Regolamento (UE) 2017/1485 della Commissione del 2 agosto 2017 che stabilisce orientamenti in materia di gestione del sistema di trasmissione dell'energia elettrica (Testo rilevante ai fini del SEE)

1. Le norme e i requisiti fissati nel presente regolamento si applicano ai seguenti SGU:

1. a) gruppi di generazione esistenti e nuovi classificati come gruppi di tipo B, C e D in base ai criteri definiti all'articolo 5 del regolamento (UE) 2016/631 della Commissione³;

2. b) impianti di consumo esistenti e nuovi connessi al sistema di trasmissione;

3. c) sistemi di distribuzione chiusi esistenti e nuovi connessi al sistema di trasmissione;

4. d) impianti di consumo esistenti e nuovi, sistemi di distribuzione chiusi e terze parti se forniscono la gestione della domanda (gestione attiva della domanda o demand side response) direttamente al TSO secondo i criteri di cui all'articolo 27 del regolamento (UE) 2016/1388 della Commissione⁴;

5. e) fornitori di ridispacciamento dei gruppi di generazione o degli impianti di consumo mediante aggregazione e fornitori di riserve di potenza attiva di cui alla parte IV, titolo 8, del presente regolamento; e

6. f) sistemi in corrente continua ad alta tensione («HVDC») esistenti e nuovi secondo i criteri di cui all'articolo 3, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2016/1447 della Commissione⁵.

2. Il presente regolamento si applica a tutti i sistemi di trasmissione, a tutti i sistemi di distribuzione e a tutte le interconnessioni dell'Unione e ai coordinatori regionali della sicurezza, ad eccezione dei sistemi di trasmissione e dei sistemi di distribuzione, o delle parti di tali sistemi, situati in isole di Stati membri i cui sistemi non sono gestiti in modo sincrono con l'area sincrona dell'Europa continentale («CE»), della Gran Bretagna («GB»), dell'Europa settentrionale (o area Nordica), dell'Irlanda e Irlanda del Nord («IE/NI») o del Baltico.

3. Qualora in uno Stato membro esistano più TSO, il presente regolamento si applica a tutti i TSO operanti nello Stato membro. Se un TSO non svolge una funzione connessa a uno o più obblighi imposti dal presente regolamento, gli Stati membri, nell'ambito del regime nazionale di regolamentazione, possono disporre che la responsabilità di rispettare uno, alcuni o tutti gli obblighi imposti ai TSO dal presente regolamento sia attribuita a uno o più TSO specifici.

4. I TSO di Lituania, Lettonia ed Estonia, fintantoché e nella misura in cui funzionano in modo sincrono in un'area sincrona in cui non tutti i paesi sono sottoposti alla legislazione dell'Unione, sono esentati dall'applicazione delle disposizioni elencate nell'allegato I del presente regolamento, salvo altrimenti disposto in un accordo di cooperazione con i TSO di paesi terzi che definisca le basi della loro cooperazione in merito alla gestione sicura del sistema in applicazione dell'articolo 13.

5. Se la determinazione dei requisiti di cui al presente regolamento compete a un gestore di sistema che non è un TSO, gli Stati membri possono disporre che detta determinazione competa invece al TSO.

1. Ai fini del presente regolamento, si applicano le definizioni dell'articolo 2 del regolamento (CE) n. 714/2009, dell'articolo 2 del regolamento (UE) 2015/1222 della Commissione⁶, dell'articolo 2 del regolamento (UE) 2016/631, dell'articolo 2 del regolamento (UE) 2016/1388, dell'articolo 2 del regolamento (UE) 2016/1447, dell'articolo 2 del regolamento (UE) 2016/1719 della Commissione⁷, dell'articolo 2 del regolamento (UE) n. 543/2013 della Commissione⁸ sulla presentazione e pubblicazione dei dati sui mercati dell'energia elettrica e dell'articolo 2 della direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio⁹.

2. Inoltre s'intende per:

1. 1) «sicurezza operativa», capacità del sistema di trasmissione di mantenere uno stato normale o di tornare ad uno stato normale nel minor tempo possibile, che è caratterizzata da limiti di sicurezza operativa;

2. 2) «violazione», situazione in cui è necessario preparare e attivare una contromisura affinché siano rispettati i limiti di sicurezza operativa;

3. 3) «situazione N», situazione in cui nessun elemento del sistema di trasmissione è indisponibile a causa del verificarsi di una contingenza;

4. 4) «lista delle contingenze», elenco delle contingenze da simulare per verificare il rispetto dei limiti di sicurezza operativa;

5. 5) «stato normale», situazione in cui il sistema si trova entro i limiti di sicurezza operativa in situazione N e dopo il verificarsi di una qualsiasi contingenza prevista nella lista delle contingenze, tenuto conto dell'effetto delle contromisure disponibili;

6. 6) «riserve per il contenimento della frequenza» o «FCR», riserve di potenza attiva disponibili per contenere la frequenza del sistema dopo il verificarsi di uno sbilanciamento;

7. 7) «riserve per il ripristino della frequenza» o «FRR», riserve di potenza attiva disponibili per riportare la frequenza del sistema alla frequenza nominale e ribilanciare un'area sincrona con più aree LFC al valore programmato;

8. 8) «riserve di sostituzione» o «RR», riserve di potenza attiva disponibili per ripristinare o sostenere il livello richiesto delle FRR necessario per essere preparati in caso di ulteriori sbilanciamenti del sistema, fra queste le riserve di generazione;

9. 9) «fornitore delle riserve», persona giuridica con obbligo giuridico o contrattuale di fornire riserve FCR, FRR o RR proveniente da almeno un'unità di erogazione della riserva o un gruppo di erogazione della riserva;

10. 10) «unità di erogazione delle riserve», gruppo di generazione o aggregazione di gruppi di generazione e/o unità di consumo singola o aggregazione di unità di consumo connessi ad un punto di connessione comune che soddisfano i requisiti in materia di erogazione di FCR, FRR o RR;

11. 11) «gruppo di erogazione delle riserve», aggregazione di gruppi di generazione, unità di consumo e/o unità di erogazione della riserva connessa a più punti di connessione che soddisfa i requisiti in materia di erogazione di FCR, FRR o RR;

12. 12) «area di controllo frequenza/potenza» o «area LFC», area sincrona, o parte di area sincrona, demarcata fisicamente dai punti di misurazione sugli interconnettori con le altre aree LFC, gestita da uno o più TSO ottemperanti agli obblighi del controllo frequenza/potenza;

13. 13) «tempo di ripristino della frequenza», nel caso di aree sincrone con un'unica area LFC, stima del tempo massimo dopo il verificarsi di uno sbilanciamento istantaneo della potenza uguale o inferiore a quello provocato dall'incidente di riferimento entro il quale la frequenza del sistema torna nell'intervallo di ripristino della frequenza; nel caso di aree sincrone con più di un'area LFC, stima del tempo massimo dopo il verificarsi di uno sbilanciamento istantaneo della potenza di un'area LFC entro il quale lo sbilanciamento viene compensato;

14. 14) «criterio (N-1)», regola secondo cui, dopo il verificarsi di una contingenza nell'area di controllo di un TSO, gli elementi che restano in servizio devono essere in grado di funzionare nella nuova situazione operativa senza violare i limiti di sicurezza operativa;

15. 15) «situazione (N-1)», situazione del sistema di trasmissione in cui si è verificata una delle contingenze previste nella lista delle contingenze;

16. 16) «riserva di potenza attiva», riserve di bilanciamento disponibili per il mantenimento della frequenza;

17. 17) «stato di allerta», stato del sistema in cui il sistema si trova entro i limiti di sicurezza operativa, ma in cui è stata individuata una contingenza della lista delle contingenze al verificarsi della quale le contromisure disponibili non sono sufficienti a mantenere lo stato normale;

18. 18) «blocco di controllo frequenza/potenza» o «blocco LFC», area sincrona, o parte di area sincrona, demarcata fisicamente dai punti di misurazione sugli interconnettori con gli altri blocchi LFC, costituita da una o più aree LFC gestite da uno o più TSO ottemperanti agli obblighi del controllo frequenza/potenza;

19. 19) «errore di rete» o «ACE», somma dell'errore di controllo della potenza («ΔP»), vale a dire la differenza in tempo reale tra il valore effettivo misurato in tempo reale dello scambio di potenza («P») e il valore di programma («P0») di una specifica area LFC o blocco LFC, e l'errore di controllo della frequenza («K*Δf»), vale a dire il prodotto del fattore K per la deviazione di frequenza di quella specifica area LFC o blocco LFC, essendo l'errore di rete uguale a ΔP+K*Δf;

20. 20) «programma di controllo», sequenza di valori di setpoint per lo scambio di potenza netto di un'area LFC o di un blocco LFC tramite interconnettori in corrente alternata (c.a.);

21. 21) «controllo della tensione», insieme delle azioni di controllo manuali o automatiche fatte sul nodo di generazione, sui nodi terminali delle linee in c.a. o dei sistemi HVDC, sui trasformatori o su altri elementi, finalizzate a mantenere il livello di tensione impostato o il valore di potenza reattiva impostato;

22. 22) «stato di blackout», stato del sistema in cui è interrotto l'esercizio del sistema di trasmissione o di parte di esso;

23. 23) «contingenza interna», contingenza all'interno dell'area di controllo del TSO, che interessa anche gli interconnettori;

24. 24) «contingenza esterna», contingenza al di fuori dell'area di controllo del TSO che non interessa gli interconnettori, avente un fattore di influenza più elevato rispetto alla soglia di influenza delle contingenze;

25. 25) «fattore di influenza», valore numerico usato per quantificare l'effetto massimo che l'indisponibilità di un elemento del sistema di trasmissione situato al di fuori dell'area di controllo del TSO, e che non interessa gli interconnettori, può produrre in termini di cambiamento dei flussi di potenza o di tensione su qualunque elemento del sistema di trasmissione. Più elevato è il valore, maggiore è l'effetto;

26. 26) «soglia di influenza delle contingenze», valore numerico limite rispetto al quale vengono confrontati i fattori di influenza, laddove si considera che una contingenza che si verifica al di fuori dell'area di controllo del TSO con fattore di influenza più elevato della soglia di influenza delle contingenze abbia un impatto significativo sull'area di controllo del TSO e sugli interconnettori;

27. 27) «analisi delle contingenze», simulazione delle contingenze della lista delle contingenze effettuata mediante simulatore;

28. 28) «tempo critico di eliminazione di un guasto», durata massima di un guasto, entro la quale il sistema di trasmissione mantiene la stabilità;

29. 29) «guasto», qualunque tipo di corto circuito (monofase, bifase e trifase, a terra o non a terra), rottura di conduttori, interruzione di circuiti o collegamento intermittente che determina l'indisponibilità permanente dell'elemento del sistema di trasmissione interessato;

30. 30) «elemento del sistema di trasmissione», qualunque componente del sistema di trasmissione;

31. 31) «disturbo», qualunque evento non pianificato che provochi l'uscita del sistema di trasmissione dallo stato normale;

32. 32) «stabilità dinamica», termine comune che comprende la stabilità angolare, la stabilità di frequenza e la stabilità di tensione;

33. 33) «valutazione della stabilità dinamica», valutazione della sicurezza operativa in termini di stabilità dinamica;

34. 34) «stabilità di frequenza», capacità del sistema di trasmissione di mantenere stabile la frequenza in situazione N e dopo aver subito un disturbo;

35. 35) «stabilità di tensione», capacità del sistema di trasmissione di mantenere tensioni accettabili in tutti i nodi del sistema di trasmissione in situazione N e dopo aver subito un disturbo;

36. 36) «stato del sistema», stato operativo del sistema di trasmissione che in relazione ai limiti di sicurezza operativa può essere lo stato normale, lo stato di allerta, lo stato di emergenza, lo stato di blackout e lo stato di ripristino;

37. 37) «stato di emergenza», stato del sistema in cui sono violati uno o più limiti di sicurezza operativa;

38. 38) «stato di ripristino», stato del sistema in cui tutte le attività condotte sul sistema di trasmissione sono finalizzate a ristabilire il funzionamento del sistema e a mantenere la sicurezza operativa dopo lo stato di blackout o lo stato di emergenza;

39. 39) «contingenza eccezionale», il verificarsi simultaneo di più contingenze aventi una causa comune;

40. 40) «deviazione di frequenza», differenza, negativa o positiva, tra la frequenza effettiva e la frequenza nominale dell'area sincrona;

41. 41) «frequenza del sistema», frequenza elettrica del sistema che può essere misurata in tutte le parti dell'area sincrona assumendo un valore coerente per il sistema in una finestra temporale di secondi, con differenze trascurabili tra i differenti punti di misurazione;

42. 42) «processo di ripristino della frequenza» o «FRP», processo che mira a riportare la frequenza al valore nominale e, per le aree sincrone che consistono in più aree LFC, processo che mira a riportare il bilanciamento di potenza al valore programmato;

43. 43) «errore di controllo del ripristino della frequenza» o «FRCE», errore del controllo per l'FRP, che è uguale all'ACE di un'area LFC o, se l'area LFC corrisponde geograficamente all'area sincrona, è uguale alla deviazione di frequenza;

44. 44) «programma», insieme di valori di riferimento della generazione, del fabbisogno o dello scambio di energia elettrica per un dato periodo di tempo;

45. 45) «fattore K di un'area LFC o di un blocco LFC», valore espresso in megawatt per hertz («MW/Hz») che si avvicina per quanto praticamente possibile o è maggiore della somma della capacità regolante della generazione, dell'auto-capacità regolante del carico e del contributo della riserva di contenimento della frequenza, in relazione alla massima deviazione di frequenza in regime stazionario;

46. 46) «stato locale», stato di allerta, emergenza o blackout caratterizzato dall'assenza di rischio di estensione delle conseguenze al di fuori dell'area di controllo, compresi gli interconnettori connessi a tale area di controllo;

47. 47) «massima deviazione di frequenza in regime stazionario», stima della massima deviazione della frequenza dopo il verificarsi di uno sbilanciamento uguale o inferiore all'incidente di riferimento entro la quale la frequenza del sistema è destinata a rimanere stabile;

48. 48) «area osservabile», sistema di trasmissione del TSO e parti rilevanti dei sistemi di distribuzione e dei sistemi di trasmissione dei TSO limitrofi su cui il TSO esercita il monitoraggio in tempo reale e in base a cui modella la rete per mantenere la sicurezza operativa nella sua area di controllo, compresi gli interconnettori;

49. 49) «TSO limitrofi», TSO connessi direttamente tramite almeno un interconnettore in c.a. o c.c.;

50. 50) «analisi della sicurezza operativa», finalità globale delle attività informatiche, manuali e automatiche svolte per valutare la sicurezza operativa del sistema di trasmissione e definire le contromisure necessarie a garantire il rispetto dei criteri di sicurezza;

51. 51) «indicatori della sicurezza operativa», indicatori utilizzati dai TSO per monitorare la sicurezza operativa sulla base degli stati del sistema, dei guasti e dei disturbi che la influenzano;

52. 52) «classificazione della sicurezza operativa», classificazione utilizzata dai TSO per monitorare la sicurezza operativa sulla base degli indicatori della sicurezza operativa;

53. 53) «prove funzionali», prove effettuate dal TSO o dal DSO a fini di manutenzione, sviluppo di pratiche di gestione del sistema, formazione e acquisizione di informazioni sul comportamento del sistema di trasmissione in condizioni anomale e prove effettuate dagli utenti rilevanti della rete elettrica sui loro impianti e aventi finalità simili;

54. 54) «contingenza ordinaria», il verificarsi di una contingenza relativa a un singolo collegamento o iniezione;

55. 55) «contingenza anomala (out-of-range)», il verificarsi contemporaneo di diverse contingenze non aventi una causa comune oppure la perdita di gruppi di generazione con una perdita di generazione totale superiore all'incidente di riferimento;

56. 56) «pendenza della rampa», velocità di variazione della potenza attiva di un gruppo di generazione, un impianto di consumo o un sistema HVDC;

57. 57) «riserva di potenza reattiva», potenza reattiva disponibile per il controllo della tensione;

58. 58) «incidente di riferimento», massima deviazione positiva o negativa della potenza che si verifica istantaneamente tra la generazione e la domanda in un'area sincrona e che è tenuta in considerazione per il dimensionamento delle FCR;

59. 59) «stabilità angolare», capacità delle macchine sincrone di mantenere il sincronismo in situazione N e dopo aver subito un disturbo;

60. 60) «piano di sicurezza», piano che contiene la valutazione del rischio per gli asset critici del TSO relativo alle principali minacce fisiche e cibernetiche con una valutazione degli impatti potenziali;

61. 61) «limiti di stabilità», punti di funzionamento limite ammessi per la gestione del sistema di trasmissione nel rispetto dei limiti di stabilità di tensione, stabilità angolare e stabilità di frequenza;

62. 62) «stato su vasta area (wide area)», stato di allerta, di emergenza o di blackout in cui vi è il rischio di propagazione (di un disturbo) ai sistemi di trasmissione interconnessi;

63. 63) «piano di difesa del sistema», insieme delle misure tecniche e organizzative da adottare per prevenire la propagazione o l'aggravarsi di un disturbo nel sistema di trasmissione al fine di evitare un disturbo su vasta area e lo stato di blackout;

64. 64) «topologia», informazioni relative al collegamento elettrico dei vari elementi del sistema di trasmissione o del sistema di distribuzione in una sottostazione, che comprendono anche la configurazione elettrica e la posizione degli interruttori e dei sezionatori;

65. 65) «sovraccarichi transitori ammissibili», sovraccarichi temporanei degli elementi del sistema di trasmissione che sono tollerati per un intervallo di tempo limitato e che non causano danni fisici agli elementi del sistema di trasmissione purché siano rispettate la durata e le soglie stabilite;

66. 66) «linea di interconnessione virtuale», input supplementare dei regolatori delle aree LFC interessate che ha la stessa valenza di una misura di un interconnettore fisico e permette lo scambio di energia elettrica tra le rispettive aree;

67. 67) «sistemi di trasmissione flessibili in corrente alternata» o «FACTS», apparecchiature per la trasmissione di energia elettrica in corrente alternata che migliorano il controllo e la capacità di transito di potenza attiva;

68. 68) «adeguatezza», capacità di alimentare un'area in modo da soddisfarne il carico;

69. 69) «programma di scambio esterno netto aggregato», programma che rappresenta l'aggregazione netta di tutti i programmi di scambio esterni del TSO e dei programmi di scambio commerciale tra due aree di programmazione o tra un'area di programmazione e un gruppo di altre aree di programmazione;

70. 70) «piano di disponibilità», combinazione di tutti gli stati di disponibilità pianificati per un asset rilevante per un dato periodo di tempo;

71. 71) «stato di disponibilità», capacità di un gruppo di generazione, di un elemento della rete o di un impianto di consumo di fornire un servizio per un dato periodo di tempo, indipendentemente dal fatto che sia in funzione o meno;

72. 72) «vicino al tempo reale», lasso di tempo, non superiore a 15 minuti, tra l'ultima chiusura del mercato infragiornaliero e il tempo reale;

73. 73) «previsione del fabbisogno», programma che rappresenta il consumo di un impianto di consumo o di un insieme di impianti di consumo;

74. 74) «piattaforma dati di pianificazione operativa di ENTSO-E», insieme di applicativi e apparati sviluppati per permettere l'archiviazione, lo scambio e la gestione dei dati utilizzati nei processi di pianificazione operativa tra TSO;

75. 75) «programma di scambio commerciale esterno», programma che rappresenta lo scambio commerciale di energia elettrica tra operatori di mercato in diverse aree di programmazione;

76. 76) «programma di scambio esterno del TSO», programma che rappresenta lo scambio di energia elettrica tra diverse aree di programmazione;

77. 77) «indisponibilità forzata», messa fuori servizio non programmata di un asset rilevante per qualunque ragione urgente che esuli dal controllo operativo del gestore dell'asset rilevante in questione;

78. 78) «programma di generazione», programma che rappresenta la produzione di energia elettrica di un gruppo di generazione o di un insieme di gruppi di generazione;

79. 79) «programma di scambio commerciale interno», programma che rappresenta lo scambio commerciale di energia elettrica all'interno di un'area di programmazione tra diversi operatori di mercato;

80. 80) «asset rilevante interno», asset rilevante facente parte dell'area di controllo del TSO oppure asset rilevante situato in un sistema di distribuzione, anche chiuso, connesso direttamente o indirettamente all'area di controllo del TSO;

81. 81) «bilancio netto dell'area in c.a.», aggregazione netta di tutti i programmi esterni di un'area in c.a.;

82. 82) «regione di coordinamento delle indisponibilità», insieme di aree di controllo per le quali i TSO definiscono procedure di monitoraggio e, ove necessario, coordinano lo stato di disponibilità degli asset rilevanti in tutti gli orizzonti temporali;

83. 83) «impianto di consumo rilevante», impianto di consumo che rientra nel coordinamento delle indisponibilità e il cui stato di disponibilità influenza la sicurezza operativa transfrontaliera;

84. 84) «asset rilevante», qualunque impianto di consumo rilevante, gruppo di generazione rilevante o elemento di rete rilevante che rientra nel coordinamento delle indisponibilità;

85. 85) «elemento di rete rilevante», qualunque componente di un sistema di trasmissione, compresi gli interconnettori, o di un sistema di distribuzione, anche chiuso, come una singola linea, una singola terna, un singolo trasformatore, un singolo trasformatore PST (phase-shifting transformer) o un compensatore di tensione, che rientra nel coordinamento delle indisponibilità e il cui stato di disponibilità influenza la sicurezza operativa transfrontaliera;

86. 86) «incompatibilità di pianificazione delle indisponibilità», condizione in cui lo stato di disponibilità di uno o più elementi di rete rilevanti, gruppi di generazione rilevanti e/o impianti di consumo rilevanti combinato con la migliore stima della situazione previsionale della rete elettrica porta alla violazione dei limiti di sicurezza operativa, tenuto conto delle contromisure senza costi a disposizione del TSO;

87. 87) «pianificatore delle indisponibilità», entità incaricata di pianificare lo stato di disponibilità di un gruppo di generazione rilevante, di un impianto di consumo rilevante o di un elemento di rete rilevante;

88. 88) «gruppo di generazione rilevante», gruppo di generazione che rientra nel coordinamento delle indisponibilità e il cui stato di disponibilità influenza la sicurezza operativa transfrontaliera;

89. 89) «coordinatore regionale della sicurezza» o «RSC», la o le entità, di proprietà dei TSO o da essi controllate, che in una o più regioni di calcolo della capacità svolgono mansioni inerenti al coordinamento regionale dei TSO;

90. 90) «programmatore di rete», la o le entità incaricate di fornire le programmazioni degli operatori di mercato ai TSO o, se del caso, a terzi;

91. 91) «area di programmazione», area alla quale si applicano gli obblighi del TSO inerenti le attività di programmazione individuata sulla base delle esigenze operative o organizzative;

92. 92) «orizzonte settimanale» o «week-ahead», con anticipo di una settimana rispetto alla settimana di esercizio di riferimento;

93. 93) «orizzonte annuale» o «year-ahead», con anticipo di un anno rispetto all'anno di esercizio di riferimento;

94. 94) «TSO interessato», TSO per cui le informazioni sullo scambio delle riserve e/o la condivisione delle riserve e/o il processo di compensazione dello sbilanciamento e/o il processo transfrontaliero di attivazione sono necessarie ai fini dell'analisi e del mantenimento della sicurezza operativa;

95. 95) «capacità di riserva», quantità di FCR, FRR o RR che il TSO deve avere a disposizione;

96. 96) «scambio di riserve», possibilità per un TSO di accedere alla capacità di riserva di un'altra area LFC, di un altro blocco LFC o di un'altra area sincrona per soddisfare il proprio fabbisogno di riserve definite mediante il proprio processo di dimensionamento delle riserve FCR, FRR o RR. Tale capacità di riserva è destinata esclusivamente a detto TSO e non è presa in considerazione dagli altri TSO per soddisfare il loro fabbisogno di riserve definite mediante i loro processi di dimensionamento delle riserve;

97. 97) «condivisione delle riserve», meccanismo secondo il quale più TSO attingono alla medesima capacità di riserva, sia essa FCR, FRR o RR, per rispondere al rispettivo fabbisogno di riserve definito mediante i rispettivi processi di dimensionamento delle riserve;

98. 98) «tempo di attivazione dello stato di allerta», lasso di tempo che trascorre prima che lo stato di allerta diventi effettivo;

99. 99) «FRR automatiche», FRR che possono essere attivate da un automatismo;

100. 100) «ritardo di attivazione delle FRR automatiche», lasso di tempo che trascorre tra l'impostazione di un nuovo valore di setpoint sul sistema di controllo per il ripristino della frequenza e l'inizio dell'erogazione fisica delle FRR automatiche;

101. 101) «tempo di piena attivazione delle FRR automatiche», lasso di tempo che trascorre tra l'impostazione di un nuovo valore di setpoint sul sistema di controllo per il ripristino della frequenza e la corrispondente attivazione o disattivazione delle FRR automatiche;

102. 102) «dati FRCE medi», insieme di dati consistenti nel valore medio dell'FRCE istantaneo misurati in un'area LFC o in un blocco LFC in un determinato intervallo di tempo;

103. 103) «TSO che fornisce la riserva per il controllo della capacità», TSO che attiva la sua capacità di riserva a favore di un TSO che riceve la riserva nell'ambito di un accordo per la condivisione delle riserve;

104. 104) «TSO che riceve la riserva per il controllo della capacità», TSO che calcola la capacità di riserva tenendo conto della capacità di riserva accessibile tramite un TSO che fornisce la riserva per il controllo della capacità nel quadro di un accordo per la condivisione delle riserve;

105. 105) «processo di applicazione dei criteri», processo di calcolo dei parametri-obiettivo per l'area sincrona, il blocco LFC e l'area LFC basato sui dati acquisiti nel processo di raccolta e invio dei dati;

106. 106) «processo di raccolta e invio dei dati», processo di raccolta dell'insieme di dati necessari ad applicare i criteri di valutazione della qualità della frequenza;

107. 107) «processo transfrontaliero di attivazione delle FRR», processo concordato tra i TSO che partecipano al processo che consente di attivare le FRR di un'altra area LFC mediante opportuna correzione degli input degli FRP interessati;

108. 108) «processo transfrontaliero di attivazione delle RR», processo concordato tra i TSO che partecipano al processo che permette di attivare le RR di un'altra area LFC mediante opportuna correzione degli input dell'RRP interessato;

109. 109) «incidente di dimensionamento», stima del massimo sbilanciamento istantaneo di potenza attiva, positivo o negativo, che può verificarsi all'interno di un blocco LFC;

110. 110) «deviazione del tempo elettrico», differenza di tempo tra il tempo sincrono e il tempo coordinato universale (UTC);

111. 111) «deviazione di frequenza della piena attivazione delle FCR», valore nominale della deviazione di frequenza nel momento in cui in un'area sincrona le FCR sono pienamente attivate;

112. 112) «tempo di piena attivazione delle FCR», lasso di tempo tra il verificarsi dell'incidente di riferimento e la corrispondente piena attivazione delle FCR;

113. 113) «obbligo di FCR», la quota delle FCR che ricade sotto la responsabilità di un TSO;

114. 114) «processo di contenimento della frequenza» o «FCP», processo che mira a stabilizzare la frequenza del sistema compensando gli sbilanciamenti mediante l'attivazione di opportune riserve;

115. 115) «processo di accoppiamento (coupling) della frequenza», processo concordato tra tutti i TSO di due aree sincrone che permette di collegare l'attivazione delle FCR attraverso la regolazione dei flussi degli HVDC tra le aree sincrone;

116. 116) «parametro qualitativo della frequenza», le principali variabili della frequenza del sistema che definiscono la qualità della frequenza;

117. 117) «parametro-obiettivo della qualità della frequenza», principale obiettivo della frequenza del sistema rispetto al quale viene valutata la performance dei processi di attivazione delle FCR, FRR e RR in stato normale;

118. 118) «criteri di valutazione della qualità della frequenza», serie di calcoli che utilizzano le misure di frequenza del sistema e permettono la valutazione della qualità della frequenza del sistema rispetto ai parametri-obiettivo della qualità della frequenza;

119. 119) «dati per la valutazione della qualità della frequenza», insieme di dati che permettono il calcolo dei criteri di valutazione della qualità della frequenza;

120. 120) «intervallo di recupero della frequenza», per le aree sincrone GB e IE/NI, intervallo di valori di frequenza del sistema in cui è previsto che rientri la frequenza del sistema dopo il verificarsi di uno sbilanciamento uguale o inferiore all'incidente di riferimento, prima del trascorrere del tempo di recupero della frequenza;

121. 121) «tempo di recupero della frequenza», per le aree sincrone GB e IE/NI, tempo massimo previsto dopo il verificarsi di uno sbilanciamento inferiore o uguale all'incidente di riferimento entro il quale la frequenza del sistema ritorna alla massima deviazione di frequenza in regime stazionario;

122. 122) «intervallo di ripristino della frequenza», per le aree sincrone GB, IE/NI e dell'Europa settentrionale, intervallo di frequenza del sistema cui è previsto che la frequenza del sistema ritorni, dopo il verificarsi di uno sbilanciamento uguale o inferiore all'incidente di riferimento, prima del trascorrere del tempo di ripristino della frequenza;

123. 123) «parametri-obiettivo dell'FRCE», le principali variabili obiettivo del blocco LFC in base alle quali sono determinati e valutati i criteri di dimensionamento delle FRR e delle RR del blocco LFC, che sono usate per valutare il comportamento del blocco LFC in funzionamento normale;

124. 124) «scambio di potenza per il ripristino della frequenza», potenza scambiata tra aree LFC nell'ambito del processo transfrontaliero (di attivazione delle FRR);

125. 125) «setpoint della frequenza», valore-obiettivo della frequenza utilizzato nell'FRP definito come la somma della frequenza nominale del sistema e un valore di compensazione (offset) necessario a ridurre l'errore del tempo elettrico;

126. 126) «requisiti di disponibilità delle FRR», serie di requisiti definiti dai TSO relativi alla disponibilità delle FRR di un blocco LFC;

127. 127) «norme di dimensionamento delle FRR», le specifiche del processo di dimensionamento delle FRR di un blocco LFC;

128. 128) «processo di compensazione dello sbilanciamento», processo concordato tra i TSO per evitare l'attivazione simultanea di FRR in direzioni opposte, tenendo conto dei rispettivi FRCE e delle FRR attivate e correggendo opportunamente gli input degli FRP interessati;

129. 129) «scambio di potenza per la compensazione dello sbilanciamento», potenza scambiata tra aree LFC nell'ambito del processo di compensazione dello sbilanciamento;

130. 130) «obbligo di FCR iniziale», quantità di FCR attribuite ad un TSO sulla base di un criterio di ripartizione;

131. 131) «dati di frequenza istantanei», insieme di misure della frequenza complessiva del sistema per l'area sincrona effettuate su un periodo di misurazione uguale o inferiore a un secondo e utilizzate ai fini della valutazione della qualità della frequenza;

132. 132) «deviazione istantanea di frequenza», insieme di misure della deviazione della frequenza complessiva del sistema per l'area sincrona rilevate su un periodo di misurazione uguale o inferiore a un secondo, utilizzate ai fini della valutazione della qualità della frequenza;

133. 133) «dati FRCE istantanei», insieme di misure dell'FRCE di un blocco LFC rilevate su un periodo di misurazione uguale o inferiore a 10 secondi e utilizzate ai fini della valutazione della qualità della frequenza;

134. 134) «intervallo dell'FRCE di livello 1», il primo intervallo utilizzato ai fini della valutazione della qualità della frequenza del sistema del blocco LFC entro cui l'FRCE dovrebbe essere mantenuto per una data percentuale del tempo;

135. 135) «intervallo dell'FRCE di livello 2», il secondo intervallo utilizzato ai fini della valutazione della qualità della frequenza del sistema del blocco LFC entro cui l'FRCE dovrebbe essere mantenuto per una data percentuale del tempo;

136. 136) «accordo operativo di blocco LFC», accordo multilaterale tra tutti i TSO di un blocco LFC, se il blocco LFC è di competenza di più di un TSO, e metodologia operativa di un blocco LFC da adottare unilateralmente dal pertinente TSO, se il blocco LFC è di competenza di un unico TSO;

137. 137) «scambio di potenza di sostituzione», potenza scambiata tra aree LFC nell'ambito del processo transfrontaliero di attivazione delle RR;

138. 138) «sbilanciamento del blocco LFC», somma dell'FRCE, dell'attivazione delle FRR e dell'attivazione delle RR all'interno del blocco LFC e l'interscambio di potenza per la compensazione dello sbilanciamento, l'interscambio di potenza per il ripristino della frequenza e l'interscambio di potenza di sostituzione di tale blocco LFC con altri blocchi LFC;

139. 139) «responsabile del monitoraggio del blocco LFC», TSO responsabile della raccolta dei dati relativi ai criteri di valutazione della qualità della frequenza e dell'applicazione dei criteri di valutazione della qualità della frequenza del blocco LFC;

140. 140) «struttura del controllo frequenza/potenza», architettura di base che considera tutti gli aspetti relativi al controllo frequenza/potenza, in particolare la suddivisione di responsabilità e obblighi e anche le tipologie e le finalità delle riserve di potenza attiva;

141. 141) «struttura delle responsabilità del processo», architettura che determina le responsabilità e gli obblighi relativi alle riserve di potenza attiva sulla base della struttura del controllo dell'area sincrona;

142. 142) «struttura di attivazione del processo», architettura che classifica i processi relativi ai diversi tipi di riserve di potenza attiva in termini di finalità e di attivazione;

143. 143) «tempo di piena attivazione delle FRR manuali», lasso di tempo che trascorre tra il cambio del setpoint e la corrispondente attivazione o disattivazione delle FRR manuali;

144. 144) «massima deviazione istantanea di frequenza», stima del massimo valore assoluto della deviazione istantanea della frequenza dopo il verificarsi di uno sbilanciamento uguale o inferiore all'incidente di riferimento, superato il quale sono attivate misure di emergenza;

145. 145) «area di monitoraggio», area sincrona, o parte di area sincrona, fisicamente limitata da punti di misurazione sugli interconnettori con altre aree di monitoraggio, gestita da uno o più TSO ottemperanti agli obblighi di un'area di monitoraggio;

146. 146) «prequalificazione», processo di verifica della conformità di un'unità o gruppo di erogazione delle riserve ai requisiti stabiliti dal TSO;

147. 147) «durata della rampa», intervallo di tempo definito da un istante di partenza fissato e da una durata nel quale la potenza attiva in ingresso e/o in uscita è aumentata o diminuita;

148. 148) «TSO responsabile degli ordini relativi alle riserve», TSO responsabile di impartire all'unità o al gruppo di erogazione delle riserve l'istruzione di attivare le FRR e/o le RR;

149. 149) «DSO di connessione delle riserve», DSO responsabile della rete di distribuzione cui è connessa un'unità o un gruppo di erogazione delle riserve che fornisce riserve a un TSO;

150. 150) «TSO di connessione delle riserve», TSO responsabile dell'area di monitoraggio cui è connessa un'unità o un gruppo di erogazione delle riserve;

151. 151) «TSO che riceve le riserve», TSO coinvolto in uno scambio con un TSO di connessione delle riserve e/o un'unità che eroga riserve o un gruppo che eroga riserve connessi ad un'altra area di monitoraggio o LFC;

152. 152) «processo di sostituzione delle riserve» o «RRP», processo volto a ripristinare le FRR attivate e, per GB e IE/NI, a ripristinare anche le FCR attivate;

153. 153) «requisiti di disponibilità delle RR», prescrizioni definite dai TSO di un blocco LFC relative alla disponibilità delle RR;

154. 154) «norme di dimensionamento delle RR», specifiche relative al processo di dimensionamento delle RR di un blocco LFC;

155. 155) «intervallo di frequenza standard», intervallo definitivo simmetricamente rispetto alla frequenza nominale entro il quale dovrebbe mantenersi la frequenza di sistema di un'area sincrona;

156. 156) «deviazione di frequenza standard», valore assoluto della deviazione di frequenza che delimita l'intervallo di frequenza standard;

157. 157) «deviazione di frequenza in regime stazionario», valore assoluto della deviazione della frequenza dopo il verificarsi di uno sbilanciamento e la successiva stabilizzazione della frequenza del sistema;

158. 158) «responsabile del monitoraggio dell'area sincrona», TSO responsabile della raccolta dei dati relativi ai criteri di valutazione della qualità della frequenza e dell'applicazione di tali criteri per l'area sincrona;

159. 159) «processo di controllo del tempo», insieme delle azioni di controllo effettuate per annullare lo scarto tra tempo sincrono e tempo UTC.

1. Il presente regolamento intende:

1. a) determinare requisiti e principi comuni di sicurezza operativa;

2. b) determinare principi comuni per la pianificazione operativa del sistema interconnesso;

3. c) determinare processi comuni di controllo frequenza/potenza e strutture di controllo comuni;

4. d) assicurare le condizioni per mantenere la sicurezza operativa in tutta l'Unione;

5. e) assicurare le condizioni per mantenere il livello di qualità della frequenza in tutte le aree sincrone di tutta l'Unione;

6. f) promuovere il coordinamento della gestione del sistema e della pianificazione operativa;

7. g) garantire e rafforzare la trasparenza e l'affidabilità delle informazioni sulla gestione del sistema di trasmissione;

8. h) contribuire al funzionamento efficiente e allo sviluppo del sistema di trasmissione e del settore dell'energia elettrica nell'Unione.

2. Nell'applicare il presente regolamento, gli Stati membri, le autorità competenti e i gestori di sistema:

1. a) applicano i principi di proporzionalità e di non discriminazione;

2. b) garantiscono la trasparenza;

3. c) applicano il principio dell'ottimizzazione volto a conseguire la massima efficienza complessiva al minor costo totale per tutte le parti coinvolte;

4. d) fanno in modo che i TSO si avvalgano, nella misura del possibile, di meccanismi basati sul mercato, per garantire la sicurezza e la stabilità della rete;

5. e) rispettano la responsabilità attribuita al pertinente TSO al fine di garantire la sicurezza del sistema, ivi incluso per quanto disposto dalla normativa nazionale;

6. f) si consultano con i pertinenti DSO e tengono conto del potenziale impatto sul loro sistema; e

7. g) tengono conto delle norme tecniche e delle specifiche tecniche europee concordate.

1. I TSO elaborano i termini e le condizioni o le metodologie richiesti dal presente regolamento e li presentano ai fini dell’approvazione all’Agenzia, in conformità dell’articolo 6, paragrafo 2, alle autorità di regolamentazione competenti, in conformità dell’articolo 6, paragrafo 3, o all’entità designata dallo Stato membro, in conformità dell’articolo 6, paragrafi 4 e 5, entro le rispettive scadenze stabilite dal presente regolamento. In circostanze eccezionali, segnatamente quando non è possibile rispettare una scadenza a causa di circostanze esterne ai TSO, questa può essere prorogata dall’Agenzia nelle procedure in applicazione dell’articolo 6, paragrafo 2, congiuntamente da tutte le autorità di regolamentazione competenti nelle procedure in applicazione dell’articolo 6, paragrafo 3, e dall’autorità di regolamentazione competente nelle procedure in applicazione dell’articolo 6, paragrafi 4 e 5.

2. I TSO partecipanti collaborano strettamente qualora, in forza del presente regolamento, sia necessario elaborare e concordare una proposta di termini e condizioni o metodologie fra più TSO. I TSO, con l’assistenza dell’ENTSO-E, informano regolarmente le autorità di regolamentazione e l’Agenzia dei progressi nell’elaborazione di tali termini e condizioni o metodologie.

3. Qualora i TSO che decidono in merito alle proposte di termini e condizioni o metodologie di cui all’articolo 6, paragrafo 2, non siano in grado di raggiungere un accordo, essi deliberano a maggioranza qualificata. La maggioranza qualificata per le proposte di cui all’articolo 6, paragrafo 2, esige una maggioranza di:

1. a) TSO rappresentanti almeno il 55 % degli Stati membri; e

2. b) TSO rappresentanti Stati membri che totalizzino almeno il 65 % della popolazione dell’Unione.

4. La minoranza di blocco per le decisioni riguardanti le proposte di termini e condizioni o metodologie di cui all’articolo 6, paragrafo 2, comprende TSO che rappresentino almeno quattro Stati membri; in caso contrario si ritiene raggiunta la maggioranza qualificata.

5. Qualora i TSO che decidono in merito a proposte di termini e condizioni o metodologie di cui all’articolo 6, paragrafo 3, non siano in grado di raggiungere un accordo, e qualora le regioni interessate siano composte da più di cinque Stati membri, essi deliberano a maggioranza qualificata. La maggioranza qualificata per le proposte di cui all’articolo 6, paragrafo 3, esige una maggioranza di:

1. a) TSO rappresentanti almeno il 72 % degli Stati membri interessati; e

2. b) TSO rappresentanti Stati membri che totalizzino almeno il 65 % della popolazione della regione interessata.

6. La minoranza di blocco per le decisioni riguardanti le proposte di termini e condizioni o metodologie di cui all’articolo 6, paragrafo 3, comprende almeno il numero minimo di TSO che rappresentano più del 35 % della popolazione degli Stati membri partecipanti, oltre ai TSO che rappresentano almeno un altro Stato membro interessato; in caso contrario si ritiene raggiunta la maggioranza qualificata.

7. I TSO che decidono in merito alle proposte di termini e condizioni o metodologie di cui all’articolo 6, paragrafo 3, relativamente a regioni composte da non più di cinque Stati membri deliberano consensualmente.

8. Per le decisioni dei TSO riguardanti proposte di termini e condizioni o metodologie in applicazione dei paragrafi 3 e 5, a ogni Stato membro è attribuito un voto. Se sul territorio di uno Stato membro esistono più TSO, lo Stato membro assegna i diritti di voto fra i TSO.

9. Se i TSO non presentano entro le scadenze fissate dal presente regolamento una proposta iniziale o una proposta modificata di termini e condizioni o metodologie alle autorità di regolamentazione o all’Agenzia, conformemente agli articoli 6 e 7, o alle entità designate dagli Stati membri, conformemente all’articolo 6, paragrafo 4, essi ne trasmettono i progetti all’entità designata, alle autorità di regolamentazione competenti e all’Agenzia, illustrando i motivi che hanno impedito di raggiungere un accordo. L’Agenzia o tutte le autorità di regolamentazione competenti congiuntamente o l’entità designata prendono i provvedimenti opportuni, ad esempio richiedendo modifiche o rivedendo e ultimando i progetti in applicazione del presente paragrafo, per adottare i necessari termini e condizioni o metodologie in conformità dell’articolo 6, anche quando non ne sono stati presentati, e li approvano.

1. Ogni autorità di regolamentazione o se applicabile l’Agenzia, secondo i casi, approva i termini e le condizioni o le metodologie elaborati dai TSO a norma dei paragrafi 2 e 3. L’entità designata dallo Stato membro approva i termini e le condizioni o le metodologie elaborati dai TSO a norma del paragrafo 4. L’entità designata è l’autorità di regolamentazione, salvo diversa disposizione dello Stato membro. Prima di approvare i termini e le condizioni o le metodologie, l’autorità di regolamentazione, l’Agenzia o l’entità designata rivede, se necessario, le proposte, previa consultazione dei rispettivi TSO, al fine di garantire che siano in linea con l’obiettivo del presente regolamento e contribuiscano all’integrazione dei mercati, alla non discriminazione, alla concorrenza effettiva e al corretto funzionamento del mercato.

2. Le proposte di termini e condizioni o metodologie elencate di seguito, nonché eventuali modifiche, sono subordinate all’approvazione dell’Agenzia, fermo restando che lo Stato membro ha la facoltà di fornire un parere all’autorità di regolamentazione interessata:

1. a) i requisiti organizzativi, i ruoli e le responsabilità essenziali per lo scambio dei dati relativi alla sicurezza operativa di cui all'articolo 40, paragrafo 6;

2. b) la metodologia per la creazione dei modelli comuni di rete, conformemente all'articolo 67, paragrafo 1, e all'articolo 70;

3. c) la metodologia per l'analisi coordinata della sicurezza operativa in conformità dell'articolo 75;

3. Le proposte di termini e condizioni o metodologie elencate di seguito, nonché eventuali modifiche, sono subordinate all’approvazione di tutte le autorità di regolamentazione della regione interessata, fermo restando che lo Stato membro ha la facoltà di fornire un parere all’autorità di regolamentazione interessata:

1. a) la metodologia applicabile a ciascuna area sincrona per la definizione dell'inerzia minima conformemente all'articolo 39, paragrafo 3, lettera b);

2. b) le disposizioni comuni applicabili a ciascuna regione di calcolo della capacità per il coordinamento della sicurezza operativa regionale in conformità dell'articolo 76;

3. c) la metodologia, almeno a livello di area sincrona, per valutare la rilevanza degli asset per il coordinamento delle indisponibilità conformemente all'articolo 84;

4. d) le metodologie, le condizioni e i valori contemplati negli accordi operativi di area sincrona di cui all'articolo 118 e concernenti:

   1. i) i parametri qualitativi della frequenza e il parametro-obiettivo della qualità della frequenza conformemente all'articolo 127;

   2. ii) le norme di dimensionamento delle FCR, conformemente all'articolo 153;

   3. iii) le proprietà aggiuntive delle FCR, conformemente all'articolo 154, paragrafo 2;

   4. iv) per le aree sincrone GB e IE/NI, le misure volte ad assicurare la ricostituzione dei serbatoi di energia conformemente all'articolo 156, paragrafo 6, lettera b);

   5. v) per le aree sincrone CE e dell'Europa settentrionale, il periodo di attivazione minimo che i fornitori di riserve FCR devono assicurare conformemente all'articolo 156, paragrafo 10;

   6. vi) per le aree sincrone CE e dell'Europa settentrionale, le ipotesi e la metodologia per un'analisi costi-benefici conformemente all'articolo 156, paragrafo 11;

   7. vii) per le aree sincrone diverse dall'area CE e, ove opportuno, i limiti applicabili allo scambio di FCR tra i TSO conformemente all'articolo 163, paragrafo 2;

   8. viii) per le aree sincrone GB e IE/NI, la metodologia per determinare la fornitura minima di capacità di riserva FCR tra aree sincrone, definita in conformità dell'articolo 174, paragrafo 2, lettera b);

   9. ix) i limiti relativi al volume degli scambi di FRR tra aree sincrone, definiti in conformità dell'articolo 176, paragrafo 1, e i limiti relativi ai livelli di condivisione delle FRR tra aree sincrone, definiti in conformità dell'articolo 177, paragrafo 1;

   10. x) i limiti relativi al volume degli scambi di RR tra aree sincrone, definiti in conformità dell'articolo 178, paragrafo 1, e i limiti relativi ai livelli di condivisione delle RR tra aree sincrone, definiti in conformità dell'articolo 179, paragrafo 1;

5. e) le metodologie e le condizioni contemplate negli accordi operativi di blocco LFC di cui all'articolo 119 e concernenti:

   1. i) i limiti di rampa per la produzione di potenza attiva, conformemente all’articolo 137, paragrafi 3 e 4;

   2. ii) le azioni di coordinamento volte a ridurre l'FRCE, definite all'articolo 152, paragrafo 14;

   3. iii) le misure volte a ridurre l'FRCE attraverso l'imposizione di modifiche alla produzione o al consumo di potenza attiva dei gruppi di generazione e delle unità di consumo, conformemente all'articolo 152, paragrafo 16;

   4. iv) le norme di dimensionamento delle FRR di cui all'articolo 157, paragrafo 1;

6. f) le misure di attenuazione per l'area sincrona o il blocco LFC di cui all'articolo 138;

7. g) la proposta comune per area sincrona per la determinazione dei blocchi LFC di cui all'articolo 141, paragrafo 2.

4. Salvo diversa disposizione dello Stato membro, i termini e le condizioni o le metodologie elencati di seguito, nonché eventuali modifiche, sono subordinati all’approvazione individuale dell’entità designata dallo Stato membro conformemente al paragrafo 1:

1. a) per le aree sincrone GB e IE/NI, la proposta di ciascun TSO che specifica il livello di perdita di carico del sistema di trasmissione nello stato di blackout;

2. b) la portata dello scambio di dati con i DSO e gli utenti rilevanti della rete di cui all'articolo 40, paragrafo 5;

3. c) i requisiti aggiuntivi, di cui all'articolo 154, paragrafo 3, per i gruppi di erogazione delle FCR;

4. d) l'esclusione dei gruppi di erogazione delle FCR dall'erogazione di FCR in applicazione dell'articolo 154, paragrafo 4;

5. e) per le aree sincrone CE e dell'Europa settentrionale, la proposta concernente il periodo di attivazione minimo provvisorio che i fornitori di riserve FCR devono assicurare, secondo quanto proposto dal TSO, in conformità dell'articolo 156, paragrafo 9;

6. f) i requisiti tecnici per le FRR definiti dal TSO di cui all'articolo 158, paragrafo 3;

7. g) il rifiuto dell'erogazione di FRR proveniente dai gruppi di erogazione delle FRR, conformemente all'articolo 159, paragrafo 7;

8. h) i requisiti tecnici per la connessione delle unità e dei gruppi di erogazione delle RR, definiti dal TSO conformemente all'articolo 161, paragrafo 3; e

9. i) il rifiuto dell'erogazione di RR proveniente dai gruppi di erogazione delle RR, in conformità dell'articolo 162, paragrafo 6.

5. Se il gestore di sistema o TSO è obbligato o autorizzato, a norma del presente regolamento, a specificare o accettare requisiti non soggetti alle disposizioni del paragrafo 4, gli Stati membri possono richiedere l’approvazione preventiva di tali requisiti e di eventuali modifiche da parte dell’autorità di regolamentazione competente.

6. La proposta di termini e condizioni o metodologie include una proposta di calendario attuativo e una descrizione dell’impatto previsto sugli obiettivi del presente regolamento. Le proposte di termini e condizioni o metodologie subordinate all’approvazione di più autorità di regolamentazione a norma del paragrafo 3 sono presentate all’Agenzia entro una settimana dalla loro presentazione alle autorità di regolamentazione. Le proposte di termini e condizioni o metodologie subordinate all’approvazione di un’entità designata a norma del paragrafo 4 possono essere trasmesse all’Agenzia entro un mese dalla loro presentazione a discrezione dell’entità designata, ma su richiesta dell’Agenzia sono trasmesse a fini informativi, conformemente all’articolo 3, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2019/942, se questa ritiene che abbiano un impatto transfrontaliero. Su richiesta delle autorità di regolamentazione competenti, entro tre mesi l’Agenzia emette un parere sulle proposte di termini e condizioni o metodologie.

7. Se l’approvazione dei termini e delle condizioni o delle metodologie conformemente al paragrafo 3 o delle modifiche conformemente all’articolo 7 richiede una decisione da parte di più autorità di regolamentazione, come disposto dal paragrafo 3, queste si consultano, e collaborano e si coordinano strettamente al fine di raggiungere un accordo. Se l’Agenzia emette un parere, le autorità di regolamentazione competenti ne tengono conto. Le autorità di regolamentazione o l’Agenzia, ove competente, decidono in merito ai termini e alle condizioni o alle metodologie presentati in conformità dei paragrafi 2 e 3 entro sei mesi dal ricevimento degli stessi da parte dell’Agenzia o dell’autorità di regolamentazione o, se applicabile, dell’ultima autorità di regolamentazione interessata. Il periodo inizia il giorno successivo a quello di presentazione della proposta all’Agenzia in conformità del paragrafo 2 o all’ultima autorità di regolamentazione interessata in conformità del paragrafo 3.

8. Qualora le autorità di regolamentazione non siano state in grado di raggiungere un accordo entro il periodo di cui al paragrafo 7, o su loro richiesta congiunta, o su richiesta dell’Agenzia conformemente all’articolo 5, paragrafo 3, terzo comma, del regolamento (UE) 2019/942, entro sei mesi l’Agenzia adotta una decisione riguardante le proposte di termini e condizioni o metodologie presentate, come previsto dall’articolo 5, paragrafo 3, e dall’articolo 6, paragrafo 10, secondo comma, del regolamento (UE) 2019/942.

9. Se l’approvazione dei termini e delle condizioni o delle metodologie richiede la decisione di una sola entità designata conformemente al paragrafo 4 o dell’autorità di regolamentazione competente conformemente al paragrafo 5, l’entità designata o l’autorità di regolamentazione prende una decisione entro sei mesi dal ricevimento dei termini e delle condizioni o delle metodologie. Il periodo inizia il giorno successivo a quello di presentazione della proposta all’entità designata in conformità del paragrafo 4 o all’autorità di regolamentazione competente in conformità del paragrafo 5.

10. Qualsiasi parte può sporgere reclamo contro un gestore di sistema o TSO in relazione agli obblighi di tale gestore o TSO previsti dal presente regolamento o alle decisioni da esso prese in applicazione del presente regolamento e può adire l’autorità di regolamentazione, la quale, in veste di autorità di risoluzione delle controversie, adotta una decisione entro due mesi dal ricevimento del reclamo. Tale termine può essere prorogato di altri due mesi qualora l’autorità di regolamentazione richieda ulteriori informazioni. Il termine prorogato può essere ulteriormente prorogato con il consenso del reclamante. La decisione dell’autorità di regolamentazione produce effetti vincolanti a meno che e fin quando non sia annullata in seguito ad impugnazione.

1. Qualora l’Agenzia o tutte le autorità di regolamentazione competenti congiuntamente richiedano una modifica per approvare i termini e le condizioni o le metodologie presentati in conformità dell’articolo 6, paragrafi 2 e 3, rispettivamente, entro due mesi dalla richiesta i TSO interessati presentano ai fini dell’approvazione una proposta di modifica dei termini e delle condizioni o delle metodologie. L’Agenzia o le autorità di regolamentazione competenti decidono in merito ai termini e alle condizioni o alle metodologie modificati entro due mesi dalla loro presentazione.

2. Qualora l’entità designata richieda una modifica per approvare i termini e le condizioni o le metodologie presentati in conformità dell’articolo 6, paragrafo 4, o l’autorità di regolamentazione competente richieda una modifica per approvare i requisiti presentati in conformità dell’articolo 6, paragrafo 5, entro due mesi dalla richiesta i TSO interessati presentano ai fini dell’approvazione una proposta di modifica dei termini e delle condizioni o delle metodologie o dei requisiti. L’entità designata o l’autorità di regolamentazione competente decide in merito ai termini e alle condizioni o alle metodologie modificati entro due mesi dalla loro presentazione.

3. Qualora entro due mesi le autorità di regolamentazione competenti non siano state in grado di raggiungere un accordo sui termini e sulle condizioni o sulle metodologie di cui all’articolo 6, paragrafi 2 e 3, o su loro richiesta congiunta, o su richiesta dell’Agenzia conformemente all’articolo 5, paragrafo 3, terzo comma, del regolamento (UE) 2019/942, entro sei mesi l’Agenzia adotta una decisione riguardante i termini e le condizioni o le metodologie modificati, come previsto dall’articolo 5, paragrafo 3, e dall’articolo 6, paragrafo 10, secondo comma, del regolamento (UE) 2019/942. Se i pertinenti TSO non presentano una proposta di modifica dei termini e delle condizioni o delle metodologie, si applica la procedura stabilita all’articolo 5, paragrafo 9.

4. L’Agenzia o le autorità di regolamentazione o le entità designate, ove siano responsabili dell’adozione dei termini e delle condizioni o delle metodologie in conformità dell’articolo 6, paragrafi 2, 3 e 4, rispettivamente, possono richiedere proposte di modifica di tali termini e condizioni o metodologie e fissare una scadenza per la loro presentazione. I TSO responsabili di elaborare una proposta di termini e condizioni o metodologie possono proporre modifiche alle autorità di regolamentazione e all’Agenzia. Le proposte di modifica dei termini e delle condizioni o delle metodologie sono sottoposte a consultazione, se del caso, conformemente alla procedura stabilita all’articolo 11 e approvate conformemente alla procedura stabilita agli articoli 5 e 6.

1. I TSO responsabili di specificare i termini e le condizioni o le metodologie a norma del presente regolamento li pubblicano su Internet, previa approvazione dell’Agenzia o delle autorità di regolamentazione competenti o, se tale approvazione non è richiesta, dopo averli specificati, eccetto nei casi in cui le informazioni sono considerate riservate a norma dell’articolo 12.

2. La pubblicazione riguarda anche:

1. a) i miglioramenti agli strumenti di gestione della rete di cui all’articolo 55, lettera e);

2. b) i parametri-obiettivo dell'FRCE di cui all'articolo 128;

3. c) i limiti di rampa a livello di area sincrona di cui all'articolo 137, paragrafo 1;

4. d) i limiti di rampa a livello di blocco LFC di cui all'articolo 137, paragrafo 3;

5. e) le misure adottate nello stato di allerta a causa dell'insufficienza delle riserve di potenza attiva conformemente all'articolo 152, paragrafo 11; e

6. f) la richiesta, presentata dal TSO di connessione delle riserve a un fornitore di riserve FCR, di rendere disponibili le informazioni in tempo reale conformemente all'articolo 154, paragrafo 11.

1. I costi sostenuti dai gestori di sistema soggetti alla regolamentazione delle tariffe di rete e derivanti dagli obblighi stabiliti dal presente regolamento sono valutati dalle pertinenti autorità di regolamentazione. I costi considerati ragionevoli, efficienti e proporzionati sono recuperati mediante tariffe di rete o altri mezzi idonei.

2. Se richiesto dalle pertinenti autorità di regolamentazione, i gestori di sistema di cui al paragrafo 1, entro tre mesi dalla richiesta, forniscono le informazioni necessarie per facilitare la valutazione dei costi sostenuti.