea furnizorilor săi de servicii de echilibrare şi din partea oricărui USS, instalaţiile căruia sunt racordate în zona sa RFP care nu furnizează deja un serviciu de echilibrare OST, pentru a acorda asistenţa corespunzătoare pentru putere activă operatorului sistemului de transport care a făcut solicitarea.

86. La activarea puterii active solicitate în conformitate cu subpct. 83.3, operatorul sistemului de transport solicitant şi operatorul sistemului de transport care a primit solicitarea au dreptul să utilizeze:

86.1. capacitatea interzonală disponibilă în cazul în care activarea are loc înainte de ora de închidere a porţii intrazilnice interzonale şi dacă furnizarea capacităţilor interzonale în cauză nu a fost suspendată în temeiul secţiunii a 1-a titlul IV;

86.2. capacitatea suplimentară care poate fi disponibilă ca urmare a stării în timp real a sistemului de transport, caz în care operatorul sistemului de transport solicitant şi operatorul sistemului de transport care a primit solicitarea îşi coordonează acţiunile cu alţi operatori ai sistemului de transport afectaţi în mod semnificativ, în conformitate cu pct.25.

87. După ce operatorul sistemului de transport solicitant şi operatorul sistemului de transport care a primit solicitarea au stabilit de comun acord condiţiile privind furnizarea de asistenţă pentru putere activă, cantitatea stabilită de putere activă şi intervalul orar pentru furnizare sunt ferme, cu excepţia cazului în care sistemul de transport al operatorului sistemului de transport care furnizează asistenţa intră în stare de urgenţă sau de colaps.

Secţiunea 8

Procedura de deconectare manuală a consumului

88. Pe lângă măsurile prevăzute la secţiunile 4-7 cap. II din prezentul Titlu, OST poate stabili un volum de consum net care trebuie să fie deconectat manual, direct de către OST sau indirect, prin intermediul OSD, atunci când acest lucru este necesar pentru a preveni propagarea sau agravarea unei stări de urgenţă. În cazul în care consumul trebuie să fie deconectat direct, OST informează OSD relevanţi fără întârziere.

89. OST activează deconectarea manuală a consumului net, prevăzută la pct.88 pentru:

89.1. a remedia situaţiile de suprasarcină sau de scădere a tensiunii; sau

89.2. a remedia situaţiile în care a fost solicitată asistenţă pentru puterea activă în temeiul secţiunii a 7-a cap. II din prezentul Titlu, dar aceasta nu este suficientă pentru a menţine adecvanţa în zona de control în intervalul pentru ziua următoare şi în intervalul intrazilnic, în temeiul pct.370-372 secţiunii a 4-a titlul IV Partea a 3- din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport, ceea ce generează un risc de abatere de la limitele de stabilitate ale frecvenţei în zona sincronă.

90. OST notifică OSD cu privire la volumul de consum net stabilit în temeiul pct.88 care trebuie să fie deconectat de la reţelele lor electrice de distribuţie. Fiecare OSD deconectează volumul notificat de consum net, fără întârzieri nejustificate.

91. În termen de 30 de zile de la data incidentului, OST elaborează un raport care conţine o explicaţie detaliată privind justificarea, privind punerea în aplicare şi privind impactul acţiunii respective şi îl transmite ANRE în conformitate cu atribuţiile acesteia prevăzute la art.9 din cu Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică.

TITLUL III

PLANUL DE RESTAURARE

Capitolul I

DISPOZIŢII GENERALE

Secţiunea 1

Elaborarea planului de restaurare

92. OST elaborează planul de restaurare, în consultare cu OSD şi USS relevanţi, cu ANRE şi organul central de specialitate al administraţiei publice în domeniul energeticii, precum şi cu OST învecinaţi şi cu alţi operatori ai sistemelor de transport din zonă sa sincronă.

93. La elaborarea planului de restaurare, OST trebuie să ţină cont de cel puţin următoarele elemente:

93.1. comportamentul şi capacităţile de consum şi de producere a energiei electrice;

93.2. necesităţile specifice ale USS cu prioritate ridicată, incluşi în lista prevăzută la pct.95;

93.3. caracteristicile sistemului de transport şi ale reţelelor electrice de distribuţie subiacente ale OSD.

94. Planul de restaurare conţine cel puţin următoarele prevederi:

94.1. condiţiile de activare a planului de restaurare, în conformitate cu secţiunea a 3-a cap. I din prezentul Titlu;

94.2. instrucţiunile planului de restaurare care trebuie să fie emise de OST;

94.3. măsurile care fac obiectul consultării sau coordonării în timp real cu părţile identificate.

95. În special, planul de restaurare trebuie să includă următoarele elemente:

95.1. o listă a măsurilor care trebuie să fie puse în aplicare de OST în raport cu reţelele/instalaţiile sale;

95.2. o listă a măsurilor care trebuie să fie puse în aplicare de către OSD şi o listă cu OSD responsabili de punerea în aplicare a măsurilor respective în raport cu reţelele/instalaţiile lor;

95.3. o listă cu USS responsabili de punerea în aplicare în raport cu instalaţiile lor, a măsurilor care rezultă din cerinţele obligatorii prevăzute în Codul privind racordarea sau în alte acte normative de reglementare, precum şi lista măsurilor care trebuie puse în aplicare de respectivii USS;

95.4. o listă a USS cu prioritate ridicată şi termenii şi condiţiile privind deconectarea şi repunerea instalaţiilor lor sub tensiune;

95.5. o listă a staţiilor electrice care sunt esenţiale pentru procedurile din planul de restaurare;

95.6. numărul de surse de alimentare din zona de control a OST necesare pentru a repune sub tensiune sistemul de transport printr-o strategie de repunere sub tensiune de jos în sus, având capacitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem, capacitate de resincronizare rapidă (prin funcţionare izolată pe servicii proprii) şi capacitate de funcţionare în regim insularizat;

95.7. termenele de punere în aplicare a fiecărei măsuri menţionate.

96. Planul de restaurare trebuie să includă cel puţin următoarele măsuri tehnice şi organizatorice prevăzute în prezentul capitol:

96.1. procedura de repunere sub tensiune, în conformitate cu secţiunile a 1-a şi a 2-a cap. II din prezentul titlu;

96.2. procedura de gestionare a frecvenţei, în conformitate cu secţiunile 1 - 2 cap. III din prezentul titlu;

96.3. procedura de resincronizare, în conformitate cu secţiunile 1 - 3 cap. IV din prezentul titlu.

97. Măsurile cuprinse în planul de restaurare trebuie să corespundă următoarelor principii:

97.1. impactul lor asupra utilizatorilor de sistem trebuie să fie minim;

97.2. trebuie să fie eficiente din punct de vedere economic;

97.3. trebuie să fie activate numai măsurile care sunt necesare;

97.4. nu declanşează starea de urgenţă sau starea de colaps a sistemelor de transport interconectate.

Secţiunea 2

Punerea în aplicare a planului de restaurare

98. După elaborarea planul de restaurare, OST pune în aplicare, fără întârziere, măsurile din planul de restaurare care vizează sistemul de transport şi menţine aplicarea acestora.

99. După elaborarea planul de restaurare, OST notifică, fără întârziere, OSD ale căror reţelele electrice de distribuţie sunt racordate la reţeaua electrică de transport cu privire la măsurile din planul de restaurare, inclusiv cu privire la termenele-limită de punere în aplicare a acestora, care vizează:

99.1. reţelele/instalaţiile OSD în conformitate cu subpct. 95.2;

99.2. instalaţiile USS, identificaţi în conformitate cu subpct. 95.3, care sunt racordate la reţelele electrice de distribuţie ale OSD respectivi;

99.3. instalaţiile furnizorilor de servicii de restaurare, racordate la reţelele electrice de distribuţie ale OSD respectivi;

99.4. reţelele/instalaţiile OSD racordate la reţelele electrice de distribuţie.

100. După elaborarea planul de restaurare, OST notifică, fără întârziere, USS identificaţi în conformitate cu subpct. 95.3 şi furnizorii de servicii de restaurare ale căror instalaţii sunt racordate la reţelele electrice de transport cu privire la măsurile din planul de restaurare, care trebuie să fie puse în aplicare în raport cu instalaţiile lor, inclusiv cu privire la termenele-limită de punere în aplicare a acestora, prevăzute la subpct. 95.7.

101. OST notifică în mod direct USS identificaţi în conformitate cu subpct. 95.3, furnizorii de servicii de restaurare şi OSD ale căror instalaţii/reţele electrice sunt racordate la reţelele electrice de distribuţie şi informează OSD în cauză cu privire la notificarea realizată în conformitate cu prezentul punct.

102. Atunci când primeşte o notificarea din partea OST în conformitate cu pct.101, OSD la rândul său, are obligaţia de a informa, fără întârziere, USS, furnizorii de servicii de restaurare şi OSD ale căror instalaţii/reţele electrice sunt racordate la reţelele electrice de distribuţie, cu privire la măsurile din planul de restaurare pe care aceştia urmează să le pună în aplicare în raport cu instalaţiile/reţelele lor electrice, inclusiv cu privire la termenele-limită de punere în aplicare a acestora, în conformitate cu subpct. 95.7.

103. Fiecare OSD, USS şi furnizor de servicii de restaurare, care a fost notificat în conformitate cu prezenta secţiune, are următoarele obligaţii:

103.1. să pună în aplicare măsurile notificate în conformitate cu prezenta secţiune nu mai târziu de 12 luni de la data notificării;

103.2. să confirme operatorului de sistem notificator că a pus în aplicare măsurile corespunzătoare. Atunci când confirmarea respectivă a fost expediată către OSD, ultimul are obligaţia de a comunica OST informaţiile primite în conformitate cu prezentul subpunct;

103.3. să menţină măsurile puse în aplicare în raport cu reţelele sale electrice/instalaţiile sale.

Secţiunea 3

Activarea planului de restaurare

104. OST activează procedurile din planul de restaurare în coordonare cu OSD şi USS, identificaţi în conformitate pct.95, precum şi în coordonare cu furnizorii de servicii de restaurare, în următoarele cazuri:

104.1. când sistemul de transport se află în stare de urgenţă în conformitate cu criteriile prevăzute la pct.63 din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport, după ce sistemul a fost stabilizat ca urmare a activării măsurilor din planul de apărare; sau

104.2. când sistemul de transport se află în stare de colaps în conformitate cu criteriile prevăzute la pct.64 din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport.

105. În timpul restaurării sistemului de transport, OST identifică şi monitorizează:

105.1. suprafaţa şi graniţele regiunii sau ale regiunilor sincronizate din care face parte zona sa de control;

105.2. operatorul sistemului de transport/operatorii sistemelor de transport cu care împarte o regiune sincronizată sau mai multe regiuni sincronizate;

105.3. rezervele de putere activă disponibile în zona sa de control.

106. Fiecare OSD şi USS, identificaţi în conformitate cu pct.95, precum şi fiecare furnizor de servicii de restaurare execută fără întârzieri nejustificate instrucţiunile din planul de restaurare, emise de OST în temeiul subpct. 94.2, în conformitate cu procedurile din planul de restaurare.

107. Procedurile din planul de restaurare, care au un impact transfrontalier semnificativ, se activează de către OST în coordonare cu operatorul sistemului de transport afectat/operatorii sistemelor de transport afectaţi de restaurare

Capitolul II

REPUNEREA SUB TENSIUNE

Secţiunea 1

Procedura de repunere sub tensiune

108. Procedura de repunere sub tensiune din planul de restaurare trebuie să conţină un set de măsuri care să permită OST să aplice:

108.1. o strategie de repunere sub tensiune de sus în jos;

108.2. o strategie de repunere sub tensiune de jos în sus.

109. În ceea ce priveşte strategia de repunere sub tensiune de jos în sus, procedura de repunere sub tensiune trebuie să includă cel puţin măsuri pentru:

109.1. gestionarea abaterilor de tensiune şi de frecvenţă cauzate de repunerea sub tensiune;

109.2. monitorizarea şi gestionarea funcţionării în regim insularizat;

109.3. resincronizarea zonelor care funcţionează în regim insularizat.

Secţiunea 2

Activarea procedurii de repunere sub tensiune

110. La activarea procedurii de repunere sub tensiune, OST stabileşte strategia care trebuie să fie aplicată, ţinând cont de:

110.1. disponibilitatea surselor de putere cu capacitate de repunere sub tensiune din zona sa de control;

110.2. durata preconizată şi riscurile strategiilor posibile de repunere sub tensiune;

110.3. condiţiile sistemelor electroenergetice;

110.4. condiţiile sistemelor racordate în mod direct, incluzând cel puţin starea interconexiunilor;

110.5. USS cu prioritate ridicată incluşi în lista prevăzută la subpct. 95.4;

110.6. posibilitatea de a combina strategiile de repunere sub tensiune de sus în jos şi de repunere sub tensiune de jos în sus.

111. La aplicarea strategiei de repunere sub tensiune de sus în jos, OST gestionează conectarea consumului şi a producerii cu scopul de a restabili frecvenţa la frecvenţa nominală, cu o toleranţă maximă a abaterii maxime de frecvenţă în regim staţionar. OST aplică cerinţele privind conectarea consumului şi a producerii definite de responsabilul de frecvenţă, în cazul în care acesta este desemnat în conformitate cu secţiunea a 2-a cap. III din prezentul Titlu.

112. La aplicarea strategiei de repunere sub tensiune de jos în sus, OST gestionează conectarea consumului şi a producerii cu scopul de a restabili frecvenţa la frecvenţa-ţintă stabilită în conformitate cu subpct. 118.3.

113. În timpul repunerii sub tensiune, OST, după consultarea OSD, stabileşte şi notifică volumul de consum net care trebuie să fie reconectat la reţelele electrice de distribuţie. Fiecare OSD reconectează volumul notificat de consum net, respectând, în acelaşi timp, sincronizarea şi încărcarea automată a consumului şi ţinând cont de reconectarea automată a consumului şi a producerii în reţeaua sa electrică de distribuţie.

114. OST informează OST învecinaţi privind capacitatea sa de a sprijini o strategie de repunere sub tensiune de sus în jos.

115. Pentru activarea strategiei de repunere sub tensiune de sus în jos, OST solicită OST învecinaţi să sprijine repunerea sub tensiune. Acest sprijin poate consta în asistenţă pentru puterea activă, în conformitate cu pct.83-87. Atunci când primeşte o solicitare de asistenţă pentru repunerea sub tensiune, OST oferă asistenţa pentru repunere sub tensiune, cu excepţia cazului în care acest fapt ar declanşa starea de urgenţă sau de colaps a sistemului de transport al acestuia. În caz de indisponibilitate a aplicării strategiei de repunere sub tensiune de sus în jos, OST utilizează strategia de repunere sub tensiune de jos în sus.

Capitolul III

GESTIONAREA FRECVENŢEI

Secţiunea 1

Procedura de gestionare a frecvenţei

116. Procedura de gestionare a frecvenţei din planul de restaurare conţine un set de măsuri vizând restabilirea frecvenţei sistemului de transport la valoarea nominală a frecvenţei.

117. OST activează procedura de gestionare a frecvenţei:

117.1. pentru pregătirea procedurii de resincronizare, atunci când o zonă sincronă este divizată în mai multe regiuni sincronizate;

117.2. în cazul unor abateri de frecvenţă în zona sincronă; sau

117.3. în cazul repunerii sub tensiune.

118. Procedura de gestionare a frecvenţei include cel puţin:

118.1. o listă de acţiuni privind stabilirea parametrilor regulatorului frecvenţă-putere înainte de desemnarea responsabililor de frecvenţă;

118.2. desemnarea responsabililor de frecvenţă;

118.3. stabilirea frecvenţei-ţintă în cazul strategiei de repunere sub tensiune de jos în sus;

118.4. gestionarea frecvenţei după o abatere de frecvenţă;

118.5. gestionarea frecvenţei după divizarea zonei sincrone;

118.6. stabilirea volumului consumului şi a producerii care trebuie să fie reconectate, ţinând cont de rezervele disponibile de putere activă în regiunea sincronizată, pentru a evita abaterile de frecvenţă majore.

Secţiunea 2

Desemnarea responsabilului de frecvenţă

119. În timpul restaurării sistemului de transport, dacă o zonă sincronă este divizată în mai multe regiuni sincronizate, OST din fiecare regiune sincronizată desemnează un responsabil de frecvenţă, în conformitate cu pct.121.

120. În timpul restaurării sistemului de transport, dacă o zonă sincronă nu este divizată, dar frecvenţa sistemului depăşeşte limitele de frecvenţă pentru starea de alertă definită la pct.62 din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport, OST în comun cu operatorii sistemelor de transport din zona sincronă desemnează un responsabil de frecvenţă, în conformitate cu pct.121.

121. Operatorul sistemului de transport cu cel mai ridicat factor K estimat în timp real este desemnat responsabil de frecvenţă, cu excepţia cazului în care operatorii sistemelor de transport din regiunea sincronizată sau din zona sincronă convin să desemneze un alt operator al sistemului de transport ca responsabil de frecvenţă. În acest caz, operatorii sistemelor de transport din regiunea sincronizată sau din zona sincronă trebuie să ţină cont de următoarele criterii:

121.1. cantitatea de rezerve de putere activă disponibile şi în special rezervele pentru restabilirea frecvenţei;

121.2. capacităţile disponibile la interconexiuni;

121.3. disponibilitatea măsurătorilor frecvenţei ale operatorilor sistemelor de transport din regiunea sincronizată sau din zona sincronă;

121.4. disponibilitatea măsurătorilor la elementele critice din regiunea sincronizată sau din zona sincronă.

122. Prin derogare de la pct.121, în cazul în care mărimea zonei sincrone în cauză şi situaţia în timp real permit acest lucru, operatorii sistemelor de transport din zona sincronă pot desemna un responsabil de frecvenţă prestabilit.

123. Operatorul sistemului de transport desemnat ca responsabil de frecvenţă în temeiul pct.119, 120 informează, fără întârziere, ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă cu privire la desemnarea respectivă.

124. Responsabilul de frecvenţă desemnat acţionează în această calitate până când:

124.1. un alt responsabil de frecvenţă este desemnat pentru regiunea sa sincronizată;

124.2. un nou responsabil de frecvenţă este desemnat ca urmare a resincronizării regiunii sale sincronizate cu o altă regiune sincronizată; sau

124.3. până când zona sincronă a fost complet resincronizată, frecvenţa sistemului de transport se încadrează în intervalul de variaţie a frecvenţei standard, iar reglajul frecvenţă-putere asigurat de fiecare operator al sistemului de transport din zona sincronă este readus la starea de funcţionare normală, astfel cum este definită la pct.61 din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport.

Secţiunea 3

Gestionarea frecvenţei după o abatere de frecvenţă

125. În timpul restaurării sistemului de transport, dacă a fost desemnat un responsabil de frecvenţă în temeiul pct.121, toţi operatorii sistemelor de transport din zona sincronă, cu excepţia responsabilului de frecvenţă, suspendă, ca o primă măsură, activarea manuală a rezervelor pentru restabilirea frecvenţei şi a rezervelor de înlocuire.

126. Responsabilul de frecvenţă stabileşte, după consultarea celorlalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sincronă, modul de operare al reglajului frecvenţă-putere asigurat de către fiecare operator al sistemului de transport din zona sincronă.

127. Responsabilul de frecvenţă gestionează activarea manuală a rezervelor pentru restabilirea frecvenţei şi a rezervelor de înlocuire în zona sincronă, în scopul restabilirii frecvenţei zonei sincrone la frecvenţa nominală şi ţinând cont de limitele de siguranţă în funcţionare definite în temeiul pct.84-87 secţiunea a 8-a cap. I titlul I Partea a 2-a din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport. La cerere, fiecare operator al sistemului de transport din zona sincronă acordă sprijin responsabilului de frecvenţă.

Secţiunea 4

Gestionarea frecvenţei după divizarea zonei sincrone

128. În timpul restaurării sistemului de transport, dacă a fost desemnat un responsabil de frecvenţă în temeiul pct.121, toţi operatorii sistemelor de transport din fiecare regiune sincronizată, cu excepţia responsabilului de frecvenţă, suspendă ca o primă măsură activarea manuală a rezervelor pentru restabilirea frecvenţei şi a rezervelor de înlocuire.

129. Responsabilul de frecvenţă stabileşte, după consultarea celorlalţi operatori ai sistemelor de transport din regiunea sincronizată, modul de operare al reglajului frecvenţă-putere asigurat de către fiecare operator al sistemului de transport din regiunea sincronizată.

130. Responsabilul de frecvenţă gestionează activarea manuală a rezervelor pentru restabilirea frecvenţei şi a rezervelor de înlocuire în regiunea sincronizată, în scopul restabilirii frecvenţei regiunii sincronizate la frecvenţa-ţintă stabilită de responsabilul de resincronizare, dacă este cazul, în temeiul subpct. 136.1 şi ţinând cont de limitele de siguranţă în funcţionare stabilite în conformitate cu pct.84-87 secţiunea a 8-a cap. I titlul I partea a 2-a din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport. În cazul în care nu este numit un responsabil de resincronizare pentru regiunea sincronizată, responsabilul de frecvenţă va depune eforturile necesare pentru a restabili frecvenţa la frecvenţa nominală. La cerere, fiecare operator al sistemului de transport din regiunea sincronizată acordă sprijin responsabilului de frecvenţă.

Capitolul IV

RESINCRONIZAREA

Secţiunea 1

Procedura de resincronizare

131. Procedura de resincronizare din planul de restaurare include cel puţin:

131.1. desemnarea unui responsabil de resincronizare;

131.2. măsurile care permit OST să aplice o strategie de resincronizare; şi

131.3. limitele maxime pentru diferenţa unghiului de fază, diferenţele de frecvenţă şi de tensiune pentru liniile de conexiune.

Secţiunea 2

Desemnarea responsabilului de resincronizare

132. În timpul restaurării sistemului de transport, dacă două regiuni sincronizate pot fi resincronizate fără a pune în pericol siguranţa în funcţionare a sistemelor de transport, responsabilii de frecvenţă din aceste regiuni sincronizate desemnează un responsabil de resincronizare prin consultarea a cel puţin a operatorului sistemului de transport identificat drept potenţial responsabil de resincronizare/a operatorilor sistemelor de transport identificaţi drept potenţiali responsabili de resincronizare, şi cu respectarea prevederilor pct.133. Fiecare responsabil de frecvenţă informează fără întârziere toţi operatorii sistemelor de transport din regiunea sa sincronizată cu privire la responsabilul de resincronizare desemnat.

133. Pentru fiecare pereche de regiuni sincronizate care trebuie să fie resincronizate, responsabilul de resincronizare este operatorul sistemului de transport care:

133.1. operează cel puţin o staţie electrică echipată cu un dispozitiv de conectare cu control în sincronism la graniţa dintre cele două regiuni sincronizate care trebuie să fie resincronizate;

133.2. are acces la măsurătorile frecvenţei din ambele regiuni sincronizate;

133.3. are acces la măsurătorile tensiunii la staţiile electrice între care se situează punctele potenţiale de resincronizare; şi

133.4. este capabil să regleze tensiunea la punctele potenţiale de resincronizare.

134. În cazul în care criteriile menţionate la pct.133 sunt îndeplinite de mai mulţi operatori ai sistemelor de transport, este desemnat ca responsabil de resincronizare operatorul sistemului de transport cu cel mai mare număr de puncte potenţiale de resincronizare între cele două regiuni sincronizate, cu excepţia cazului în care responsabilii de frecvenţă din cele două regiuni sincronizate convin să desemneze un alt operator al sistemului de transport ca responsabil de resincronizare.

135. Responsabilul de resincronizare desemnat acţionează în această calitate până când:

135.1. un alt responsabil de resincronizare este desemnat pentru cele două regiuni sincronizate; sau

135.2. până când cele două regiuni sincronizate au fost resincronizate şi toate etapele de la secţiunea a 3-a cap. IV din prezentul Titlu au fost finalizate.

Secţiunea 3

Strategia de resincronizare

136. Înainte de resincronizare, responsabilul de resincronizare:

136.1. stabileşte, în conformitate cu limitele maxime menţionate la secţiunea a 1-a cap. IV din prezentul Titlu:

136.1.1. valoarea-ţintă a frecvenţei pentru resincronizare;

136.1.2. diferenţa maximă de frecvenţă între cele două regiuni sincronizate;

136.1.3. schimbul maxim de putere activă şi reactivă; şi

136.1.4. modul de operare al reglajului frecvenţă-putere.

136.2. selectează punctul de resincronizare, luând în considerare limitele de siguranţă în funcţionare în regiunile sincronizate;

136.3. stabileşte şi pregăteşte toate acţiunile necesare pentru resincronizarea celor două regiuni sincronizate la punctul de resincronizare;

136.4. stabileşte şi pregăteşte un set de acţiuni ulterioare pentru a crea conexiuni suplimentare între regiunile sincronizate; şi

136.5. evaluează nivelul de pregătire a regiunilor sincronizate pentru resincronizare, ţinând cont de condiţiile stabilite la subpct. 136.1.

137. Pentru îndeplinirea sarcinilor enumerate la pct.136, responsabilul de resincronizare se consultă cu responsabilii de frecvenţă din regiunile sincronizate implicate şi, în ceea ce priveşte sarcinile prevăzute la subpct. 136.2 – 136.5, se consultă, de asemenea, cu operatorii sistemelor de transport care operează staţiile electrice utilizate pentru resincronizare.

138. Fiecare responsabil de frecvenţă informează fără întârzieri nejustificate toţi operatorii sistemelor de transport din regiunea sa sincronizată cu privire la resincronizarea planificată.

139. Atunci când sunt îndeplinite toate condiţiile prevăzute la subpct. 136.1, responsabilul de resincronizare realizează resincronizarea prin activarea acţiunilor stabilite în conformitate cu subpct. 136.3 şi 136.4.

TITLUL IV

INTERACŢIUNI PE PIAŢA ENERGIEI ELECTRICE

Secţiunea 1

Procedura privind suspendarea activităţilor de piaţă

140. OST poate suspenda temporar una sau mai multe activităţi de piaţă prevăzute la pct.141 în unul din următoarele cazuri:

140.1. sistemul de transport al acestuia este în stare de colaps;

140.2. OST a epuizat toate opţiunile oferite de piaţă, iar continuarea activităţilor de piaţă în starea de urgenţă ar înrăutăţi una sau mai multe dintre condiţiile prevăzute la pct.63 din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport;

140.3. continuarea activităţilor de piaţă ar scădea în mod semnificativ eficacitatea procesului de restaurare a stării normale de funcţionare sau a stării de alertă;

140.4. instrumentele şi mijloacele de comunicare de care are nevoie OST pentru a facilita activităţile de piaţă nu sunt disponibile.

141. Următoarele activităţi de piaţă pot fi suspendate în temeiul pct.140:

141.1. furnizarea capacităţii interzonale pentru alocarea capacităţii la graniţele zonei de ofertare corespunzătoare pentru fiecare unitate de timp a pieţei atunci când se preconizează că sistemul de transport nu va fi readus la starea normală de funcţionare sau la starea de alertă;

141.2. depunerea de către un prestator de servicii de echilibrare a ofertelor de capacitate de echilibrare şi de energie de echilibrare;

141.3. furnizarea de către o parte responsabilă pentru echilibrare a unei poziţii echilibrate la sfârşitul intervalului de timp pentru ziua următoare, dacă termenii şi condiţiile privind echilibrarea impun acest lucru;

141.4. furnizarea de modificări ale poziţiei părţilor responsabile pentru echilibrare;

141.5. furnizarea programelor prevăzute la pct.395 şi 396 din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport;

141.6. alte activităţi relevante de piaţă a căror suspendare este considerată necesară pentru a conserva şi/sau pentru a restaura sistemul de transport.

142. În cazul suspendării activităţilor de piaţă în temeiul pct.140, la cererea OST, fiecare USS operează instalaţiile sale, dacă este posibil din punct de vedere tehnic, la o valoare de referinţă a puterii active stabilită de OST.

143. În cazul suspendării activităţilor de piaţă în temeiul pct.140, OST poate suspenda integral sau parţial funcţionarea proceselor sale afectate de o astfel de suspendare.

144. În cazul suspendării activităţilor de piaţă în temeiul pct.140, OST îşi coordonează acţiunea cel puţin cu următoarele părţi:

144.1. operatorii sistemelor de transport din regiunile de calcul al capacităţilor din care face parte OST;

144.2. operatorii sistemelor de transport cu care OST a încheiat acorduri pentru coordonarea echilibrării;

144.3. OPEED şi altor entităţi cărora le-au fost delegate/atribuite obligaţii sau atribuţii specifice pe pieţele de energie electrică în conformitate cu Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor din zona sa de control;

144.4. operatorii sistemelor de transport din blocul de reglaj frecvenţă-putere din care face parte OST;

144.5. entitatea care calculează capacitatea coordonată (calculatorul capacităţii coordonate) din regiunile de calcul al capacităţilor din care face parte OST.

145. În cazul suspendării activităţilor de piaţă, OST lansează procedura de comunicare prevăzută la secţiunea a 4-a din prezentul Titlu.

Secţiunea 2

Reguli privind suspendarea şi restabilirea activităţilor de piaţă

146. OST elaborează şi supune spre aprobare ANRE, în conformitate cu atribuţiile acesteia prevăzute la art.9 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, o propunere de reguli privind suspendarea şi restabilirea activităţilor de piaţă. Regulile respective se publică pe site-ul web al OST, după aprobarea lor de către ANRE.

147. Regulile privind suspendarea şi restabilirea activităţilor de piaţă trebuie să fie compatibile, în măsura posibilului, cu:

147.1. reguli privind furnizarea capacităţii interzonale în cadrul regiunilor de calcul al capacităţilor în cauză;

147.2. reguli privind depunerea de către furnizorii de servicii de echilibrare a ofertelor de capacitate de echilibrare şi de energie de echilibrare care rezultă din acorduri cu alţi operatori ai sistemelor de transport pentru coordonarea echilibrării;

147.3. reguli privind furnizarea de către o parte responsabilă pentru echilibrare a unei poziţii echilibrate la sfârşitul intervalului de timp pentru ziua următoare, dacă termenii şi condiţiile privind echilibrarea impun acest lucru;

147.4. reguli privind furnizarea de modificări ale poziţiei părţilor responsabile pentru echilibrare; şi

147.5. reguli privind furnizarea programelor prevăzute la pct.385 şi 386 din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport.

148. La elaborarea regulilor privind suspendarea şi restabilirea activităţilor de piaţă, OST converteşte situaţiile prevăzute la pct.140 în parametri definiţi în mod obiectiv, ţinând cont de următorii factori:

148.1. procentul de deconectare a consumului în zona RFP a OST care corespunde:

148.1.1. incapacităţii unui procentaj important de părţi responsabile pentru echilibrare de a-şi menţine echilibrul; sau

148.1.2. necesităţii ca OST să nu urmeze procesele de echilibrare obişnuite pentru a efectua în mod eficient repunerea sub tensiune;

148.2. procentul de deconectare a producerii în zona RFP a OST care corespunde incapacităţii unei proporţii importante a părţilor responsabile pentru echilibrarea de a-şi menţine echilibrul;

148.3. proporţia şi distribuţia geografică a elementelor sistemului de transport care nu sunt disponibile, corespunzând:

148.3.1. desincronizării unei părţi semnificative a zonei RFP, ceea ce face ca procesele de echilibrare obişnuite să fie contraproductive; sau

148.3.2. reducerii la zero a capacităţii interzonale la graniţa (graniţele) unei zone de ofertare;

148.4. incapacitatea următoarelor entităţi afectate de a-şi executa activităţile de piaţă din unul sau mai multe motive independente de voinţa lor:

148.4.1. părţile responsabile pentru echilibrare;

148.4.2. furnizorii de servicii de echilibrare;

148.4.3. OPEED şi alte entităţi cărora le-au fost delegate/atribuite obligaţii sau atribuţii specifice pe pieţele de energie electrică în conformitate cu Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor.

148.4.4. OSD ale căror reţele electrice de distribuţie sunt racordate la sistemul de transport.

148.5. absenţa unor instrumente şi mijloace de comunicare care să funcţioneze în mod corespunzător, necesare pentru a îndeplini:

148.5.1. cuplarea unică a pieţelor pentru ziua următoare sau a pieţelor intrazilnice sau orice mecanism de alocare explicită a capacităţilor; sau

148.5.2. procesul de restabilire a frecvenţei; sau

148.5.3. procesul de înlocuire a rezervelor; sau

148.5.4. prezentarea de către o parte responsabilă pentru echilibrare a unei poziţii echilibrate în intervalul de timp pentru ziua următoare şi prezentarea unei modificări a poziţiei sale; sau

148.5.5. furnizarea programelor prevăzute la pct.385 şi 386 din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport.

149. Regulile privind suspendarea şi restabilirea activităţilor de piaţă definesc un interval de timp care trebuie respectat pentru aplicarea fiecărui parametru definit în temeiul pct.148, înainte de a începe procedura de suspendare a activităţilor de piaţă.

150. OST evaluează în timp real parametrii definiţi în temeiul pct.148, pe baza informaţiilor aflate la dispoziţia sa.

151. OST are obligaţia de prezenta ENTSO-E informaţiile necesare pentru pregătirea şi transmiterea de către ultimul, în conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, a raportului privind nivelul de armonizare a regulilor privind suspendarea şi restabilirea activităţilor de piaţă.

Secţiunea 3

Procedura privind restabilirea activităţilor de piaţă

152. OST, în coordonare cu OPEED care îşi desfăşoară activitatea în zona sa de control şi cu OST învecinaţi, lansează procedura privind restabilirea activităţilor de piaţă suspendate în temeiul pct.140, în cazul în care:

152.1. situaţia care a determinat suspendarea a luat sfârşit şi nu se aplică nicio altă situaţie prevăzută la pct.140;

152.2. entităţile prevăzute la pct.160 au fost informate în modul corespunzător în prealabil, în conformitate cu secţiunea a 4-a din prezentul Titlu.

153. OST, în coordonare cu OST învecinaţi, lansează restabilirea proceselor OST afectate de suspendarea activităţilor de piaţă atunci când sunt îndeplinite condiţiile prevăzute la pct.152 sau înainte, dacă este necesar să se restabilească activităţile de piaţă.

154. OPEED, în coordonare cu OST şi entităţile prevăzute la pct.144, lansează restabilirea proceselor relevante de cuplare a pieţelor pentru ziua următoare şi/sau a pieţelor intrazilnice de îndată ce OST notifică faptul că procesele sale au fost restabilite.

155. Atunci când furnizarea capacităţii interzonale a fost suspendată şi ulterior restabilită, OST actualizează valoarea capacităţilor interzonale pentru alocarea capacităţii utilizând, dintre opţiunile de mai jos, opţiunea cea mai fezabilă şi mai eficientă pentru fiecare unitate de timp a pieţei:

155.1. utilizarea celor mai recente capacităţi interzonale disponibile, calculate de către calculatorul capacităţii coordonate;

155.2. lansarea proceselor de calcul al capacităţii regionale, aplicabile în conformitate cu secţiunile a 15-a şi a 16-a cap. I titlul II din Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor;

155.3. stabilirea, în coordonare cu operatorii sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor, a capacităţilor interzonale pe baza condiţiilor fizice reale ale reţelei electrice de transport.

156. În cazul în care o parte din întreaga zonă cuplată în care activităţile de piaţă au fost suspendate a revenit la starea normală de funcţionare sau la starea de alertă, OPEED din zona respectivă are (au) dreptul să execute o cuplare a pieţelor într-o parte a întregii zone cuplate, în consultare cu OST şi entităţile prevăzute la pct.144, cu condiţia ca OST să fi restabilit procesul de calcul al capacităţilor.

157. În termen de cel mult 30 de zile de la restabilirea activităţilor de piaţă, OST şi/sau operatorii sistemelor de transport care au suspendat şi restabilit activităţile de piaţă elaborează, inclusiv în engleză, un raport, care include o explicaţie detaliată privind justificarea, privind punerea în aplicare şi privind impactul suspendării activităţilor de piaţă, precum şi o analiză privind conformitatea cu regulile privind suspendarea şi restabilirea activităţilor de piaţă. OST prezintă raportul respectiv ANRE, în conformitate cu atribuţiile acesteia prevăzute la art.9 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, şi îl pune la dispoziţia entităţilor menţionate la pct.160.

158. ANRE sau Comitetul de Reglementare al Comunităţii Energetice, în conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, pot emite o recomandare către OST pentru a promova bunele practici şi a preveni incidentele similare în viitor.

Secţiunea 4

Procedura de comunicare

159. Regulile privind suspendarea şi restabilirea activităţilor de piaţă elaborate în conformitate cu secţiunea a 2-a din prezentul Titlu conţin, de asemenea, o procedură de comunicare care prezintă în detaliu sarcinile şi acţiunile pe care ar trebui să le îndeplinească fiecare parte, în conformitate cu diferitele sale roluri în timpul suspendării şi restabilirii activităţilor de piaţă.

160. Procedura de comunicare prevede necesitatea transmiterii informaţiilor, simultan, următoarelor entităţi:

160.1. părţilor prevăzute la pct.144;

160.2. părţilor responsabile pentru echilibrare;

160.3. furnizorilor de servicii de echilibrare;

160.4. OSD ale căror instalaţii/reţele electrice de distribuţie sunt racordate la sistemul de transport;

160.5. ANRE, în conformitate cu atribuţiile acesteia prevăzute la art.9 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică.

161. Procedura de comunicare include cel puţin următoarele etape:

161.1. notificarea de către OST a faptului că activităţile de piaţă au fost suspendate în conformitate cu secţiunea a -1-a din prezentul Titlu;

161.2. notificarea de către OST a celei mai exacte estimări privind data şi ora restaurării funcţionării sistemului de transport;

161.3. notificarea unei eventuale suspendări a activităţilor de către OPEED şi alte entităţi desemnate să efectueze activităţi de piaţă în conformitate cu Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor şi cu Liniile directoare privind alocarea capacităţii pe piaţa pe termen lung;

161.4. actualizările efectuate de OST cu privire la procesul de restaurare a sistemului de transport;

161.5. notificarea de către entităţile menţionate la subpct. 160.1 – 160.4 a faptului că instrumentele de piaţă şi sistemele de comunicare ale acestora sunt operaţionale;

161.6. notificarea de către OST a faptului că sistemul de transport a fost readusă la starea normală de funcţionare sau la starea de alertă;

161.7. notificarea de către OPEED şi alte entităţi cărora le-au fost delegate/atribuite obligaţii sau atribuţii specifice pe pieţele de energie electrică în conformitate cu Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor cu privire la cea mai exactă estimare privind data şi ora la care vor fi restabilite activităţile de piaţă; şi

161.8. confirmarea de către OPEED şi alte entităţi cărora le-au fost delegate/atribuite obligaţii sau atribuţii specifice pe pieţele de energie electrică în conformitate cu Liniile directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor a faptului că activităţile de piaţă au fost restabilite.

162. Toate notificările şi actualizările transmise de OST, de OPEED, precum şi de alte entităţi cărora le-au fost delegate/atribuite obligaţii sau atribuţii specifice pe pieţele de energie electrică prevăzute la pct.161 se publică pe site-urile web ale acestor entităţi. Atunci când notificarea sau actualizarea pe site-ul web nu este posibilă, entitatea care are obligaţia de a realiza notificarea informează, prin e-mail sau prin alte mijloace disponibile, cel puţin acele părţi care participă în mod direct în activităţile de piaţă suspendate.

163. Notificarea vizată la subpct 161.5 se transmite prin e-mail sau prin orice alte mijloace disponibile OST.

Secţiunea 5

Reguli privind decontarea în cazul suspendării activităţilor de piaţă

164. OST elaborează şi supune spre aprobare ANRE, în conformitate cu atribuţiile acesteia prevăzute la art.9 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, o propunere de reguli privind decontarea dezechilibrelor şi decontarea capacităţii de echilibrare şi a energiei de echilibrare, care se aplică pentru perioadele de decontare a dezechilibrelor în care activităţile de piaţă au fost suspendate. OST poate propune aceleaşi reguli pe care le aplică în cazul operaţiunilor normale. Regulile respective se publică pe site-ul web al OST, după aprobarea lor de către ANRE.

165. OST poate delega unei sau mai multor părţi terţe sarcinile care îi revin în conformitate cu pct.164, cu condiţia ca partea terţă respectivă să poată exercita funcţia delegată cel puţin la fel de eficient ca OST. ANRE poate atribui unei sau mai multor părţi terţe sarcinile prevăzute la pct.164, cu condiţia ca partea terţă respectivă să poată exercita funcţia atribuită cel puţin la fel de eficient ca OST.

166. Regulile prevăzute la pct.164 se referă la operaţiunile de decontare ale OST şi ale părţilor terţe, dacă este cazul, cu părţile responsabile pentru echilibrare, precum şi cu furnizorii de servicii de echilibrare.

167. Regulile elaborate în conformitate cu pct.164:

167.1. asigură neutralitatea financiară a OST şi a parţii terţe respective prevăzute la pct.164.

167.2. evită distorsionarea stimulentelor sau stimulentele contraproductive pentru părţile responsabile pentru echilibrare, furnizorii de servicii de echilibrare şi OST;

167.3. stimulează părţile responsabile pentru echilibrare să depună eforturile necesare pentru menţinerea echilibrului sau să contribuie la restabilirea echilibrului în sistem;

167.4. evită să impună sancţiuni financiare părţilor responsabile pentru echilibrare şi furnizorilor de servicii de echilibrare ca urmare a efectuării acţiunilor solicitate de OST;

167.5. descurajează suspendarea activităţilor de piaţă de către OST, cu excepţia cazului în care acest lucru este strict necesar, şi stimulează OST să restabilească activităţile de piaţă cât mai curând posibil;

167.6. stimulează furnizorii de servicii de echilibrare să furnizeze OST conector servicii care contribuie la restaurarea stării normale de funcţionare.

TITLUL V

SCHIMB DE INFORMAŢII ŞI COMUNICARE, INSTRUMENTE ŞI INSTALAŢII

Secţiunea 1

Schimb de informaţii

168. Suplimentar prevederilor pct.145 – 191 titlul II partea a 2-a din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport, atunci când sistemul de transport se află în stare de urgenţă, de colaps sau de restaurare, OST este în drept să colecteze următoarele informaţii:

168.1. de la OSD identificaţi în conformitate cu subpct. 95.2, informaţiile necesare care se referă cel puţin la următoarele elemente:

168.1.1. partea din reţeaua electrică de distribuţie care funcţionează în regim insularizat;

168.1.2. capacitatea de a sincroniza părţile din reţeaua electrică de distribuţie care funcţionează în regim insularizat;

168.1.3. capacitatea de a trece la funcţionarea în regim insularizat a reţelei electrice de distribuţie.

168.2. de la USS identificaţi în conformitate cu pct.95 şi de la furnizorii de servicii de restaurare, informaţii cu privire la cel puţin următoarele condiţii:

168.2.1. situaţia actuală a instalaţiei;

168.2.2. limitele de funcţionare;

168.2.3. durata totală a activării şi timpul necesar pentru creşterea producerii; şi

168.2.4. procesele cu durată critică.

169. În timpul stării de urgenţă, de colaps sau de restaurare, în vederea aplicării procedurilor planului de apărare şi ale procedurilor planului de restaurare, OST prezintă în timp util următoarele informaţii, în măsura în care acestea sunt cunoscute de OST:

169.1. către OST învecinaţi informaţii cu privire la cel puţin următoarele elemente:

169.1.1. suprafaţa şi graniţele regiunii sau ale regiunilor sincronizate din care face parte zona sa de control;

169.1.2. restricţii privind operarea regiunii sincronizate;

169.1.3. durata maximă şi cantitatea de putere activă şi reactivă care poate fi furnizată prin interconexiuni; şi

169.1.4. orice alte restricţii tehnice sau organizatorice.

169.2. către responsabilul de frecvenţă din regiunea sa sincronizată, informaţii cu privire la cel puţin următoarele elemente:

169.2.1. restricţii privind menţinerea funcţionării în regim insularizat;

169.2.2. consumul şi producerea suplimentare disponibile; şi

169.2.3. existenţa unor rezerve operaţionale;

169.3. către OSD ale căror reţele electrice de distribuţie sunt racordate la sistemul de transport, identificaţi în conformitate cu subpct. 38.2 şi 95.2, informaţii cu privire la cel puţin următoarele elemente:

169.3.1. starea sistemului său de transport;

169.3.2. limitele privind puterea activă şi reactivă, sincronizarea şi încărcarea automată a sarcinii, poziţia plotului şi a întrerupătorului de circuit la punctele de racordare;

169.3.3. informaţii privind starea actuală şi planificată a modulelor de generare racordate la reţelele electrice de distribuţie ale OSD, dacă OSD nu are acces direct la aceste informaţii;

169.3.4. toate informaţiile necesare care să permită coordonarea ulterioară cu părţile ale căror instalaţii sunt racordate la reţelele electrice de distribuţie.

169.4. către furnizorii de servicii de apărare, informaţii cu privire la cel puţin următoarele elemente:

169.4.1. starea sistemului său de transport; şi

169.4.2. măsurile planificate care necesită participarea furnizorilor de servicii de apărare;

169.5. către OSD şi USS identificaţi în conformitate cu pct.95 şi furnizorilor de servicii de restaurare, informaţii cu privire la cel puţin următoarele elemente:

169.5.1. starea sistemului său de transport;

169.5.2. capacitatea şi planurile de repunere sub tensiune a dispozitivelor de cuplare; şi

169.5.3. măsurile planificate realizarea cărora necesită participarea lor.

170. OST şi operatorii sistemelor de transport ale căror sisteme de transport sunt în stare de urgenţă, de colaps sau de restaurare fac schimb de informaţii cel puţin cu privire la următoarele elemente:

170.1. circumstanţele care au condus la starea actuală a sistemului de transport, în măsura în care sunt cunoscute; şi

170.2. eventualele probleme care ar putea necesita asistenţă pentru puterea activă.

171. Atunci când sistemul de transport se află în stare de urgenţă, de colaps sau de restaurare, OST prezintă, în timp util, informaţii despre starea sistemului său de transport şi, în cazul în care sunt disponibile, informaţii suplimentare care să explice situaţia sistemului său de transport:

171.1. către OPEED, care pun aceste informaţii la dispoziţia participanţilor la piaţă, astfel cum este prevăzut la secţiunea a 4-a titlul IV;

171.2. către ANRE în conformitate cu atribuţiile acesteia prevăzute la art.9 din Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică; şi

171.3. oricărei alte părţi relevante, după caz.

172. OST informează fiecare parte afectată cu privire la planul de teste elaborat în conformitate cu pct.184 şi 185.

Secţiunea 2

Sisteme de comunicaţii

173. Fiecare OSD şi USS identificat în conformitate cu subpct. 95.2 şi 95.3, fiecare furnizor de servicii de restaurare şi OST trebuie să dispună de un sistem de comunicaţii de voce cu o redundanţă a echipamentelor şi surse de alimentare de rezervă suficiente pentru a permite schimbul de informaţii necesar pentru punerea în aplicare a planului de restaurare timp de mai mult de 24 de ore, în cazul lipsei totale a alimentării cu energie electrică de la o sursă externă sau în cazul defectării oricărui echipament individual de comunicaţii prin voce.

174. OST stabileşte, în consultare cu OSD şi USS identificaţi în conformitate cu pct.95 şi cu furnizorii de servicii de restaurare, cerinţele tehnice care trebuie îndeplinite de sistemele lor de comunicaţii de voce, precum şi de sistemul de comunicaţii de voce al OST, pentru a permite interoperabilitatea acestora şi pentru a garanta faptul că apelul de intrare al OST poate fi identificat de către cealaltă parte şi poate fi preluat imediat.

175. OST stabileşte, în consultare cu OST învecinaţi şi cu ceilalţi operatori ai sistemelor de transport din zona sa sincronă, cerinţele tehnice care trebuie îndeplinite de sistemele lor de comunicaţii de voce, precum şi de sistemul de comunicaţii de voce al OST, pentru a permite interoperabilitatea acestora şi pentru a garanta faptul că apelul de intrare al OST poate fi identificat de către cealaltă parte şi poate fi preluat imediat.

176. Prin derogare de la pct.173, USS identificaţi în conformitate cu subpct. 95.3 care operează module de generare de tip B şi furnizorii de servicii de restaurare care operează module de generare de tip A sau B pot dispune doar de un sistem de comunicaţii de date, în locul unui sistem de comunicaţii de voce, în cazul în care acest lucru este convenit cu OST. Acest sistem de comunicaţii de date trebuie să corespundă cerinţelor prevăzute la pct.173 şi 174.

177. Adiţional sistemului de comunicaţii de voce, OST trebuie să se folosească un sistem de comunicaţii suplimentar pentru a sprijini punerea în aplicare a planului de restaurare. Sistemul de comunicaţii suplimentar trebuie să corespundă cerinţelor prevăzute la pct.173.

Secţiunea 3

Instrumente şi instalaţii

178. OST pune la dispoziţie instrumentele şi instalaţiile critice prevăzute la secţiunea a 7-a cap. I titlul I partea a 2-a din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport pe o durată de timp de cel puţin 24 de ore, în cazul pierderii sursei de alimentare principală.

179. Fiecare OSD şi USS identificat în conformitate cu pct.95, precum şi fiecare furnizor de servicii de restaurare pune la dispoziţie instrumentele şi instalaţiile critice prevăzute la secţiunea a 7- cap. I titlul I Partea a 2-a din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport şi utilizate în conformitate cu planul de restaurare, pe o perioadă de timp de cel puţin 24 de ore, în cazul pierderii sursei de alimentare principală, astfel cum este prevăzut de OST.

180. OST deţine cel puţin o cameră de comandă de rezervă separată din punct de vedere geografic. Camera de comandă de rezervă trebuie să includă cel puţin instrumentele şi instalaţiile critice prevăzute la secţiunea a 7-a cap I titlul I partea a 2-a din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport. OST asigură existenţa unei surse de alimentare de rezervă pentru camera de comandă de rezervă în scopul alimentării acesteia cu energie electrică timp de cel puţin 24 de ore în cazul pierderii sursei de alimentare principale.

181. OST elaborează o procedură de transfer a funcţiilor din camera de comandă principală către camera de comandă de rezervă în cel mai scurt timp posibil, însă care nu depăşeşte trei ore. Procedura include operarea sistemului de transport pe perioada transferului.

182. Staţiile electrice identificate ca fiind esenţiale pentru procedurile din planul de restaurare, prevăzute la pct.95, trebuie să fie în stare de funcţionare timp de cel puţin 24 de ore în cazul pierderii sursei de alimentare principale.

TITLUL VI

CONFORMITATE ŞI EXAMINARE

Capitolul I

TESTAREA CONFORMITĂŢII CAPACITĂŢILOR OST, OSD ŞI USS

Secţiunea 1

Principii generale

183. OST evaluează periodic buna funcţionare a tuturor echipamentelor şi a capacităţilor prevăzute în planul de apărare şi în planul de restaurare. În acest scop, OST verifică periodic corespunderea echipamentelor şi a capacităţilor respective cu cerinţele stabilite în pct.113, 194, 294, 522 şi 523 din Codul privind racordarea.

184. OST elaborează un plan de teste în consultare cu OSD şi USS identificaţi în conformitate cu pct.38 şi 95, cu furnizorii de servicii de apărare şi cu furnizorii de servicii de restaurare. Planul de teste elaborat de OST identifică echipamentele şi capacităţile lor relevante pentru planul de apărare şi pentru planul de restaurare care trebuie testate.

185. Planul de teste include periodicitatea şi condiţiile de efectuare a testelor, în conformitate cu cerinţele minime prevăzute la secţiunile 2-5 cap. I din prezentul Titlu. Planul de teste respectă metodologia stabilită în Codul privind racordarea în ceea ce priveşte capacitatea testată corespunzătoare. În cazul instalaţiilor USS care nu fac obiectul Codului privind racordarea, planul de teste se elaborează cu respectarea prevederilor din legislaţia naţională.

186. Pe parcursul efectuării testelor, OST, OSD, USS, furnizorii de servicii de apărare şi furnizorii de servicii de restaurare nu pun în pericol siguranţa în funcţionare a sistemului de transport şi a sistemului de transport interconectat. Testele se efectuează în aşa fel încât să minimizeze impactul asupra utilizatorilor de sistem.

187. Testul este considerat reuşit în cazul în care întruneşte condiţiile stabilite de OST în conformitate cu pct.185. În cazul în care rezultatele unui test nu întrunesc condiţiile respective, OST, OSD, USS, furnizorul de servicii de apărare şi furnizorul de servicii de restaurare repetă testul.

Secţiunea 2

Testarea conformităţii capacităţilor modulelor de generare

188. Fiecare furnizor de servicii de restaurare care exploatează un modul de generare ce furnizează servicii de pornire fără sursă de tensiune din sistem efectuează un test privind capacitatea de pornire fără sursă de tensiune din sistem cel puţin o dată la trei ani, în conformitate cu cerinţele prevăzute la pct.133 din Codul privind racordarea.

189. Fiecare furnizor de servicii care exploatează un modul de generare ce furnizează un serviciu de resincronizare rapidă efectuează un test privind izolarea pe servicii proprii după orice modificări ale echipamentelor care au un impact asupra capacităţii de funcţionare izolată pe servicii proprii sau după două încercări nereuşite de izolare pe servicii proprii în timpul funcţionării reale, în conformitate cu cerinţele prevăzute la pct.134 din Codul privind racordarea.

Secţiunea 3

Testarea conformităţii locurilor de consum dispecerizabil

190. Fiecare furnizor de servicii de apărare care furnizează servicii de consum dispecerizabil efectuează un test privind modificarea consumului de energie electrică după două răspunsuri consecutive nereuşite în timpul funcţionării reale sau cel puţin o dată pe an, în conformitate cu cerinţele prevăzute la pct.321 din Codul privind racordarea.

191. Fiecare furnizor de servicii de apărare care furnizează servicii de consum dispecerizabil prin deconectarea consumului la scăderea frecvenţei efectuează un test privind deconectarea consumului la scăderea frecvenţei într-un termen care trebuie să fie stabilit la nivel naţional şi în conformitate cu cerinţele prevăzute la pct.306 din Codul privind racordarea, pentru locurile de consum racordate la sistemul de transport sau în conformitate cu o metodologie similară definită de către OST pentru alte locuri de consum.

Secţiunea 4

Testarea conformităţii capacităţilor HVDC

192. Fiecare furnizor de servicii de restaurare care dispune de un sistem HVDC ce furnizează un serviciu de pornire fără sursă de tensiune din sistem efectuează un test privind capacitatea de pornire fără sursă de tensiune din sistem cel puţin o dată la trei ani, în conformitate cu cerinţele prevăzute la punctul 545 din Codul privind racordarea.

Secţiunea 5

Testarea conformităţii releelor pentru deconectarea

consumului la frecvenţă scăzută

193. OST şi OSD efectuează testele privind releele pentru deconectarea consumului la scăderea frecvenţei din cadrul instalaţiilor sale, într-un termen care trebuie să fie stabilit la nivel naţional şi în conformitate cu metodologia prevăzută la pct.307 şi 316 din Codul privind racordarea.

Secţiunea 6

Testarea sistemelor de comunicaţii

194. Fiecare OSD şi USS identificaţi în conformitate cu pct.95, OST, precum şi fiecare furnizor de servicii de restaurare testează sistemele de comunicaţii prevăzute la secţiunea a 2-a titlul V cel puţin o dată pe an.

195. Fiecare OSD şi USS identificaţi în conformitate cu pct.95, OST, precum şi fiecare furnizor de servicii de restaurare testează sursa de alimentare de rezervă a propriilor sisteme de comunicaţii cel puţin o dată la cinci ani.

196. OST, în consultare cu alţi operatori ai sistemelor de transport, defineşte un plan de teste pentru testarea comunicării dintre aceştia.

Secţiunea 7

Testarea instrumentelor şi a instalaţiilor

197. OST testează capacitatea surselor de alimentare principale şi de rezervă privind alimentarea cu energie electrică a camerei de comandă principale şi a camerei de comandă de rezervă specificate la secţiunea a 3-a titlul V, cel puţin o dată pe an.

198. OST testează funcţionalitatea instrumentelor şi a instalaţiilor critice prevăzute la pct.81 - 83 secţiunea a 7-a cap. I titlul I Partea a 2-a din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport, cel puţin o dată la trei ani, testarea vizând atât instrumentele şi instalaţiile principale, cât şi cele de rezervă. În cazul în care instrumentele şi instalaţiile respective implică OSD sau USS, aceste părţi participă la teste.

199. OST testează capacitatea surselor de alimentare de rezervă de a furniza serviciile esenţiale ale staţiilor electrice identificate ca fiind esenţiale pentru procedurile din planul de restaurare, prevăzute la pct.95, cel puţin o dată la cinci ani. În cazul staţiilor electrice din reţelele electrice de distribuţie, testul este efectuat de OSD.

200. OST testează procedura de transfer a funcţiilor din camera de comandă principală în camera de comandă de rezervă, prevăzută la pct.181, cel puţin o dată pe an.

Capitolul II

TESTAREA CONFORMITĂŢII ŞI EXAMINAREA PERIODICĂ

PLANULUI DE APĂRARE ŞI A PLANULUI DE RESTAURARE

Secţiunea 1

Testarea conformităţii şi examinarea periodică a planului de apărare

201. Fiecare OSD vizat de aplicarea deconectării consumului la scăderea frecvenţei, prin intermediul instalaţiilor sale, actualizează o dată pe an comunicarea transmisă operatorului de sistem notificator prevăzut la subpct. 46.2. Comunicarea include valorile de frecvenţă la care este efectuată deconectarea consumului net şi procentul de consum net deconectat la fiecare din aceste valori.

202. OST monitorizează implementarea corespunzătoare a deconectării consumului la scăderea frecvenţei, pe baza comunicării scrise anuale, prevăzute la pct.201 şi pe baza detaliilor privind implementarea acţiunilor în raport cu instalaţiile OST, dacă este cazul.

203. OST îşi examinează întregul plan de apărare cel puţin o dată la cinci ani, pentru a evalua eficacitatea acestuia. În cadrul examinării, OST ia în considerare cel puţin:

203.1. dezvoltarea şi evoluţia sistemului său de transport de la ultima examinare a planului de apărare sau de la elaborarea primei versiuni a planului de apărare;

203.2. capacităţile noilor echipamente din reţelele electrice de transport şi din reţelele electrice de distribuţie instalate de la ultima examinare planului de apărare sau de la elaborarea primei versiuni a planului de apărare;

203.3. USS desemnaţi la ultima examinare a planului de apărare sau la elaborarea primei versiuni a planului de apărare, capacităţile instalaţiilor lor şi serviciile relevante oferite;

203.4. testele efectuate şi analiza incidentelor din sistemul de transport în conformitate cu pct.199 din Liniile directoare privind operarea sistemului de transport; şi

203.5. datele privind funcţionarea sistemului de transport colectate în timpul funcţionării normale şi după o perturbare a funcţionării sistemului de transport.

204. OST examinează măsurile relevante din planul de apărare în conformitate cu pct.203 înainte de orice modificare importantă a configuraţiei reţelei electrice de transport.

205. În cazul în care identifică necesitatea de a adapta planul de apărare, OST îl modifică şi pune în aplicare aceste modificări, cu respectarea subpct. 11.3 şi 11.4 şi cu secţiunile 1 şi 2 cap. I titlul II.

Secţiunea 2

Testarea conformităţii şi examinarea periodică a planului de restaurare

206. OST examinează măsurile din planul de restaurare cu ajutorul unor teste de simulare computerizate, folosind datele de la OSD identificaţi în conformitate cu pct.95 şi de la furnizorii de servicii de restaurare, cel puţin o dată la cinci ani. OST defineşte aceste teste de simulare într-o procedură de testare dedicată care vizează cel puţin următoarele elemente:

206.1. traseul repunerii sub tensiune de către furnizorii de servicii de restaurare cu capacităţi de pornire fără sursă de tensiune din sistem sau cu capacităţi de funcţionare în regim insularizat;

206.2. alimentarea cu energie electrică a principalelor elemente auxiliare ale modulelor de generare;

206.3. procesul de reconectare a consumului; şi

206.4. procesul de resincronizare a reţelelor electrice care sunt în regim insularizat.

207. Suplimentar, în cazul în care OST consideră că acest lucru este necesar pentru eficacitatea planului de restaurare, OST efectuează testarea operaţională a unor părţi din planul de restaurare, în coordonare cu OSD identificaţi în conformitate cu pct.95 şi cu furnizorii de servicii de restaurare. OST stabileşte testele operaţionale în cauză în consultare cu OSD şi cu furnizorii de servicii de restaurare, în cadrul unei proceduri de testare dedicate.

208. OST examinează planul de restaurare cel puţin o dată la cinci ani, pentru a evalua eficacitatea implementării lui.

209. OST examinează măsurile relevante din planul de restaurare în conformitate cu pct.206 şi examinează eficacitatea implementării acestor măsuri înainte de orice modificare importantă a configuraţiei reţelei electrice.

210. În cazul în care identifică necesitatea de a adapta planul de restaurare, OST îl modifică şi pune în aplicare aceste modificări în conformitate cu respectarea subpct. 11.3 şi 11.4 şi a secţiunilor a 1-a şi a 2-a cap. I titlul III.

TITLUL VII

PUNEREA ÎN APLICARE

Secţiunea 1

Monitorizarea

211. În conformitate cu cadrul normativ al Comunităţii Energetice, ENTSO-E monitorizează implementarea prevederilor prezentului Cod sub aspectele prevăzute la pct.212. Până la obţinerea de către OST a statutului de membru cu drepturi depline al ENTSO-E datele necesare ENTSO-E în legătură cu exercitarea funcţiei de monitorizare se colectează de către Secretariatul Comunităţii Energetice, iar OST este obligat să-i transmită Secretariatului Comunităţii Energetice datele corespunzătoare.

212. Monitorizarea de către ENTSO-E vizează, în special, următoarele aspecte:

212.1. identificarea eventualelor divergenţe în ceea ce priveşte punerea în aplicare la nivel naţional a prezentului Cod în cazul elementelor prevăzute la pct.11;

212.2. evaluarea coerenţei planurilor de apărare şi a planurilor de restaurare puse în aplicare de OST în conformitate cu secţiunea a 4-a tilul I;

212.3. pragurile peste care impactul acţiunilor unuia sau mai multor OST ale căror sisteme de transport sunt în stare de urgenţă, de colaps sau de restaurare este considerat semnificativ pentru alţi operatori ai sistemelor de transport din regiunea de calcul al capacităţilor, în conformitate cu secţiunea a 4-a titlul I;

212.4. nivelul de armonizare a regulilor de suspendare şi de restabilire a activităţilor de piaţă definite de către OST în conformitate cu pct.146 şi în scopul întocmirii de către ENTSO-EE a raportului prevăzut la pct.151;

212.5. nivelul de armonizare a regulilor privind decontarea dezechilibrelor şi decontarea energiei de echilibrare în cazul suspendării activităţilor de piaţă, conform celor prevăzute la secţiunea a 5-a titlul IV.

213. După obţinerea statutului de membru cu drepturi depline al ENTSO-E, OST prezintă ENTSO-E informaţiile necesare pentru realizarea de către ultimul a funcţiei de monitorizare prevăzute la pct.211.

214. În urma unei solicitări din partea ANRE în conformitate cu Legea nr.164/2025 cu privire la energia electrică, OSD şi entităţile prevăzute la pct.165 prezintă OST informaţiile stabilite într-o listă elaborată de ACER, cu excepţia cazului în care ANRE, OST, Comitetul de Reglementare al Comunităţii Energetice sau ENTSO - E dispun de aceste informaţii, în virtutea exercitării atribuţiilor de monitorizare, astfel încât să fie evitată dublarea informaţiilor colectate.

215. Toate clauzele relevante din contracte şi din termenii şi condiţiile generale ale OST, ale OSD şi ale USS legate de operarea sistemului de transport trebuie să corespundă prevederilor prezentului Cod. Contractele, termenii şi condiţii generale care nu corespund prevederilor prezentului Cod se modifică în modul corespunzător.

Anexă

la Codul reţelelor electrice privind

starea de urgenţă şi restaurarea

sistemului electroenergetic

aprobat prin Hotărârea Consiliului de

administraţie al ANRE nr.645/2025

Caracteristicile schemei pentru deconectarea

automată a consumului la scăderea frecvenţei: