Obsah (21)

Article 10 Article 20 Article 6 Article 5 Article 7 Article 9 Article 11 Article 12 Article 14 Article 33 Article 75 Article 25 Article 16 Article 13 Article 19 Article 3 Article 18 Article 27 Article 15 Article 21 Article 4

Έγκριση της κοινής πρότασης των Διαχειριστών Συστημάτων Μεταφοράς (ΔΣΜ) της περιφέρειας υπολογισμού δυναμικότητας Νοτιοανατολικής Ευρώπης (SEE CCR) για την τροποποίηση της μεθοδολογίας υπολογισμού δυν

Article 10

of the Commission Regulation (EU) 2016/1719 of 26 September 2016 establishing a guideline on forward capacity allocation Article 1 Subject matter and scope The common capacity calculation methodology shall be considered as a SEE TSOs methodology

Article 10

of the FCA Regulation and the capacity shall be calculated for each forward capacity allocation and at least on annual and monthly time frames for the SEE CCR bidding zone borders. Article 2 Definitions and interpretation

(1)For the purposes of the year-ahead and month-ahead common capacity calculation methodology, (hereinafter Long Term Capacity Calculation Methodology “LT CCM”), the terms used in this document shall have the meaning of the definitions included in Article 2 of Regulation (EC) 714/2009, Article 2 of FCA Regulation, Article 2 of CACM Regulation, Article 3 of the Commission Regulation (EU) 2017/1485 of 2 August 2017 establishing a guideline on electricity transmission system operation (hereinafter SO Regulation), Article 2 of the Commission Regulation (EU) 2017/2195 of 23 November 2017 establishing a guideline on electricity balancing, Article 2 of Commission Regulation (EC) 2013/543 of 14 June 2013 on submission and publication of data in electricity markets and amending Annex I to Regulation (EC) No 714/2009 of the European Parliament and of the Council and Article 2 of the capacity calculation methodology developed in the SEE CCR

Article 20(2) of the CACM Regulation (hereinafter SEE DA&ID CCM).

(2)In addition, the following definitions, abbreviations and notations shall apply:

‘AAC’ means the already allocated capacities, which is the capacity allocated as an outcome of the latest capacity calculation in the SEE CCR;
‘Agency’ or ‘ACER’ means Agency for the Cooperation of Energy Regulators;
‘ATC’ means the available transmission capacity, which is the transmission capacity that remains available for the allocation procedure and which respects the physical conditions of the transmission system;
‘CCC’ means the coordinated capacity calculator of the SEE CCR as defined in Article 2

(11)of the CACM Regulation; 5. ‘CCR’ means the capacity calculation region as defined in Article 2

(3)of the CACM Regulation; 6. ‘CGM’ means the common grid model as defined in Article 2

(2)of the CACM Regulation;

‘CGMM’ means the common grid model methodology, pursuant to Article 18 of the FCA Regulation;
‘CNE’ means a critical network element;
‘CNEC’ means a critical network element with a contingency;
‘CNTC approach’ means the coordinated net transmission capacity defined in Article 2

(8)of theCACM Regulation;

‘D-2’ means two days before the day of delivery;
‘GR-BG border’ means bidding zone border between Greece and Bulgaria;
‘BG-RO border’ means bidding zone border between Bulgaria and Romania;
‘EIC’ means energy identification code;
‘ENTSO-E’ means European Network of Transmission System Operators for Electricity; 1 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7
‘GSK’ means the generation shift key as defined in Article 2

(12)of the CACM Regulation;

‘HVDC’ means a high voltage direct current network element;
‘Imax’ means the maximum admissible current;
‘JAO’ means Joint Allocation Office;
‘LT’ means the long-term time frame;
‘LTA’ means the long-term allocated capacity, which is capacity allocated as an outcome of the long- term capacity calculation in the SEE CCR;
‘LT CC process’ means the long-term capacity calculation process;
‘LTN’ means the long-term nominated capacities, which is the long-term nomination of the long-termallocated capacity;
‘MTU’ means a market time unit; the definition for ‘market time’ is provided at Article 2

(15)of theCACM Regulation;

‘NTC’ means the Net Transmission Capacity which is the maximum energy exchange for commercialpurposes between adjacent bidding zones for each market time unit in a specific direction;
‘PST’ means a phase-shifting transformer;
‘RA’ means a remedial action;
‘RM’ means the reliability margin as defined in Article 2

(14)of the CACM Regulation;

SEE TSOs are Independent Power Transmission Operator (‘ADMIE’), Electricity System Operator EAD (‘ESO EAD’) and National Power Grid Company Transelectrica S.A. (‘Transelectrica’);
‘SEE NRAs’ means the SEE National Regulatory Authorities;
‘TTC’ means the Total Transmission Capacity which is the maximum exchange) complying with the operational security limits between adjacent bidding zones for each market time unit in a specific direction.

(3)In this LT CCM, unless the context requires otherwise: a. the singular indicates the plural and vice versa; b. headings are inserted for convenience only and do not affect the interpretation of this methodology; and c. any reference to legislation, regulations, directives, orders, instruments, codes or any other enactmentshall include any modification, extension or re-enactment of it when in force. Article 3 Application of this methodology

(1)This common capacity calculation methodology solely applies to the year-ahead and month-ahead common capacity calculation within the SEE CCR. Common capacity calculation methodologies within other capacity calculation regions or for other time-frames are not in scope of this methodology.

(2)This methodology shall also apply to third country TSO(s), if such TSO(

s)have signed an agreement with all SEE TSOs that they shall comply with this methodology and accept all the rights and obligations stemming from it. In such case the reference to SEE TSO(
s)and SEE CCR in this methodology shall also include such third country TSO(s). Article 4 Cross-zonal capacities for the long-term market

(1)For the long-term time frames, values for the cross-zonal capacity for annual and monthly time frame shall be calculated using an approach based on a coordinated NTC methodology, in line with Art. 10

(2)of the FCA Regulation.

(2)Each TSO of the SEE CCR shall provide the SEE CCC without undue delay the following initial inputs: 2 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7 a. operational security limits and contingencies

Article 6; b.

𝑅𝑀𝑠

Article 5; c.

GSKs

Article 7.

(3)The long-term capacity calculation is based on the common set of scenarios developed

Article 9.

(4)For the long-term common capacity calculation in the SEE CCR, performed by the SEE CCC, the high-levelprocess flow includes five steps until the final CNTC domain for the relevant market timeframe are set: a. first, for the capacity calculation inputs as defined in Article 4

(2)a quality check process shall beperformed by the SEE CCC; b. the second process step is to determine the relevant CNECs

Article 6(4) usedduring common capacity calculation; c.

the third step is to determine the NTC values for each direction and border of SEE CCR in accordancewith Article 10; d. the fourth step is to validate the cross-zonal capacities by the SEE TSOs

Article 11; e.

finally, the ATC values are calculated for relevant market time-frame

Article 12. Article 5 Reliability margin methodology

(1)The long-term common capacity calculation methodology is based on forecast models of the transmission system. Therefore, the outcomes are subject to inaccuracies and uncertainties. The aim of the RM is to cover alevel of risk induced by these forecast errors.

(2)Each SEE TSO will provide the CCC with the RM to be used in the long-term capacity calculation.

(3)SEE TSOs will use for the long-term common capacity calculation, the same RM used for day-ahead capacity calculation as described in the SEE DA&ID CCM.

(4)The RM values shall be updated every year and shall remain fixed until the next update. Article 6 Methodologies for operational security limits and contingencies

(1)Each TSO of the SEE CCR shall define a list of proposed CNEs, which could be fully or partly located in its own control area. The list of CNEs shall be provided to the SEE CCC, who shall monitor the CNEs during thecoordinated NTC calculation process. This list shall be updated at least on a yearly basis and in case of topology changes (commissioning of new grid elements in the observability area of each SEE TSO)

Article 14

. A CNE is a network element, significantly impacted by SEE cross zonal trades, which are supervised under certain operational conditions, the so-called contingencies. A CNE can be a cross zonal element or an internal network element. Those elements can be an overhead line, an underground cable, or a transformer.

(2)Each TSO of the SEE CCR shall define a list of proposed contingencies used in operational security analysis

Article 33of the SO Regulation, limited to their relevance for the set of CNEs as defined in Article 6

(1)and pursuant to Article 23

(2)of the CACM Regulation. The contingencies of a SEE TSO shall be located within the observability area of that SEE TSO. This list shall be updated at least on a yearly basis and in case of topology changes in the grid of the TSOs (commissioning of new grid elements in the observability area of each TSO)

Article 14

. 3 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7 A contingency can be an unplanned outage of: • a line, a cable, or a transformer; • a busbar; • a generating unit; • a load; or • a set of the aforementioned contingencies.

(3)Each TSO of the SEE CCR shall associate the contingencies established pursuant to Article 6

(2)with the CNEs established pursuant to Article 6

(1)following the rules established

Article 75of SO Regulation.

Until such rules are established and enter into force, the association of contingencies to CNEsshall be based on each SEE TSO’s operational practice.

(4)Each TSO of the SEE CCR shall provide to the SEE CCC a list of the proposed CNECs. The SEE CCC shall merge the list of CNECs provided by all SEE TSOs into a single list, which shall constitute the initial list of CNECs.

(5)For the capacity calculation, the SEE TSOs shall only monitor the CNECs significantly impacted by cross- zonal power exchanges. The selection of those CNECs shall be done by the CCC, according with the rules described in Article 7a of the SEE DA&ID CCM. The TSOs shall investigate whether a higher sensitivity threshold could be taken into account while guarantying security of supply, as a midterm measure. A study shall be provided to the relevant regulatory authorities in 3 months after collecting 1 year of data since the LT capacity calculation go-live. The TSOs shall consider efficient investments, as a long-term measure.

(6)SEE TSOs shall provide to the SEE CCC for each CNEC, for each long-term capacity calculation timeframe and for each scenario the operational security limits. SEE TSOs shall respect the operational security limits used in operational security analysis carried out in line with Article 72 of the SO Regulation. The operational security limits used in the common capacity calculation are the same as those used in operational security analysis, therefore any additional descriptions pursuant to Article 23

(2)of the CACM Regulation are not needed. In particular: α. SEE TSOs shall respect the maximum admissible current limit (𝐼𝑚𝑎𝑥) which is the physical limit of a CNE according to the operational security policy

Article 25of the SO Regulation.

The maximum admissible current can be defined with: i. fixed limits for all MTUs of each of the four seasons; ii. fixed limits for all MTUs in the case of transformers and certain types of conductors which arenot sensitive to ambient conditions; iii. fixed limits for all MTUs, in case of specific situations where the physical limit reflects the capability of substation equipment (such as circuit-breaker, current transformer, or disconnector). β. 𝐼𝑚𝑎𝑥 shall represent only real physical properties of the CNE and shall not be reduced by any security margin, as all uncertainties in the common capacity calculation are covered on each CNEC by the RM

Article 5.

(7)SEE TSOs shall not apply allocation constraints.

(8)SEE TSOs shall review and update the application of the methodologies for determining operational security limits, list of CNEs, contingencies and respectively the list of CNECs, on a yearly basis

Article 16. 4 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7 Article 7 Generation shift keys methodology

(1)Each SEE TSO shall define for its bidding zone and for each scenario a GSK, which translates a change in a bidding zone net position into a specific change of injection or withdrawal in the CGM. This expectation shall be based on the observed historical response of generation units to changes in net positions, clearing prices andother fundamental factors, and thereby contributing to minimizing the RM.

(2)

Article 13

of FCA Regulation and in line with Article 24 of the CACM Regulation, SEE TSOs developed the following methodology to determine the common GSK: a. SEE TSOs shall take into account the available information on generation available in the CGM for each scenario developed

Article 19

of the FCA Regulation in order to select the nodes that will contribute to the GSK; b. SEE TSOs shall aim to apply a GSK that resembles the dispatch and the corresponding flow pattern, thereby contributing to minimizing the reliability margins; c. SEE TSOs shall define its GSK based on scenarios with production and load units reflecting TSO’s bestforecast of flow patterns and market behavior.

(3)For the application of the methodology, SEE TSOs shall define, for the capacity calculation process, GSKs impacted by the actual generation present in the seasonal CGM. SEE TSOs shall take into account the available information on generation available in the CGM in order to select the nodes that will contribute to the GSK.

(4)SEE TSOs have harmonized their GSK determination methodologies: a. In its GSK, each TSO shall use flexible and controllable production units which are available inside the TSO grid; b. Units unavailable due to outage or maintenance are not included.

(5)For the Greek bidding zone a proportional representation of the generation variation to the remaining capacity, based on ADMIE’s best estimate of the initial generation profile, ensure the best modeling of the Greek system. After reaching the limits generating units already in operation the available generating units will be put in operation using a merit order list.

(6)For the Bulgarian bidding zone a proportional representation of the generation variation to the remaining capacity respecting the limits of the generating units, based on ESO EAD’s best estimate of the initial generation profile, ensuring the best modeling of the Bulgarian system. After reaching the limits of generating units already in operation the available units, but still not in use, will be put in operation by using a merit order list. The nuclear units are not included in the list.

(7)The Transelectrica GSK file contains dispatchable units which are included in the CGM and are forecasted to be available at that time-frame. The nuclear units are not included in the list. The fixed participation factors of GSK are impacted by the actual generation present in the yearly and monthly CGM.

(8)The GSKs shall be provided to the SEE CCC to be used in the capacity calculation for each bidding zone and also the time interval for which the GSKs shall be valid. The SEE TSOs shall make ex-post analysis of GSK regularly (including the testing periods) and if considered necessary request to change it.

(9)SEE TSOs shall review and update the application of the generation shift keys methodology, on a yearly basis

Article 16. Article 8 5 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7 Methodology for remedial actions in capacity calculation

(1)The RAs defined by each SEE TSOs shall be either preventive (pre-fault) or curative (post-fault), i.e. affecting all CNECs or only pre-defined contingency cases, respectively. The capacity calculation process may only take into account those non-costly RAs which can be modelled. The SEE TSOs may use the following non-costly RAs, but are not limited to: a. changing the tap position of a PST, b. topological action: opening or closing of one or more line(s), cable(s), transformer(s), bus bar coupler(s), or switching of one or more network element(s) from one bus bar to another, connection/disconnection of reactor(s), capacitor(s), c. changing the time interval for planned outages in the SEE CCR, after agreement with involved TSOs. The SEE TSOs shall use the RA during updates of CGMs with the latest available outage plan in line with Article 9 or during local validation in line with Article 11.

(2)The SEE TSOs will not use the RA during the TTC calculation in line with Article 10. Article 9 Scenarios

(1)

Article 19

of the FCA Regulation, referring to article 10 of the FCA Regulation, all TSOs in CCRs shall jointly develop a common set of scenarios to be used in the common grid model foreach long-term capacity calculation time frame.

(2)In order to meet the above requirements, the SEE TSOs shall use the annually created ENTSO-E yearahead reference scenarios (i.e. default scenarios),

Article 3.1 of CGMM for FCA in conjunction with Article 65 of the SO Regulation.

This Pan-European process is based on the CGMM asdeveloped

Article 18

of the FCA Regulation and respecting the merging and alignment processes developed

Article 27of the CACM Regulation.

(3)Each SEE TSO will update the year-ahead reference scenarios for the monthly capacity calculation, in which the SEE CCC shall incorporate the latest available information regarding the generation pattern and topology (due to grid element commissioning or decommissioning).

(4)The SEE CCC shall implement the latest available outage plans, together with the associated default RAs related to the scenarios mentioned in this Article for each selected timestamp in order to use the most recent capacity calculation inputs. The timestamps shall be selected following the largest number of simultaneously planned outages in the synchronous area of SEE CCR. For the selected timestamps all planned outages from Continental Europe shall be added according to the Unavailability Plan from the OPC database (24 timestamps for year-ahead and respectively 8-10 timestamps for month-ahead for peak and/or off-peak time intervals).

(5)The SEE CCC will perform a first computation, the so called congestion check, in order to verify the operational security fulfillment before starting capacity calculation for the long term timeframe using the CGMs which include the latest available outage plans. In case after mapping the planned outages, during congestion check overloads appear on elements included in the CNEC list, the SEE TSOs will strive to meet security criteria (N-1 criteria) using noncostly RAs. In case after applying all non-costly RAs the calculation does not conclude by executing AC load flow, the planned outages from remote TSOs from Continental Europe shall not be mapped in the CGMs.

(6)After obtaining congestion-free CGMs (security criteria fulfilled), the capacity calculation shall be performed. The lowest capacity of all capacity calculation timestamps for year-ahead or month-ahead process shall be selected. An exception to the above is the situation where two TSOs are connected via only one tie-line and a disconnection is planned for the tie-line during the period under consideration. 6 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7

(7)Reduction periods of NTC values could be applied to yearly and monthly time frames depending on network topology resulting from critical planned outages or tie-lines out of operation. Article 10 Mathematical description of the long-term capacity calculation approach

(1)The CNTC computation is a centralized calculation based on AC load flow which delivers the main parameterneeded for the definition of CNTC domain, i.e. the TTC. The TTC represents the maximum power exchange on a bidding zone border according to the following procedure: use the common grid model, generation shift keys and list of CNECs defined to calculate maximum power exchange on bidding zone borders, which shall equal the maximum calculated exchange between two bidding zones on either side of the bidding zone border respecting operational security limits.

(2)The SEE CCC shall define the values of TTC and NTC for each time-frame for the north Greek borders, and south Romanian borders and the values of NTC for each time frame for the BG-GR border and BG-RO border for both import and export directions. On these values each SEE TSO can apply reduction periods and the final values shall be provided to SEE TSOs for validation of BG-RO and BG-GR borders.

(3)The total NTC value for North Greek (NGR) borders is the calculated total TTC value for NGR borders reduced by the reliability margin for NGR borders. N𝑇𝐶north GR systems GR = T𝑇𝐶𝑛𝑜𝑟𝑡ℎ 𝐺𝑅 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚𝑠−𝐺𝑅- R M 𝑛𝑜𝑟𝑡ℎ 𝐺𝑅 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚𝑠−𝐺𝑅

(4)The total NTC value for South Romanian (SRO) borders is the calculated total TTC value for SRO borders reduced by the reliability margin for SRO borders. N𝑇𝐶south RO systems RO = T𝑇𝐶south RO 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚𝑠−RO- R M south RO 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚𝑠−RO

(5)The NTC on the BG-GR direction is a ratio of the total NTC value calculated from all north Greek systems (power systems of Albania, North Macedonia, Bulgaria and Turkey) to the Greek system: N𝑇𝐶𝐵𝐺−𝐺𝑅 = 𝑘𝐵𝐺−𝐺𝑅 · N𝑇𝐶𝑛𝑜𝑟𝑡ℎ 𝐺𝑅 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚𝑠−𝐺𝑅with N𝑇𝐶𝐵𝐺−𝐺𝑅 𝑘𝐵𝐺−𝐺𝑅 N𝑇𝐶𝑛𝑜𝑟𝑡ℎ 𝐺𝑅 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚𝑠−𝐺𝑅 NTC on the BG-GR direction splitting factor for BG-GR direction NTC from all north Greek systems to the Greek system

(6)The NTC on the GR-BG direction is a ratio of the total NTC value calculated from the Greek system to all north Greek systems (power systems of Albania, North Macedonia, Bulgaria and Turkey): N𝑇𝐶𝐺𝑅−𝐵𝐺 = 𝑘𝐺𝑅−𝐵𝐺 · N𝑇𝐶𝐺𝑅−𝑛𝑜𝑟𝑡ℎ 𝐺𝑅 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚𝑠 with N𝑇𝐶𝐺𝑅−𝐵𝐺 𝑘𝐺𝑅−𝐵𝐺 N𝑇𝐶𝐺𝑅−𝑛𝑜𝑟𝑡ℎ 𝐺𝑅 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚𝑠 NTC on the GR-BG direction splitting factor for GR-BG direction NTC from the Greek system to all north Greek systems

(7)The NTC on the BG-RO direction is a ratio of the total NTC value calculated from all south Romanian systems(power systems of Bulgaria and Serbia) to the Romanian system: N𝑇𝐶𝐵𝐺−𝑅0 = 𝑘𝐵𝐺−𝑅0 · N𝑇𝐶𝑠𝑜𝑢𝑡ℎ 𝑅0 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚𝑠 − 𝑅0 with N𝑇𝐶𝐵𝐺−𝑅0 𝑘𝐵𝐺−𝑅0 NTC on the BG-RO direction splitting factor for BG-RO direction 7 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7 N𝑇𝐶𝑠𝑜𝑢𝑡ℎ 𝑅0 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚𝑠−𝑅0 NTC from all south Romanian systems to the Romanian system

(8)The NTC on the RO-BG direction is a ratio of the total NTC value calculated from the Romanian system to allsouth Romanian systems (power systems of Bulgaria and Serbia): N𝑇𝐶𝑅0−𝐵𝐺 = 𝑘𝑅0−𝐵𝐺 · N𝑇𝐶𝑅0− 𝑠𝑜𝑢𝑡ℎ 𝑅0 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚𝑠 with N𝑇𝐶𝑅0−𝐵𝐺 𝑘𝑅0−𝐵𝐺 N𝑇𝐶𝑅0− 𝑠𝑜𝑢𝑡ℎ 𝑅0 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚𝑠 NTC on the RO-BG direction splitting factor for RO-BG direction NTC from the Romanian system to all south Romania systems

(9)The splitting factor used for year-ahead and month-ahead capacity calculation in the year Y will be based on the NTC values from the last two years before the implementation of the methodology. This approach is based on the Article 3(e) of the FCA Regulation that contributes to the objective of respecting the need for a fair and orderly market and price formation and ensures a fair distribution of costs and benefits between the involved TSOs. Moreover the approach is in line with the distribution of the congestion income (as defined in the Article 73 of CACM Regulation and Article 57 of FCA Regulation) collected by the TSOs, and thus does not alter the signals for investments to TSOs given by the congestion income. The splitting factors used at the NTC computation will comply with the security operation

Article 3

(c) of the CACM Regulation, will not alter the signals for investments to TSOs given by the congestion income and allow reasonable financial planning according with Article 73 ofthe CACM Regulation. TSOs can amend the splitting factors with values other than described above with justification to NRAs (for example when new tie lines will be in operation, when market and system conditions justify changes after agreement of all concerned TSOs).

(10)The splitting factor for BG-GR direction is determined with the following equation: 𝑘𝐵𝐺−𝐺𝑅 = 𝑁𝑇𝐶𝐵𝐺−𝐺𝑅/𝑁𝑇𝐶𝑛𝑜𝑟𝑡ℎ 𝐺𝑅 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚𝑠−𝐺𝑅 where: 𝑘𝐵𝐺−𝐺𝑅 𝑁𝑇𝐶𝐵𝐺−𝐺𝑅 𝑁𝑇𝐶𝑛𝑜𝑟𝑡ℎ 𝐺𝑅 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚𝑠−𝐺𝑅 splitting factor as percentage to be applied for BG-GR direction for year-ahead and month-ahead capacity calculation in the year Y. Average value of the NTC for the direction BG-GR in the last two years. Average value of the total NTC for the direction north GR systems -GR in the last two years.

(11)The splitting factor for GR-BG direction is determined with the following equation: 𝑘𝐺𝑅−𝐵𝐺 = 𝑁𝑇𝐶𝐺𝑅−𝐵𝐺 /𝑁𝑇𝐶𝐺𝑅−𝑛𝑜𝑟𝑡ℎ 𝐺𝑅 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚𝑠 where: 𝑘𝐺𝑅−𝐵𝐺 𝑁𝑇𝐶𝐺𝑅−𝐵𝐺 𝑁𝑇𝐶𝐺𝑅−𝑛𝑜𝑟𝑡ℎ 𝐺𝑅 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚𝑠 splitting factor as percentage to be applied for GR-BG direction for year-ahead and month-ahead capacity calculation in the year Y Average value of the NTC for the direction GR-BG in the last two years Average value of the total NTC for the direction GR-north GR systems in the last two years

(12)The splitting factor for BG-RO direction is determined with the following equation: 𝑘𝐵𝐺−𝑅0 = 𝑁𝑇𝐶𝐵𝐺−𝑅0/𝑁𝑇𝐶𝑠𝑜𝑢𝑡ℎ 𝑅0 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚𝑠−𝑅0 where: 𝑘𝐵𝐺−𝑅0 𝑁𝑇𝐶𝐵𝐺−𝑅0 𝑁𝑇𝐶𝑠𝑜𝑢𝑡ℎ 𝑅0 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚𝑠−𝑅0 splitting factor as percentage to be applied for BG-RO direction for year-ahead and month-ahead capacity calculation in the year Y Average value of the NTC for the direction BG-RO in the last two years Average value of the total NTC for the direction south RO systems-RO in the last two years 8 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7

(13)The splitting factor for RO-BG direction is determined with the following equation: 𝑘𝑅0−𝐵𝐺 = 𝑁𝑇𝐶𝑅0−𝐵𝐺 /𝑁𝑇𝐶𝑅0−𝑠𝑜𝑢𝑡ℎ 𝑅0 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚𝑠 where: 𝑘𝑅0−𝐵𝐺 𝑁𝑇𝐶𝑅0−𝐵𝐺 𝑁𝑇𝐶𝑅0−𝑠𝑜𝑢𝑡ℎ 𝑅0 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚𝑠 splitting factor as percentage to be applied for RO-BG direction for year-ahead and month-ahead capacity calculation in the year Y Average value of the NTC for the direction RO-BG in the last two years Average value of the total NTC for the direction RO-south RO systems in the last two years

(14)The CCC of the SEE CCR shall provide to the SEE TSOs with the validated NTCs values defined

Article 5for the BG-RO and BG-GR borders. Article 11 Cross-zonal capacity validation methodology

(1)Each TSO of the SEE CCR shall,

Article 15

of FCA Regulation, referring to Article 26 of the CACM Regulation, validate and have the right to correct cross-zonal capacity relevant to the TSO’s bidding zone borders for reasons of operational security during the validation process. In exceptional situations cross-zonal capacities can be decreased by TSOs. These situations are: a. an occurrence of an exceptional contingency or forced outage pursuant to Article 3 of the SO Regulation; b. when RAs, that are needed to ensure the calculated capacity, are not sufficient to ensure operationalsecurity; c. extremely low demand of a SEE TSO which leads to low system inertia and high voltage conditionsand so requires a minimum number of power plants on the grid; d. a mistake in input data, that leads to an overestimation of cross-zonal capacity from an operationalsecurity perspective.

(2)When performing the validation, the SEE TSOs shall consider operational security limits, taking into account new and relevant information obtained during or after the most recent capacity calculation. Therefore, SEE TSOs shall use tools developed by the SEE CCC for analysis, but may also employ verification tools not available to the SEE CCC.

(3)If SEE TSOs find errors in cross-zonal capacity provided for validation, the relevant SEE TSO shall provide updated inputs to the SEE CCC for recalculations of cross-zonal capacities. The SEE CCC shall repeat calculation with updated inputs and send the recalculated cross-zonal capacities for another validation.

(4)When one or more SEE TSOs do not validate the cross-zonal capacity calculated, the concerned TSOs shall provide the SEE CCC with the updated amount of cross-zonal capacities for the border considered and the reasons for the reduction. The final cross-zonal capacity is the minimum value sent by the SEE TSOs of the border considered.

(5)Any reduction of cross-zonal capacities during the validation process shall be communicated and justified to market participants and to the SEE national regulatory authorities. The SEE CCC shall issue a quarterly reportto regulatory authorities that shall include the amount of reduction in crosszonal capacity and reason for reduction. In cases of reduction the report shall include information for each bidding zone border and direction affected by a reduction (i.e. the identification of the border and direction; the volume of reduction; detailed reasons for reduction, including the security constraint violated, and under which circumstances it was violated; the before and after the contingency values for the NTC; the RAs included in CGM before capacity calculation; in case of 9 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7 reduction due to individual validation, the TSO invoking the reduction) and the proposed measures to avoid similar reductions in the future. The report shall also include at least the following aggregate information: statistics on the number, causes, volume and estimated loss of economic surplus of applied of reductions by different SEE TSOs and general measures to avoid capacity reduction in the future.

(6)The SEE CCC shall coordinate with neighboring CCCs during the validation process, where at least the reductions in cross-zonal capacity are shared among them. Any information on decreased crosszonal capacityfrom neighboring CCCs shall be provided to SEE TSOs. Article 12 Available transmission capacity for yearly and monthly market time-frames

(1)The ATC values for yearly market time-frame are equal with the NTC values determined according with Article 10

(14).

(2)SEE TSOs, or an entity delegated by SEE TSOs, shall send for each MTU the yearly allocated capacity to the SEE CCC, without undue delay.

(3)The ATC values for monthly market time-frame taking into consideration the AACs is determined with the following equations in case of BG – GR border: 𝐴𝑇𝐶𝐵𝐺−𝐺𝑅 = 𝑁𝑇𝐶𝐵𝐺−𝐺𝑅 − 𝐴𝐴𝐶𝐵𝐺−𝐺𝑅 𝐴𝑇𝐶𝐺𝑅−𝐵𝐺 = 𝑁𝑇𝐶𝐺𝑅−𝐵𝐺 − 𝐴𝐴𝐶𝐺𝑅−𝐵𝐺 with 𝐴𝑇𝐶𝐵𝐺−𝐺𝑅 𝑁𝑇𝐶𝐵𝐺−𝐺𝑅 𝐴𝐴𝐶𝐵𝐺−𝐺𝑅 𝐴𝐴𝐶𝐺𝑅−𝐵𝐺 𝐴𝑇𝐶𝐺𝑅−𝐵𝐺 𝑁𝑇𝐶𝐺𝑅−𝐵𝐺 ATC on the BG-GR direction NTC on the BG-GR direction AAC on the BG-GR direction AAC on the GR-BG direction ATC on the GR-BG direction NTC on the GR-BG direction

(4)The ATC taking into consideration the AACs is determined with the following equations in case of BG – ROborder: 𝐴𝑇𝐶𝐵𝐺−𝑅0 = 𝑁𝑇𝐶𝐵𝐺−𝑅0 − 𝐴𝐴𝐶𝐵𝐺−𝑅0 𝐴𝑇𝐶𝑅0−𝐵𝐺 = 𝑁𝑇𝐶𝑅0−𝐵𝐺 − 𝐴𝐴𝐶𝑅0−𝐵𝐺 with 𝐴𝑇𝐶𝐵𝐺−𝑅0 𝑁𝑇𝐶𝐵𝐺−𝑅0 𝐴𝐴𝐶𝐵𝐺−𝑅0 𝐴𝐴𝐶𝑅0−𝐵𝐺 𝐴𝑇𝐶𝑅0−𝐵𝐺 𝑁𝑇𝐶𝑅0−𝐵𝐺 ATC on the BG-RO direction NTC on the BG-RO direction AAC on the BG-RO direction AAC on the RO-BG direction ATC on the RO-BG direction NTC on the RO-BG direction Article 13 Fallback procedures

(1)

Article 10

(7)of the FCA Regulation, referring to Article 21

(3)of the CACM Regulation, in the event that a LT CC process is unable to produce results, a fallback procedure shall be applied.

(2)Regarding the year-ahead and month-ahead common capacity calculation, for scenarios where the load flow for the congestion check process concluded in DC, the SEE CCC shall apply the fallback values.

(3)For the year-ahead and month-ahead common capacity calculation, where an incident occurs in the capacity calculation process and the SEE CCC is unable to produce results within the allocated time for the calculation process, the SEE TSOs shall bilaterally agree on NTC values for the relevant time10 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7 frame.

(4)The SEE CCR TSOs shall use as fallback procedure for yearly process the coordinated yearly values of the previous year as a starting point. Then the SEE TSOs will first bilaterally validate these NTC values (this could imply that a CNTC will be lower due to different foreseen topology situations); in a second step these values will be discussed and agreed upon in a SEE TSOs coordination meeting (this also qualifies as validation according to Article 15 of the FCA Regulation) the latter ensures that also the fallback NTCs are coordinated.

(5)The fallback procedure for monthly process takes into consideration the remaining capacity of the yearly process for that month. Then the SEE TSOs considering the different foreseen topology situations will bilaterally validate these NTC values. The bilaterally agreed values shall be in a second step discussed and agreed upon in a SEE TSOs coordination meeting.

(6)SEE TSOs provide inputs to the SEE CCC after commonly coordinating and validating the bilaterally agreed NTC values. Article 14 Consideration of non-SEE CCR bidding zone borders

(1)

Article 21

(1)(b)(vii) of the CACM Regulation, SEE TSOs take into account the influences of other CCRs by making assumptions on what will be the future non-SEE exchanges

Article 18(3) of the CACM Regulation and Article 19 of the CGMM.

(2)The assumptions of non-SEE exchanges are implicitly captured in the relevant CGM by the non-SEE TSOs’ best forecasts of net positions and flows for HVDC lines, according to Article 18

(3)of CACM Regulation and are used as the basis for the common capacity calculation. In SEE CCR, this constitutes the rule for sharing power flow capabilities among different CCRs. Article 15 Publication and Timescale for Implementation of the capacity calculation methodology

(1)The SEE TSOs shall publish this year-ahead and month-ahead capacity calculation methodology without undue delay after all relevant national regulatory authorities have approved the proposed methodology or a decision has been taken by the Agency for the Cooperation of Energy Regulators

Article 4(9), (10) and (11) of FCA Regulation.

(2)The SEE TSOs shall implement the LT CCM no later than 01.01.2025. The implementation process shall include the following steps: a. Internal parallel run, during which the SEE TSOs shall test the operational processes for capacity calculation inputs, capacity calculation process and capacity validation and develop the appropriate IT tools and infrastructure; b. External parallel run (3 months period), during which the SEE TSOs will continue testing their internal processes and IT tools and infrastructure.

(3)During the internal and external parallel run, SEE TSOs shall continuously monitor the effects and the performance of the application of this methodology. For this purpose, they shall develop, in coordination with SEE NRAs, the Agency and stakeholders, the monitoring and performance criteria and report on the outcome of this monitoring on a quarterly basis in a quarterly report. After the implementation of this methodology outcome of this monitoring shall be reported in the annual report. Article 16 Reviews and updates

(1)Based on Article 3(f) of the FCA Regulation and

Article 21

(3)of the FCA 11 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7 Regulation, referring to Article 27 of the CACM Regulation all TSOs shall regularly and at least once a year review and update the key input and output parameters listed in Article 27

(4)(

a)to (
d)of the CACM Regulation.

(2)In case the review proves the need of an update of the reliability margins methodology, SEE TSOs shall publish the changes at least 1 month before the implementation.

(3)In case the review proves the need of an update of the operational security limits, critical network elements andcontingencies used for capacity calculation inputs pursuant to Article 6, SEE TSOs shall publish the changes atleast 1 week before the implementation.

(4)In case the review proves the need for updating the application of the methodologies for determining generation shift keys, operational security limits, critical network elements and contingencies referred to in Articles 12 to 13 of the FCA Regulation, changes have to be published at least 3 months before the final implementation.

(5)Any changes of parameters listed in Article 27

(4)of the CACM Regulation have to be communicated tomarket participants, SEE NRAs and the Agency.

(6)The impact of any changes of the parameters listed in Article 27

(4)(d) of the CACM Regulation have to be communicated to market participants, SEE regulatory authorities and the Agency. If any change leads to a need for an adaption of this methodology, SEE TSOs will amend this methodology according to Article 4

(12)of the FCA Regulation. Article 17 Publication of data

(1)

Article 3

(f) of the FCA Regulation aiming at ensuring and enhancing the transparency andreliability of information to the regulatory authorities and market participants, SEE TSOs and the SEE CCC shall regularly publish the data on the capacity calculation process pursuant to this methodology on a dedicated online communication platform representing all SEE TSOs. To enable market participants to have a clear understanding of the published data, SEE TSOs and the SEE CCC shall develop a handbook and published it on this communication platform. This handbook shall include at least a description of each data item, includingits unit and underlying convention.

(2)SEE TSOs and the SEE CCC shall publish the following data items (in addition to the data items and definitions of Commission Regulation (EU) No 543/2013 on submission and publication of data in electricity markets): a. NTC values determined for year and monthly market time-frames; b. RMs for each direction of the SEE CCR borders; c. Limiting CNECs; d. For each CNEC the EIC code of CNE and Contingency; e. Real names of CNECs; f. The following forecast information contained in the CGM and bidding zone of the SEE CCR: i). Load ii). Production iii). Net position.

(3)Individual SEE TSOs may withhold the publication of information disclosing the locational information referred to in paragraph

(2)c),

(2)d),

(2)e),

(2)f), if required by a competent regulatory authority or by relevant national legislation on the grounds of protecting the critical infrastructure. In such case, the information referred to in paragraph

(2)

d)and
e)shall be replaced with an 12 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7 anonymous identifier which shall be stable for each CNEC across all market time units. The anonymous identifier shall also be used in the other TSO communications related to the CNEC, including when communicating about an outage or aninvestment in infrastructure. The list of data items withheld pursuant to this paragraph shall be published on the communication platform referred to in paragraph

(1).

(4)Any change in the identifiers used in paragraphs

(2)d) and

(3)shall be publicly notified at least one monthbefore its entry into force. The notification shall at least include the day of entry into force of the new identifiers and the correspondence between the old and the new identifier for each CNEC.

(5)Regulatory authorities may request additional information to be published by the TSOs. The relevant TSOsshall publish this information if requested by their competent regulatory authority. All regulatory authorities shall coordinate their requests among themselves, the relevant stakeholders and the Agency. Article 18 Quality of the data published

(1)No later than six months before the implementation of this methodology, SEE TSOs shall jointly establish and publish a common procedure for monitoring and ensuring the quality and availability of the data. When doing so, they shall coordinate with relevant stakeholders and SEE CCR regulatory authorities.

(2)The procedure pursuant to paragraph

(1)shall be applied by the SEE CCC, and shall consist of continuous monitoring process and reporting in the annual report. The continuous monitoring process shall monitor the following elements: a. individually for each TSO and for the SEE CCR as a whole: data quality indicators, describing the precision, accuracy, representativeness, data completeness, comparability and sensitivity of the data; b. the ease-of-use of the data retrieval, for both manual and automated purposes; c. perform automated data checks, which shall be conducted in order to automatically accept or rejectindividual data items before publication based on required data attributes (e.g. data type, lower/upper value bound, etc.). The quality indicators shall be monitored in daily operation and shall be made available on the platform for each dataset and data provider such that users are able to take this information into account when accessing and using the data.

(3)The SEE CCC shall provide in the annual report at least the following: a. the summary of the quality of the data provided by each data provider; b. the assessment of the ease-of-use of data retrieval (both manual and automated); c. the results of the satisfaction survey performed annually with stakeholders and regulatory authorities; d. the suggestions for improving the quality of the provided data and/or the ease-of-use of dataretrieval.

(4)The SEE TSOs shall commit to a minimum value for at least some of the indicators mentioned in paragraph

(2), to be achieved by each TSO individually on average on a monthly basis. Should a TSO fail to fulfil at least one of the data quality requirements, this TSO shall provide to the SEE CCC within 1 month following the infringement of the threshold, detailing reasons for the failure to provide information, as well as an actionplan to correct past errors and prevent future errors. No later than three months after the infringement, this action plan shall fully be implemented and the issue resolved. This information shall be published on the online communication platform and in the annual report. 13 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7 Article 19 Monitoring, reporting and information to regulatory authorities

(1)With reference to the Whereas and Article 26

(5)of the CACM Regulation, monitoring data shall be provided towards the SEE NRAs as basis for supervising a non-discriminatory and efficient SEE congestion management.

(2)The provided monitoring data shall also be the basis for the biennial report to be provided according to Article 26 of the FCA Regulation.

(3)The SEE CCC, with the support of SEE TSOs where relevant, shall draft and publish an annual report and a quarterly report satisfying the reporting obligations set in this methodology.

(4)The final, exhaustive and binding list of all monitoring items, respective templates and the data access point shall be developed by the SEE TSOs in cooperation with SEE NRAs. An agreement between the SEE NRAs and SEE TSOs shall be reached no later than three months before the implementation of this methodology.

(5)All technical and statistical information related to this methodology shall be made available upon request to the NRAs in the SEE CCR. Article 20 Language

(1)The reference language for this methodology shall be English. For the avoidance of doubt, where TSOs need to translate this methodology into their national language(s), in the event of inconsistencies between the English version published by TSOs

Article 4

(13)of the FCA Regulation and any version in another language, the relevant TSOs shall,

national legislation, provide the relevant national regulatory authorities with a revised translation of the methodology. 14 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7 Κοινή μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας για το μακροπρόθεσμο χρονικό πλαίσιο της αγοράς για την ΠΥΔ νοτιοανατολικής Ευρώπης σύμφωνα με το άρθρο 10 του κανονισμού (ΕΕ) 2016/1719 της Επιτροπής, της 26ης Σεπτεμβρίου 2016, σχετικά με τον καθορισμό κατευθυντήριας γραμμής για τη μελλοντική κατανομή δυναμικότητας Άρθρο 1 Αντικείμενο και πεδίο εφαρμογής Η κοινή μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας λαμβάνεται υπόψη ως μεθοδολογία των ΔΣΜ ΝΑΕ σύμφωνα με το άρθρο 10 του κανονισμού ΜΚΔ και η δυναμικότητα υπολογίζεται για κάθε μελλοντική κατανομή δυναμικότητας και τουλάχιστον σε ετήσιο και μηνιαίο χρονικό πλαίσιο για τα σύνορα ζωνών προσφοράς της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης. Άρθρο 2 Ορισμοί και ερμηνεία

(1)Για τους σκοπούς της κοινής μεθοδολογίας υπολογισμού δυναμικότητας επόμενου έτους και επόμενου μήνα (στο εξής καλούμενης «μεθοδολογία υπολογισμού μακροπρόθεσμης δυναμικότητας» ή «ΜΥ ΜΠΔ»), οι όροι που χρησιμοποιούνται στο παρόν έγγραφο έχουν τη σημασία των ορισμών που περιλαμβάνονται στο άρθρο 2 του κανονισμού (ΕΚ) 714/2009, στο άρθρο 2 του κανονισμού ΜΚΔ, στο άρθρο 2 του κανονισμού ΚΔΔΣ, στο άρθρο 3 του κανονισμού (ΕΕ) 2017/1485 της Επιτροπής, της 2ας Αυγούστου 2017, σχετικά με τον καθορισμό κατευθυντήριας γραμμής για τη λειτουργία του συστήματος μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας (στο εξής «κανονισμός ΛΣ»), στο άρθρο 2 του κανονισμού (ΕΕ) 2017/2195 της Επιτροπής, της 23ης Νοεμβρίου 2017, σχετικά με τον καθορισμό κατευθυντήριας γραμμής για την εξισορρόπηση ηλεκτρικής ενέργειας, στο άρθρο 2 του κανονισμού (ΕK) 543/2013 της Επιτροπής, της 14ης Ιουνίου 2013, σχετικά με την υποβολή και δημοσίευση δεδομένων στις αγορές ηλεκτρικής ενέργειας και για την τροποποίηση του παραρτήματος I του κανονισμού (ΕΚ) αριθ. 714/2009 του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου και στο άρθρο 2 της μεθοδολογίας υπολογισμού δυναμικότητας που έχει αναπτυχθεί στην ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης σύμφωνα με το άρθρο 20 παράγραφος 2 του κανονισμού ΚΔΔΣ (στο εξής «ΜΥΔ ΝΑΕ για το χρονικό πλαίσιο δυναμικότητας επόμενης ημέρας και ενδοημερήσιας δυναμικότητας»).

(2)Επιπλέον, ισχύουν οι ακόλουθοι ορισμοί, συντομεύσεις και σημειώσεις:

«ΗΚΔ»: ήδη κατανεμηθείσες δυναμικότητες που σημαίνει η δυναμικότητα που έχει κατανεμηθεί ως αποτέλεσμα του τελευταίου υπολογισμού δυναμικότητας στην ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης·
«Οργανισμός» ή «ACER»: Οργανισμός για τη Συνεργασία των Ρυθμιστικών Αρχών·
«ΔΔΜ»: η διαθέσιμη δυναμικότητα μεταφοράς που σημαίνει η δυναμικότητα μεταφοράς που παραμένει διαθέσιμη για τη διαδικασία κατανομής και η οποία τηρεί τους φυσικούς όρους του συστήματος μεταφοράς·
«ΦΣΥΔ»: ο φορέας συντονισμένου υπολογισμού δυναμικότητας της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης, όπως ορίζεται στο άρθρο 2 παράγραφος 11 του κανονισμού ΚΔΔΣ·
«ΠΥΔ»: η περιφέρεια υπολογισμού δυναμικότητας, όπως ορίζεται στο άρθρο 2 παράγραφος 3 του κανονισμού ΚΔΔΣ·
«ΚΜΔ»: το κοινό μοντέλο δικτύου, όπως ορίζεται στο άρθρο 2 παράγραφος 2 του κανονισμού ΚΔΔΣ·
«ΜΚΜΔ»: η μεθοδολογία κοινού μοντέλου δικτύου σύμφωνα με το άρθρο 18 του κανονισμού ΜΚΔ·
«ΚΣΔ»: το κρίσιμο στοιχείο δικτύου·
«ΚΣΔ-ΑΣ»: το κρίσιμο στοιχείο δικτύου με απρόβλεπτο συμβάν»·
«προσέγγιση με βάση ΣΚΔΜ»: η συντονισμένη καθαρή δυναμικότητα μεταφοράς, όπως ορίζεται στο άρθρο 2 παράγραφος 8 του κανονισμού ΚΔΔΣ·
«D-2»: οι δύο ημέρες πριν από την ημερομηνία παράδοσης∙ 15 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7
«σύνορο ΕΛ-ΒΟ»: το σύνορο ζωνών προσφοράς μεταξύ Ελλάδας και Βουλγαρίας·
«σύνορο ΒΟ-ΡΟ»: το σύνορο ζωνών προσφοράς μεταξύ Βουλγαρίας και Ρουμανίας·
«ΚΑΕ»: ο κωδικός αναγνώρισης ενέργειας·
«ΕΔΔΣΜ-ηλ»: Ευρωπαϊκό Δίκτυο Διαχειριστών Συστημάτων Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας∙
«ΚΜΠ»: η κλείδα μετατόπισης παραγωγής, όπως ορίζεται στο άρθρο 2 παράγραφος 12 του κανονισμού ΚΔΔΣ·
«HVDC»: το στοιχείο δικτύου συνεχούς ρεύματος υψηλής τάσης·
«Imax»: μέγιστο επιτρεπόμενο ρεύμα·
«ΚΓΚ»: το κοινό γραφείο κατανομής·
«ΜΠ»: το χρονικό πλαίσιο μακροπρόθεσμης αγοράς·
«ΜΚΔ»: η μακροπρόθεσμα κατανεμημένη δυναμικότητα η οποία είναι η δυναμικότητα που έχει κατανεμηθεί ως αποτέλεσμα του υπολογισμού μακροπρόθεσμης δυναμικότητας στην ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης·
«διαδικασία ΥΜΠΔ»: η διαδικασία υπολογισμού μακροπρόθεσμης δυναμικότητας·
«ΜΟΔ»: μακροπρόθεσμα ορισθείσες δυναμικότητες που σημαίνει ο μακροπρόθεσμος ορισμός των μακροπρόθεσμα κατανεμηθεισών δυναμικοτήτων·
«ΑΧΜ»: αγοραία χρονική μονάδα· ο ορισμός για την «αγοραία ώρα» παρέχεται στο άρθρο 2 παράγραφος 15 του κανονισμού ΚΔΔΣ·
«ΚΔΜ»: η καθαρή δυναμικότητα μεταφοράς που είναι η μέγιστη ανταλλαγή ενέργειας για εμπορικούς σκοπούς μεταξύ γειτονικών ζωνών προσφοράς για κάθε αγοραία χρονική μονάδα σε μια συγκεκριμένη κατεύθυνση·
«ΜΜΦ»: ο μετασχηματιστής μετατόπισης φάσεως·
«ΔΜ»: διορθωτικό μέτρο·
«ΠΑ»: το περιθώριο αξιοπιστίας, όπως ορίζεται στο άρθρο 2 παράγραφος 14 του κανονισμού ΚΔΔΣ·
«ΔΣΜ ΝΑΕ»: ο ΑΔΜΗΕ (Ανεξάρτητος Διαχειριστής Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας), ο ESO EAD (Διαχειριστής Δικτύου Μεταφοράς της Βουλγαρίας) και η Transelectrica (Εταιρεία Εθνικού Δικτύου Ισχύος – Transelectrica S.A.)·
«ΕΡΑ ΝΑΕ»: οι εθνικές ρυθμιστικές αρχές ΝΑΕ·
«ΣΙΜ»: η συνολική ικανότητα μεταφοράς που συνιστά τη μέγιστη ανταλλαγή και συμμορφώνεται με τα όρια επιχειρησιακής ασφάλειας μεταξύ γειτονικών ζωνών προσφοράς για κάθε αγοραία χρονική μονάδα σε μια συγκεκριμένη κατεύθυνση.

(3)Στην παρούσα ΜΥ ΜΠΔ, εκτός αν απαιτείται διαφορετικά από τα συμφραζόμενα: d. ο ενικός αριθμός περιλαμβάνει τον πληθυντικό και το αντίστροφο· e. οι επικεφαλίδες εισάγονται για λόγους διευκόλυνσης και μόνο και δεν επηρεάζουν την ερμηνεία της παρούσας μεθοδολογίας και· f. οποιαδήποτε αναφορά σε νομοθεσία, κανονισμούς, οδηγίες, διατάξεις, πράξεις, κώδικες ή οποιαδήποτε άλλη νομοθετική διάταξη περιλαμβάνει οποιαδήποτε τροποποίηση, επέκταση ή επανενεργοποίηση της νομοθετικής διάταξης αυτής από τη στιγμή που τίθεται σε ισχύ. Άρθρο 3 Εφαρμογή της παρούσας μεθοδολογίας

(1)Η παρούσα κοινή μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας εφαρμόζεται αποκλειστικά στον κοινό υπολογισμό δυναμικότητας επόμενου έτους και επόμενου μήνα εντός της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης. Οι κοινές μεθοδολογίες υπολογισμού δυναμικότητας που εφαρμόζονται εντός άλλων περιφερειών υπολογισμού δυναμικότητας ή για άλλα χρονικά πλαίσια δεν εμπίπτουν στο πεδίο εφαρμογής της παρούσας μεθοδολογίας.

(2)Η παρούσα μεθοδολογία εφαρμόζεται επίσης σε ΔΣΜ τρίτων χωρών, με την προϋπόθεση ότι οι εν λόγω 16 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7 ΔΣΜ έχουν προχωρήσει με όλους τους ΔΣΜ ΝΑΕ στη σύναψη συμφωνίας, η οποία προβλέπει τη συμμόρφωσή τους με την παρούσα μεθοδολογία και την εκ μέρους τους αποδοχή του συνόλου των δικαιωμάτων και των υποχρεώσεων που απορρέουν από αυτήν. Στην περίπτωση αυτή, η αναφορά σε ΔΣΜ ΝΑΕ και ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης στην παρούσα μεθοδολογία περιλαμβάνει επίσης τους εν λόγω ΔΣΜ τρίτων χωρών. Άρθρο 4 Διαζωνικές δυναμικότητες για τη μακροπρόθεσμη αγορά

(1)Για τα χρονικά πλαίσια μακροπρόθεσμης δυναμικότητας, οι τιμές διαζωνικής δυναμικότητας για το ετήσιο και το μηνιαίο χρονικό πλαίσιο υπολογίζονται με μια προσέγγιση η οποία βασίζεται σε μεθοδολογία συντονισμένης ΚΔΜ, σύμφωνα με το άρθρο 10 παράγραφος 2 του κανονισμού ΜΚΔ.

(2)Κάθε ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης παρέχει στον ΦΣΥΔ ΝΑΕ, χωρίς αδικαιολόγητη καθυστέρηση, τις ακόλουθες αρχικές εισροές: α. τα όρια επιχειρησιακής ασφάλειας και τα απρόβλεπτα συμβάντα σύμφωνα με το άρθρο 6· β. τα ΠΑ σύμφωνα με το άρθρο 5· γ. τις ΚΜΠ σύμφωνα με το άρθρο 7.

(3)Ο υπολογισμός μακροπρόθεσμης δυναμικότητας βασίζεται στο κοινό σύνολο σεναρίων που έχουν αναπτυχθεί σύμφωνα με το άρθρο 9.

(4)Για τον κοινό υπολογισμό μακροπρόθεσμης δυναμικότητας στην ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης ο οποίος διενεργείται από τον ΦΣΥΔ ΝΑΕ, η υψηλού επιπέδου ροή διαδικασίας περιλαμβάνει πέντε βήματα έως ότου οριστεί ο τελικός τομέας ΣΚΔΜ για το σχετικό χρονικό πλαίσιο αγοράς: α. πρώτα, για τις εισροές υπολογισμού δυναμικότητας, όπως ορίζεται στο άρθρο 4 παράγραφος 2, διενεργείται διαδικασία ελέγχου ποιότητας από τον ΦΣΥΔ ΝΑΕ· β. το δεύτερο βήμα της διαδικασίας είναι ο προσδιορισμός των σχετικών ΚΣΔ-ΑΣ σύμφωνα με το άρθρο 6 παράγραφος 4 που χρησιμοποιείται κατά τον κοινό υπολογισμό δυναμικότητας· γ. το τρίτο βήμα είναι ο προσδιορισμός των τιμών ΚΔΜ για κάθε κατεύθυνση και σύνορο της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης σύμφωνα με το άρθρο 10· δ. το τέταρτο βήμα είναι να επικυρωθούν οι διαζωνικές δυναμικότητες από τους ΔΣΜ ΝΑΕ σύμφωνα με το άρθρο 11· ε. τέλος, οι τιμές ΔΔΜ υπολογίζονται για το σχετικό χρονικό πλαίσιο αγοράς σύμφωνα με το άρθρο 12. Άρθρο 5 Μεθοδολογία περιθωρίου αξιοπιστίας

(1)Η κοινή μεθοδολογία υπολογισμού μακροπρόθεσμης δυναμικότητας βασίζεται σε μοντέλα πρόγνωσης του συστήματος μεταφορών. Για τον λόγο αυτό, στα αποτελέσματα μπορεί να διαπιστώνονται ανακρίβειες και αβεβαιότητες. Στόχος του περιθωρίου αξιοπιστίας (ΠΑ) είναι να παρέχεται κάλυψη ενός επιπέδου κινδύνου που οφείλεται σε σφάλματα πρόγνωσης αυτού του είδους.

(2)Κάθε ΔΣΜ ΝΑΕ θα παρέχει στον ΦΣΥΔ το περιθώριο αξιοπιστίας που θα χρησιμοποιηθεί στον υπολογισμό μακροπρόθεσμης δυναμικότητας.

(3)Οι ΔΣΜ ΝΑΕ θα χρησιμοποιήσουν για τον κοινό υπολογισμό της μακροπρόθεσμης δυναμικότητας το ίδιο ΠΑ που χρησιμοποιήθηκε για τον υπολογισμό δυναμικότητας επόμενης ημέρας όπως περιγράφεται στην ΜΥΔ ΝΑΕ για το χρονικό πλαίσιο δυναμικότητας επόμενης ημέρας και 17 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7 ενδοημερήσιας δυναμικότητας.

(4)Οι τιμές ΠΑ επικαιροποιούνται κάθε έτος και παραμένουν σταθερές έως την επόμενη επικαιροποίηση. Άρθρο 6 Μεθοδολογίες για τα όρια επιχειρησιακής ασφάλειας και τα απρόβλεπτα συμβάντα

(1)Κάθε ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης ορίζει μια λίστα προτεινόμενων ΚΣΔ τα οποία μπορούν να βρίσκονται όλα ή ένα τμήμα τους στην περιοχή ελέγχου του εν λόγω ΔΣΜ. Η λίστα ΚΣΔ παρέχεται στον ΦΣΥΔ ΝΑΕ ο οποίος θα παρακολουθεί τα ΚΣΔ κατά τη διαδικασία του συντονισμένου υπολογισμού ΚΔΜ. Η εν λόγω λίστα επικαιροποιείται τουλάχιστον σε ετήσια βάση και σε περίπτωση αλλαγής της τοπολογίας (θέση σε λειτουργία νέων στοιχείων δικτύου στην περιοχή παρατήρησης κάθε ΔΣΜ ΝΑΕ) σύμφωνα με το άρθρο 14. Το ΚΣΔ είναι ένα στοιχείο δικτύου που επηρεάζεται σε σημαντικό βαθμό από τις διαζωνικές συναλλαγές της ΝΑΕ οι οποίες εποπτεύονται στο πλαίσιο ορισμένων επιχειρησιακών συνθηκών, τα επονομαζόμενα απρόβλεπτα συμβάντα. Το ΚΣΔ μπορεί να είναι ένα διαζωνικό στοιχείο ή ένα εσωτερικό στοιχείο δικτύου. Τα εν λόγω στοιχεία μπορούν να είναι μια εναέρια γραμμή, ένα υπόγειο καλώδιο ή ένας μετασχηματιστής.

(2)Κάθε ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης ορίζει μια λίστα προτεινόμενων απρόβλεπτων συμβάντων που χρησιμοποιούνται στην ανάλυση επιχειρησιακής ασφάλειας σύμφωνα με το άρθρο 33 του κανονισμού ΛΣ τα οποία περιορίζονται ως προς τη συνάφειά τους για το σύνολο ΚΣΔ, όπως ορίζεται στο άρθρο 6 παράγραφος 1 και σύμφωνα με το άρθρο 23 παράγραφος 2 του κανονισμού ΚΔΔΣ. Τα απρόβλεπτα συμβάντα ενός ΔΣΜ ΝΑΕ βρίσκονται εντός της περιοχής παρατήρησης του εν λόγω ΔΣΜ ΝΑΕ. Η εν λόγω λίστα επικαιροποιείται τουλάχιστον σε ετήσια βάση και σε περίπτωση αλλαγής της τοπολογίας στο δίκτυο των ΔΣΜ (θέση σε λειτουργία νέων στοιχείων δικτύου στην περιοχή παρατήρησης κάθε ΔΣΜ) σύμφωνα με το άρθρο 14. Απρόβλεπτο συμβάν μπορεί να αποτελεί μια μη προγραμματισμένη διακοπή: • μιας γραμμής, ενός καλωδίου ή ενός μετασχηματιστή· • ενός ζυγού· • μιας μονάδας παραγωγής· • ενός φορτίου ή • ενός συνόλου των ανωτέρω αναφερόμενων απρόβλεπτων συμβάντων.

(3)Κάθε ΔΣΜ από την ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης συσχετίζει τα απρόβλεπτα συμβάντα που έχουν οριστεί σύμφωνα με το άρθρο 6 παράγραφος 2, με τα ΚΣΔ που έχουν οριστεί σύμφωνα με το άρθρο 6 παράγραφος 1 με βάση τους κανόνες που έχουν οριστεί σύμφωνα με το άρθρο 75 του κανονισμού ΛΣ. Έως ότου οι εν λόγω κανόνες οριστούν και τεθούν σε ισχύ, η συσχέτιση των απρόβλεπτων συμβάντων με τις ΚΣΔ βασίζεται στην επιχειρησιακή πρακτική εκάστου ΔΣΜ ΝΑΕ.

(4)Κάθε ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης παρέχει στον ΦΣΥΔ ΝΑΕ μια λίστα προτεινόμενων ΚΣΔ-ΑΣ. Ο ΦΣΥΔ ΝΑΕ θα συγχωνεύσει τη λίστα ΚΣΔ-ΑΣ που παρέχουν όλοι οι ΔΣΜ ΝΑΕ σε μια ενιαία λίστα η οποία θα αποτελεί την αρχική λίστα ΚΣΔ-ΑΣ.

(5)Για τον υπολογισμό της δυναμικότητας, οι ΔΣΜ ΝΑΕ παρακολουθούν μόνο τα ΚΣΔ-ΑΣ που έχουν επηρεαστεί σημαντικά από τις διαζωνικές ανταλλαγές ισχύος. Η επιλογή αυτών των ΚΣΔ-ΑΣ πραγματοποιείται από τον ΦΣΥΔ, σύμφωνα με τους κανόνες που περιγράφονται στο άρθρο 7α της ΜΥΔ ΝΑΕ για το χρονικό πλαίσιο δυναμικότητας επόμενης ημέρας και ενδοημερήσιας δυναμικότητας. Οι ΔΣΜ διερευνούν εάν πρέπει να ληφθεί υπόψη ή όχι ένα υψηλότερο όριο ευαισθησίας με την παράλληλη διασφάλιση της ασφάλειας του εφοδιασμού, ως μεσοπρόθεσμο μέτρο. Πρέπει να παρέχεται μια μελέτη στις αρμόδιες ρυθμιστικές αρχές εντός 3 μηνών μετά τη συλλογή 18 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7 δεδομένων ενός

(1)έτους από τη δημοσίευση του υπολογισμού μακροπρόθεσμης δυναμικότητας. Οι ΔΣΜ θεωρούν τις αποδοτικές επενδύσεις ως μακροπρόθεσμο μέτρο.

(6)Οι ΔΣΜ ΝΑΕ παρέχουν στον ΦΣΥΔ ΝΑΕ, για κάθε ΚΣΔ-ΑΣ, για κάθε χρονικό πλαίσιο υπολογισμού μακροπρόθεσμης δυναμικότητας και για κάθε σενάριο τα όρια επιχειρησιακής ασφάλειας. Οι ΔΣΜ ΝΑΕ τηρούν τα όρια επιχειρησιακής ασφάλειας που χρησιμοποιούνται στην ανάλυση επιχειρησιακής ασφάλειας που διενεργείται σύμφωνα με το άρθρο 72 του κανονισμού ΛΣ. Τα όρια επιχειρησιακής ασφάλειας που χρησιμοποιούνται στην κοινό υπολογισμό δυναμικότητας είναι τα ίδια με αυτά που χρησιμοποιούνται στην ανάλυση επιχειρησιακής ασφάλειας. Ως εκ τούτου, οι πρόσθετες περιγραφές σύμφωνα με το άρθρο 23 παράγραφος 2 του κανονισμού ΚΔΔΣ δεν είναι απαραίτητες. Ειδικότερα: α. Οι ΔΣΜ ΝΑΕ τηρούν το μέγιστο επιτρεπόμενο όριο ρεύματος (𝐼𝑚𝑎𝑥) το οποίο αποτελεί το φυσικό όριο ενός ΚΣΔ σύμφωνα με την πολιτική επιχειρησιακής ασφάλειας σύμφωνα με το άρθρο 25 του κανονισμού ΛΣ. Το μέγιστο επιτρεπόμενο ρεύμα μπορεί να οριστεί με τα εξής: i. τα σταθερά όρια για όλες τις ΑΧΜ καθεμίας από τις τέσσερις περιόδους· ii. τα σταθερά όρια για όλες τις ΑΧΜ στην περίπτωση μετασχηματιστών και ορισμένων τύπων αγωγού που δεν είναι ευαίσθητοι στις περιβαλλοντικές συνθήκες· iii. τα σταθερά όρια για όλες τις ΑΧΜ, σε περίπτωση συγκεκριμένων συνθηκών όπου το φυσικό όριο αντανακλά την ικανότητα ενός εξοπλισμού υποσταθμού (όπως διακόπτη κυκλώματος, μετασχηματιστή ρεύματος ή συσκευή αποσύνδεσης). β. Το 𝐼𝑚𝑎𝑥 αντιπροσωπεύει μόνο τις πραγματικές φυσικές ιδιότητες του ΚΣΔ και δεν μειώνεται από κανένα περιθώριο ασφαλείας, καθώς όλες οι αβεβαιότητες στον κοινό υπολογισμό δυναμικότητας καλύπτονται σε κάθε ΚΣΔ-ΑΣ από το περιθώριο αξιοπιστίας σύμφωνα με το άρθρο 5.

(7)Οι ΔΣΜ ΝΑΕ δεν εφαρμόζουν περιορισμούς κατανομής.

(8)Οι ΔΣΜ ΝΑΕ επανεξετάζουν και επικαιροποιούν την εφαρμογή των μεθοδολογιών για τον προσδιορισμό των ορίων επιχειρησιακής ασφάλειας, της λίστας ΚΣΔ, τυχόν απρόβλεπτων συμβάντων και της λίστας ΚΣΔ-ΑΣ, αντίστοιχα, σε ετήσια βάση σύμφωνα με το άρθρο 16. Άρθρο 7 Μεθοδολογία κλείδων μετατόπισης παραγωγής

(1)Κάθε ΔΣΜ ΝΑΕ ορίζει μια ΚΜΠ για τη ζώνη προσφοράς του και για κάθε σενάριο, η οποία μεταφράζει την αλλαγή σε μια καθαρή θέση ζώνης προσφοράς σε μια συγκεκριμένη αλλαγή της έγχυσης ή απόληψης φορτίου στο ΚΜΔ. Η εν λόγω προσδοκία βασίζεται στην παρατηρηθείσα ιστορική απόκριση των μονάδων παραγωγής στις αλλαγές των καθαρών θέσεων, των τιμών εκκαθάρισης και άλλων βασικών παραγόντων συμβάλλοντας έτσι στην ελαχιστοποίηση του ΠΑ.

(2)Σύμφωνα με το άρθρο 13 του κανονισμού ΜΚΔ και το άρθρο 24 του κανονισμού ΚΔΔΣ, οι ΔΣΜ ΝΑΕ εκπονούν την ακόλουθη μεθοδολογία για τον προσδιορισμό κοινής κλείδας μετατόπισης παραγωγής: α. Οι ΔΣΜ ΝΑΕ λαμβάνουν υπόψη τις διαθέσιμες πληροφορίες σχετικά με τη διαθέσιμη παραγωγή στο ΚΜΔ για κάθε σενάριο που έχει εκπονηθεί σύμφωνα με το άρθρο 19 του κανονισμού ΜΚΔ για την επιλογή των κόμβων που θα συμβάλλουν στην ΚΜΠ. β. Οι ΔΣΜ ΝΑΕ στοχεύουν να εφαρμόσουν μια ΚΜΠ που να μοιάζει με την αποστολή και το αντίστοιχο μοτίβο ροής, συμβάλλοντας κατά αυτόν τον τρόπο στην ελαχιστοποίηση των περιθωρίων αξιοπιστίας. γ. Οι ΔΣΜ ΝΑΕ ορίζουν την ΚΜΠ τους βάσει σεναρίων με παραγωγή και μονάδες φορτίου που αποτυπώνουν τη βέλτιστη πρόβλεψη των ΔΣΜ σχετικά με τα μοτίβα ροών και τη συμπεριφορά της αγοράς. 19 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7

(3)Για την εφαρμογή της μεθοδολογίας, οι ΔΣΜ ΝΑΕ ορίζουν, για τη διαδικασία υπολογισμού της δυναμικότητας, τις ΚΜΠ που επηρεάζονται από την πραγματική παραγωγή που είναι παρούσα στο εποχιακό ΚΜΔ. Οι ΔΣΜ ΝΑΕ λαμβάνουν υπόψη τις διαθέσιμες πληροφορίες σχετικά με τη διαθέσιμη παραγωγή στο ΚΜΔ για να επιλέξουν τους κόμβους που θα συμβάλλουν στην ΚΜΠ.

(4)Οι ΔΣΜ ΝΑΕ έχουν εναρμονίσει τις μεθοδολογίες τους για τον ορισμό ΚΜΠ: α. Στην ΚΜΠ του, κάθε ΔΣΜ χρησιμοποιεί ευέλικτες και ελεγχόμενες μονάδες παραγωγής που είναι διαθέσιμες εντός του δικτύου του ΔΣΜ. β. Δεν περιλαμβάνονται οι μονάδες που δεν είναι διαθέσιμες λόγω διακοπής λειτουργίας ή συντήρησης.

(5)Για τη ζώνη προσφοράς της Ελλάδας, η αναλογική αναπαράσταση της διακύμανσης της παραγωγής σε σχέση με την εναπομένουσα δυναμικότητα βάσει της καλύτερης εκτίμησης του ΑΔΜΗΕ για το αρχικό προφίλ παραγωγής, διασφαλίζει τη βέλτιστη μοντελοποίηση του ελληνικού συστήματος. Μετά την εξάντληση των ορίων των μονάδων παραγωγής που είναι ήδη σε λειτουργία, οι διαθέσιμες μονάδες παραγωγής θα τεθούν σε λειτουργία με τη χρήση λίστας αξιολογικής κατάταξης παραγγελιών.

(6)Για τη ζώνη προσφοράς της Βουλγαρίας, η αναλογική αναπαράσταση της διακύμανσης της παραγωγής σε σχέση με την εναπομένουσα δυναμικότητα που τηρεί τα όρια των μονάδων παραγωγής βάσει της καλύτερης εκτίμησης της ESO EAD για το αρχικό προφίλ παραγωγής, διασφαλίζει τη βέλτιστη μοντελοποίηση του βουλγάρικου συστήματος. Μετά την εξάντληση των ορίων των μονάδων παραγωγής που βρίσκονται ήδη σε λειτουργία, οι διαθέσιμες μονάδες που δεν χρησιμοποιούνται ακόμη θα τεθούν σε λειτουργία με τη χρήση αξιολογικής κατάταξης παραγγελιών. Οι πυρηνικές μονάδες δεν περιλαμβάνονται στη λίστα.

(7)Ο φάκελος ΚΜΠ της Transelectrica περιέχει μονάδες με δυνατότητα μεταφοράς που περιλαμβάνονται στο ΚΜΔ και προβλέπεται να είναι διαθέσιμες κατά το εν λόγω χρονικό πλαίσιο. Οι πυρηνικές μονάδες δεν περιλαμβάνονται στη λίστα. Οι σταθεροί συντελεστές συμμετοχής της ΚΜΠ επηρεάζονται από την πραγματική παραγωγή που υπάρχει στο ετήσιο και το μηνιαίο ΚΜΔ.

(8)Οι ΚΜΠ παρέχονται στον ΦΣΥΔ ΝΑΕ για να χρησιμοποιηθούν στον υπολογισμό δυναμικότητας για κάθε ζώνη προσφοράς και επίσης το χρονικό διάστημα για το οποίο ισχύουν οι ΚΜΠ. Οι ΔΣΜ ΝΑΕ διενεργούν ανά τακτά διαστήματα εκ των υστέρων ανάλυση των ΚΜΠ (συμπεριλαμβανομένης της δοκιμαστικής περιόδου) και, εάν κρίνεται σκόπιμο, ζητούν την αλλαγή τους.

(9)Οι ΔΣΜ ΝΑΕ επανεξετάζουν και επικαιροποιούν την εφαρμογή της μεθοδολογίας για τις κλείδες μετατόπισης παραγωγής σε ετήσια βάση σύμφωνα με το άρθρο 16 του κανονισμού. Άρθρο 8 Μεθοδολογία για τα διορθωτικά μέτρα στον υπολογισμό δυναμικότητας

(1)Τα ΔΜ που ορίζονται από κάθε ΔΣΜ της ΝΑΕ είναι είτε προληπτικά (πριν από το σφάλμα) είτε θεραπευτικά (μετά το σφάλμα), ήτοι επηρεάζουν όλα τα ΚΣΔ-ΑΣ ή μόνο προκαθορισμένες περιπτώσεις απρόβλεπτων συμβάντων αντίστοιχα. Στο πλαίσιο της διαδικασίας υπολογισμού δυναμικότητας λαμβάνονται υπόψη μόνο τα εν λόγω ΔΜ που δεν ενέχουν κόστος και μπορούν να μοντελοποιηθούν. Οι ΔΣΜ ΝΑΕ μπορούν να χρησιμοποιούν τα ακόλουθα ενδεικτικά ΔΜ που δεν ενέχουν κόστος: α. αλλαγή της θέσης λήψης MMF, β. τοπολογικό μέτρο: άνοιγμα ή κλείσιμο μίας/ενός ή περισσότερων γραμμών, καλωδίων, 20 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7 μετασχηματιστών, συζευκτών ζυγού ή εναλλαγή ενός ή περισσοτέρων στοιχείων του δικτύου από τον έναν ζυγό στον άλλο, σύνδεση/αποσύνδεση αντιδραστήρα(-ων), πυκνωτή(-ών). γ. αλλαγή του χρονικού διαστήματος για τις προγραμματισμένες διακοπές λειτουργίας στην ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης, μετά από συμφωνία με τους εμπλεκόμενους ΔΣΜ. Οι ΔΣΜ ΝΑΕ χρησιμοποιούν το περιθώριο αξιοπιστίας κατά τη διάρκεια επικαιροποίησης των ΚΜΔ με το τελευταίο διαθέσιμο σχέδιο διακοπής λειτουργίας σύμφωνα με το άρθρο 9 ή κατά τη διάρκεια της τοπικής επικύρωσης σύμφωνα με το άρθρο 11.

(2)Οι ΔΣΜ ΝΑΕ δεν θα χρησιμοποιούν το περιθώριο αξιοπιστίας κατά τον υπολογισμό της συνολικής ικανότητας μεταφοράς (ΣΙΜ) σύμφωνα με το άρθρο 10. Άρθρο 9 Σενάρια

(1)Σύμφωνα με το άρθρο 19 του κανονισμού ΜΚΔ, με αναφορά στο άρθρο 10 του κανονισμού ΜΚΔ, όλοι οι ΔΣΜ στις ΠΥΔ εκπονούν από κοινού ένα κοινό σύνολο σεναρίων που θα χρησιμοποιηθούν στο κοινό μοντέλο δικτύου για κάθε χρονικό πλαίσιο υπολογισμού μακροπρόθεσμης δυναμικότητας.

(2)Για την εκπλήρωση των ανωτέρω απαιτήσεων, οι ΔΣΜ ΝΑΕ χρησιμοποιούν τα σενάρια αναφοράς επόμενου έτους του ΕΔΔΣΜ-ηλ που εκπονούνται ετησίως (δηλ. προκαθορισμένα σενάρια), σύμφωνα με το άρθρο 3 παράγραφος 1 της ΜΚΜΔ για τη ΜΚΔ σε συνάρτηση με το άρθρο 65 του κανονισμού ΛΣ. Αυτή η πανευρωπαϊκή διαδικασία βασίζεται στη ΜΚΜΔ που έχει αναπτυχθεί σύμφωνα με το άρθρο 18 του κανονισμού ΜΚΔ και συνάδει με τις διαδικασίες συγχώνευσης και ευθυγράμμισης που έχουν αναπτυχθεί σύμφωνα με το άρθρο 27 του κανονισμού ΚΔΔΣ.

(3)Κάθε ΔΣΜ ΝΑΕ θα επικαιροποιεί τα σενάρια αναφοράς επόμενου έτους για τον υπολογισμό της μηνιαίας δυναμικότητας, στον οποίο ο ΦΣΥΔ ΝΑΕ θα ενσωματώνει τις τελευταίες διαθέσιμες πληροφορίες σχετικά με το μοτίβο και την τοπολογία παραγωγής (λόγω θέσης σε λειτουργία ή παροπλισμού στοιχείων δικτύου).

(4)Ο ΦΣΥΔ ΝΑΕ υλοποιεί τα τελευταία διαθέσιμα σχέδια διακοπής λειτουργίας, καθώς και τα σχετικά προκαθορισμένα ΔΜ που σχετίζονται με τα σενάρια που αναφέρονται στο παρόν άρθρο για κάθε επιλεγμένη χρονοσφραγίδα, ώστε να χρησιμοποιεί τα πλέον πρόσφατα στοιχεία υπολογισμού δυναμικότητας. Οι χρονοσφραγίδες επιλέγονται μετά τον μεγαλύτερο αριθμό ταυτόχρονα προγραμματισμένων διακοπών στη σύγχρονη περιοχή της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης. Για τις επιλεγμένες χρονοσφραγίδες προστίθενται όλες οι προγραμματισμένες διακοπές λειτουργίας από την ηπειρωτική Ευρώπη σύμφωνα με το Σχέδιο μη διαθεσιμότητας από τη βάση δεδομένων του OPC (24 χρονοσφραγίδες επόμενου έτους και αντίστοιχα 8-10 χρονοσφραγίδες επόμενου μήνα για χρονικά διαστήματα αιχμής ή/και εκτός αιχμής).

(5)Ο ΦΣΥΔ ΝΑΕ θα πραγματοποιήσει έναν πρώτο υπολογισμό, τον αποκαλούμενο έλεγχο συμφόρησης, για να εξακριβώσει την επίτευξη επιχειρησιακής ασφάλειας πριν να ξεκινήσει τον υπολογισμό δυναμικότητας για το χρονικό πλαίσιο μακροπρόθεσμης δυναμικότητας με τη χρήση των ΚΜΔ που περιλαμβάνουν τα τελευταία διαθέσιμα σχέδια διακοπής λειτουργίας. Σε περίπτωση που μετά την αντιστοίχιση των προγραμματισμένων διακοπών, κατά τη διάρκεια του ελέγχου συμφόρησης εμφανιστούν υπερφορτώσεις σε στοιχεία που περιλαμβάνονται στον κατάλογο ΚΣΔ-ΑΣ, οι ΔΣΜ ΝΑΕ θα προσπαθήσουν να ικανοποιήσουν τα κριτήρια ασφαλείας (κριτήρια Ν-1) με τη χρήση μη δαπανηρών ΔΜ. Σε περίπτωση που μετά την εφαρμογή όλων των μη δαπανηρών ΔΜ ο υπολογισμός δεν καταλήγει στην εκτέλεση ροής φορτίου AC, οι προγραμματισμένες διακοπές από απομακρυσμένους ΔΣΜ από την ηπειρωτική Ευρώπη δεν απεικονίζονται στα ΚΜΔ.

(6)Αφού ληφθούν ΚΜΔ χωρίς συμφόρηση (πληρούνται τα κριτήρια ασφαλείας), εκτελείται ο υπολογισμός της δυναμικότητας. Επιλέγεται η χαμηλότερη δυναμικότητα από όλες τις χρονοσφραγίδες υπολογισμού δυναμικότητας για τη διαδικασία επόμενου έτους ή επόμενου μήνα. Εξαίρεση από τα ανωτέρω αποτελεί η περίπτωση όπου δύο ΔΣΜ συνδέονται μέσω μίας μόνο γραμμής σύνδεσης και υπάρχει προγραμματισμένη αποσύνδεση της γραμμής σύνδεσης κατά τη διάρκεια της υπό εξέτασης περιόδου. 21 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7

(7)Θα μπορούσαν να εφαρμοστούν περίοδοι μείωσης των τιμών ΚΔΜ (ετήσια και μηνιαία χρονικά πλαίσια ανάλογα με την τοπολογία του δικτύου που προκύπτει από κρίσιμες προγραμματισμένες διακοπές ή γραμμές διασύνδεσης εκτός λειτουργίας. Άρθρο 10 Μαθηματική περιγραφή της προσέγγισης υπολογισμού μακροπρόθεσμης δυναμικότητας

(1)Ο υπολογισμός της ΣΚΔΜ συνιστά έναν κεντρικό υπολογισμό βάσει της ροής φορτίου ο οποίος παρέχει τη βασική παράμετρο που απαιτείται για τον ορισμό του τομέα ΣΚΔΜ: ΣΙΜ. Η ΣΙΜ αντιπροσωπεύει τη μέγιστη ανταλλαγή ισχύος σε ένα σύνορο ζώνης προσφοράς βάσει της ακόλουθης διαδικασίας: χρησιμοποιεί το κοινό μοντέλο δικτύου, τις κλείδες μετατόπισης παραγωγής και τη λίστα ΚΣΔ-ΑΣ που ορίζεται για τον υπολογισμό της μέγιστης ανταλλαγής ισχύος στα σύνορα ζώνης προσφοράς, που ισούται με τη μέγιστη υπολογισθείσα ανταλλαγή μεταξύ δύο ζωνών προσφοράς σε αμφότερες τις πλευρές του συνόρου ζώνης προσφοράς τηρώντας τα όρια επιχειρησιακής ασφάλειας.

(2)Ο ΦΣΥΔ ΝΑΕ καθορίζει τις τιμές των ΣΙΜ και ΚΔΜ για κάθε χρονοδιάγραμμα για τα βόρεια ελληνικά σύνορα και τα νότια ρουμανικά σύνορα και τις τιμές των ΚΔΜ για κάθε χρονοδιάγραμμα για τα σύνορα BO-EΛ και BΟ-ΡO τόσο για την κατεύθυνση των εισαγωγών όσο και για την κατεύθυνση των εξαγωγών. Σε αυτές τις τιμές, κάθε ΔΣΜ ΝΑΕ μπορεί να εφαρμόσει περιόδους μείωσης και οι τελικές τιμές παρέχονται στους ΔΣΜ ΝΑΕ για επικύρωση των συνόρων ΒΟ-ΕΛ και ΒΟ-ΡΟ.

(3)Η συνολική τιμή ΚΔΜ για τα σύνορα της Βόρειας Ελλάδας (NGR) είναι η υπολογιζόμενη συνολική τιμή ΣΙΜ για τα σύνορα NGR μειωμένη κατά το περιθώριο αξιοπιστίας για τα σύνορα NGR. ΚΔΜβόρεια ΕΛ συστήματα ΕΛ = ΣΙΜβόρεια ΕΛ συστήματα- R M βόρεια ΕΛ συστήματα−ΕΛ

(4)Η συνολική τιμή ΚΔΜ για τα σύνορα της Νότιας Ρουμανίας (ΝΡΟ) είναι η υπολογιζόμενη συνολική τιμή ΣΙΜ για τα σύνορα ΝΡΟ μειωμένη κατά το περιθώριο αξιοπιστίας για τα σύνορα ΝΡΟ. ΚΔΜνότια ΡO συστήματα ΡO = T𝑇𝐶νότια ΡO συστήματα−ΡO- R M νότια ΡO συστήματα−ΡO

(5)Η ΚΔΜ στην κατεύθυνση ΒΟ-ΕΛ είναι ο λόγος της συνολικής τιμής ΚΔΜ που υπολογίζεται από όλα τα βόρεια ελληνικά συστήματα (συστήματα ισχύος της Αλβανίας, της Βόρειας Μακεδονίας, της Βουλγαρίας και της Τουρκίας) στο ελληνικό σύστημα: ΚΔΜΒΟ−ΕΛ = 𝑘ΒΟ−ΕΛ · ΚΔΜβόρεια ΕΛ συστήματα-ΕΛμε ΚΔΜΒΟ−ΕΛ 𝑘𝐵Ο−ΕΛ ΚΔΜβόρεια ΕΛ συστήματα−ΕΛ ΚΔΜ στην κατεύθυνση ΒΟ-ΕΛ παράγοντας διαχωρισμού για την κατεύθυνση ΒΟ-ΕΛ ΚΔΜ από όλα τα βόρεια ελληνικά συστήματα στο ελληνικό σύστημα

(6)Η ΚΔΜ στην κατεύθυνση ΒΟ-ΕΛ είναι ο λόγος της συνολικής τιμής ΚΔΜ που υπολογίζεται από το ελληνικό σύστημα σε όλα τα βόρεια ελληνικά συστήματα (συστήματα ισχύος της Αλβανίας, της Βόρειας Μακεδονίας, της Βουλγαρίας και της Τουρκίας): ΚΔΜΕΛ−𝐵Ο = 𝑘ΕΛ−𝐵Ο · ΚΔΜΕΛ−βόρεια ΕΛ συστήματα Όπου: ΚΔΜΕΛ−𝐵Ο 𝑘ΕΛ−ΒΟ ΚΔΜ στην κατεύθυνση ΕΛ-ΒΟ παράγοντας διαχωρισμού για την κατεύθυνση ΕΛ-ΒΟ 22 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7 ΚΔΜΕΛ−βόρεια ΕΛ συστήματα ΚΔΜ από το ελληνικό σύστημα σε όλα τα βόρεια ελληνικά συστήματα

(7)Η ΚΔΜ στην κατεύθυνση ΒΟ-ΡΟ είναι ο λόγος της συνολικής τιμής ΚΔΜ που υπολογίζεται από όλα τα νότια ρουμανικά συστήματα (συστήματα ισχύος της Βουλγαρίας και της Σερβίας) στο ρουμανικό σύστημα: ΚΔΜΒΟ−ΡΟ = 𝑘ΒΟ−ΡΟ · ΚΔΜνότια ΡΟ συστήματα − ΡΟ Όπου: ΚΔΜΒΟ−ΡΟ 𝑘ΒΟ−ΡΟ ΚΔΜνότια ΡΟ συστήματα−ΡΟ ΚΔΜ στην κατεύθυνση ΒΟ-ΡΟ παράγοντας διαχωρισμού για την κατεύθυνση ΒΟ-ΡΟ ΣΙΜ από όλα τα νότια ρουμανικά συστήματα στο ρουμανικό σύστημα

(8)Η ΚΔΜ στην κατεύθυνση ΡΟ-ΒΟ είναι ο λόγος της συνολικής τιμής ΚΔΜ που υπολογίζεται από το ρουμανικό σύστημα σε όλα τα νότια ρουμανικά συστήματα (συστήματα ισχύος της Βουλγαρίας και της Σερβίας): ΚΔΜΡΟ-ΒΟ = 𝑘ΡΟ-ΒΟ · ΚΔΜΡΟ νότια ΡΟ συστήματα Όπου: ΚΔΜΡΟ-ΒΟ 𝑘ΡΟ-ΒΟ ΚΔΜΡΟ νότια ΡΟ συστήματα ΚΔΜ στην κατεύθυνση ΡΟ-ΒΟ παράγοντας διαχωρισμού για την κατεύθυνση ΡΟ-ΒΟ ΚΔΜ από το ρουμανικό σύστημα σε όλα τα νότια ρουμανικά συστήματα

(9)Ο παράγοντας διαχωρισμού που χρησιμοποιείται για τον υπολογισμό της δυναμικότητας επόμενου έτους και επόμενης ημέρας στο έτος Y θα βασίζεται στις τιμές ΚΔΜ από τα τελευταία δύο έτη πριν την εφαρμογή της μεθοδολογίας. Η προσέγγιση αυτή βασίζεται στο άρθρο 3 στοιχείο ε) του κανονισμού ΜΚΔ που συμβάλλει στον στόχο της συνεκτίμησης της ανάγκης για δίκαιη και εύρυθμα λειτουργούσα αγορά και διαμόρφωση τιμών και διασφαλίζει τον δίκαιο επιμερισμό του κόστους και των οφελών μεταξύ των εμπλεκόμενων ΔΣΜ. Επιπλέον, η προσέγγιση είναι σύμφωνα με την κατανομή των εσόδων συμφόρησης (όπως ορίζεται στο άρθρο 73 του κανονισμού ΚΔΔΣ και στο άρθρο 57 του κανονισμού ΜΚΔ) που συλλέγονται από τους ΔΣΜ και, επομένως, δεν τροποποιεί τα μηνύματα για επενδύσεις στους ΔΣΜ βάσει των εσόδων συμφόρησης. Οι παράγοντες διαχωρισμού που χρησιμοποιούνται στον υπολογισμό της ΚΔΜ θα συμμορφώνονται με την επιχειρησιακή ασφάλεια σύμφωνα με το άρθρο 3 στοιχείο γ) του κανονισμού ΚΔΔΣ, δεν θα τροποποιούν τα μηνύματα για επενδύσεις στους ΔΣΜ βάσει των εσόδων συμφόρησης και θα καθιστούν δυνατό τον εύλογο οικονομικό προγραμματισμό σύμφωνα με το άρθρο 73 του κανονισμού ΚΔΔΣ. Οι ΔΣΜ μπορούν να τροποποιήσουν τους παράγοντες διαχωρισμού με διαφορετικές τιμές από αυτές που περιγράφονται παραπάνω, παρέχοντας αιτιολόγηση στις ΕΡΑ (για παράδειγμα, όταν θα τεθούν σε λειτουργία νέες γραμμές διασύνδεσης, όταν οι συνθήκες της αγοράς και του συστήματος δικαιολογούν αλλαγές κατόπιν συμφωνίας όλων των σχετικών ΔΣΜ).

(10)Ο παράγοντας διαχωρισμού για την κατεύθυνση ΒΟ-ΕΛ καθορίζεται με την ακόλουθη εξίσωση: 𝑘ΒΟ−ΕΛ = ΚΔΜΒΟ−ΕΛ/ΒΟ−ΕΛβόρεια ΕΛ συστήματα−ΕΛ όπου: 𝑘𝐵Ο−ΕΛ ΚΔΜΒΟ-ΕΛ ΚΔΜβόρεια ΕΛ συστήματα−ΕΛ Παράγοντας διαχωρισμού ως ποσοστό που εφαρμόζεται για την κατεύθυνση ΒΟ-ΕΛ για τον υπολογισμό της δυναμικότητας επόμενου έτους και επόμενου μήνα στο έτος Y. Μέση τιμή της ΚΔΜ για την κατεύθυνση ΒΟ-ΕΛ τα τελευταία δύο έτη. Μέση τιμή της συνολικής ΚΔΜ για την κατεύθυνση ΕΛ-νότια συστήματα ΕΛ τα τελευταία δύο έτη.

(11)Ο παράγοντας διαχωρισμού για την κατεύθυνση ΕΛ-ΒΟ καθορίζεται με την ακόλουθη εξίσωση: 23 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7 𝑘ΕΛ-ΒΟ = ΚΔΜΕΛ-ΒΟ /ΚΔΜΕΛ-βόρεια ΕΛ συστήματα όπου: Παράγοντας διαχωρισμού ως ποσοστό που εφαρμόζεται για την κατεύθυνση ΕΛ-ΒΟ για τον υπολογισμό της δυναμικότητας επόμενου έτους και επόμενου μήνα στο έτος Y. Μέση τιμή της ΚΔΜ για την κατεύθυνση ΕΛ-ΒΟ τα τελευταία δύο έτη. 𝑘ΕΛ−ΒΟ ΚΔΜΕΛ-ΒΟ ΚΔΜΕΛ-βόρεια ΕΛ συστήματα Μέση τιμή της συνολικής ΚΔΜ για την κατεύθυνση ΕΛ-νότια συστήματα ΕΛ τα τελευταία δύο έτη.

(12)Ο παράγοντας διαχωρισμού για την κατεύθυνση ΒΟ-ΡΟ καθορίζεται με την ακόλουθη εξίσωση: 𝑘ΒΟ−ΡΟ = ΚΔΜΒΟ−ΡΟ/ΚΔΜνότια ΡΟ συστήματα − ΡΟ όπου: 𝑘ΒΟ−ΡΟ ΚΔΜΒΟ−ΡΟ ΚΔΜνότια ΡΟ συστήματα − ΡΟ Παράγοντας διαχωρισμού ως ποσοστό που εφαρμόζεται για την κατεύθυνση ΒΟ-ΡΟ για τον υπολογισμό της δυναμικότητας επόμενου έτους και επόμενου μήνα στο έτος Y. Μέση τιμή της ΚΔΜ για την κατεύθυνση ΒΟ-ΡΟ τα τελευταία δύο έτη. Μέση τιμή της συνολικής ΚΔΜ για την κατεύθυνση νότια συστήματα ΡΟ-ΡΟ τα τελευταία δύο έτη.

(13)Ο παράγοντας διαχωρισμού για την κατεύθυνση ΡΟ-ΒΟ καθορίζεται με την ακόλουθη εξίσωση: 𝑘ΡΟ−ΒΟ = ΚΔΜΡΟ−ΒΟ /ΚΔΜΡΟ−νότια ΡΟ συστήματα όπου: 𝑘ΡΟ-ΒΟ ΚΔΜΡΟ-ΒΟ ΚΔΜΡΟ-νότια ΡΟ συστήματα Παράγοντας διαχωρισμού ως ποσοστό που εφαρμόζεται για την κατεύθυνση ΡΟ-ΒΟ για τον υπολογισμό της δυναμικότητας επόμενου έτους και επόμενου μήνα στο έτος Y. Μέση τιμή της ΚΔΜ για την κατεύθυνση ΡΟ-ΒΟ τα τελευταία δύο έτη. Μέση τιμή της συνολικής ΚΔΜ για την κατεύθυνση ΡΟ-νότια συστήματα ΡΟ τα τελευταία δύο έτη.

(14)Ο ΦΣΥΔ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης παρέχει στους ΔΣΜ της ΝΑΕ τις επικυρωμένες τιμές ΚΔΜ που ορίζονται σύμφωνα με το άρθρο 5 για τα σύνορα ΒΟ-ΡΟ και ΒΟ-ΕΛ. Άρθρο 11 Μεθοδολογία για την επικύρωση διαζωνικής δυναμικότητας

(1)Κάθε ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης, σύμφωνα με το άρθρο 15 του κανονισμού ΜΚΔ, με αναφορά στο άρθρο 26 του κανονισμού ΚΔΔΣ, επικυρώνει και έχει το δικαίωμα να διορθώνει τη διαζωνική δυναμικότητα που σχετίζεται με τα σύνορα ζωνών προσφοράς των ΔΣΜ για λόγους επιχειρησιακής ασφάλειας κατά τη διαδικασία της επικύρωσης. Σε εξαιρετικές περιπτώσεις, οι διαζωνικές δυναμικότητες μπορούν να μειωθούν από τους ΔΣΜ. Οι εν λόγω περιπτώσεις περιλαμβάνουν τα εξής: α. συντέλεση ενός έκτακτου απρόβλεπτου συμβάντος ή αναγκαστικής διακοπής λειτουργίας σύμφωνα με το άρθρο 3 του κανονισμού ΛΣ· β. όταν τα ΔΜ, τα οποία χρειάζονται για τη διασφάλιση της υπολογισθείσας δυναμικότητας, δεν επαρκούν για τη διασφάλιση της επιχειρησιακής ασφάλειας· γ. εξαιρετικά χαμηλή ζήτηση ενός ΔΣΜ ΝΑΕ γεγονός που οδηγεί σε χαμηλή αδράνεια του συστήματος και συνθήκες υψηλής τάσης και επομένως απαιτείται ελάχιστος αριθμός σταθμών ηλεκτροπαραγωγής στο δίκτυο· δ. ένα σφάλμα στα εισερχόμενα δεδομένα που έχει ως αποτέλεσμα την υπερεκτίμηση της 24 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7 διαζωνικής δυναμικότητας από άποψη επιχειρησιακής ασφάλειας.

(2)Κατά την εκτέλεση της επικύρωσης, οι ΔΣΜ ΝΑΕ εξετάζουν τα όρια επιχειρησιακής ασφάλειας, λαμβάνοντας υπόψη νέες και σχετικές πληροφορίες που αποκτούν κατά τη διάρκεια ή μετά από τον πιο πρόσφατο υπολογισμό δυναμικότητας. Ως εκ τούτου, οι ΔΣΜ ΝΑΕ χρησιμοποιούν εργαλεία που έχουν αναπτυχθεί από τον ΦΣΥΔ ΝΑΕ για ανάλυση αλλά μπορούν επίσης να εφαρμόσουν εργαλεία επαλήθευσης που δεν είναι διαθέσιμα στον ΦΣΥΔ ΝΑΕ.

(3)Εάν οι ΔΣΜ ΝΑΕ εντοπίσουν λάθη στη διαζωνική δυναμικότητα που δόθηκε για επικύρωση, οι σχετικοί ΔΣΜ ΝΑΕ θα παράσχουν επικαιροποιημένα στοιχεία στον ΦΣΥΔ ΝΑΕ για τον επανυπολογισμό κάθε διαζωνικής δυναμικότητας. Ο ΦΣΥΔ ΝΑΕ επαναλαμβάνει τον υπολογισμό με τα επικαιροποιημένα στοιχεία και στέλνει τις επανυπολογισμένες διαζωνικές δυναμικότητες για επιπλέον επικύρωση.

(4)Σε περίπτωση που ένας ή περισσότεροι ΔΣΜ της ΝΑΕ δεν επικυρώσουν τη διαζωνική δυναμικότητα που υπολογίστηκε, οι σχετικοί ΔΣΜ παρέχουν στον ΦΣΥΔ ΝΑΕ την επικαιροποιημένη τιμή διαζωνικής δυναμικότητας για το υπό εξέταση σύνορο από κοινού με τα αίτια της μείωσης. Η τελική διαζωνική δυναμικότητα είναι η ελάχιστη τιμή που αποστέλλεται από τους ΔΣΜ της ΝΑΕ του υπό εξέταση συνόρου.

(5)Οποιαδήποτε μείωση των διαζωνικών δυναμικοτήτων κατά τη διαδικασία επικύρωσης κοινοποιείται και αιτιολογείται στους συμμετέχοντες στην αγορά και στις εθνικές ρυθμιστικές αρχές της ΝΑΕ. Ο ΦΣΥΔ ΝΑΕ εκδίδει τριμηνιαία έκθεση στις ρυθμιστικές αρχές η οποία περιλαμβάνει την τιμή της μείωσης στη διαζωνική δυναμικότητα και την αιτία της μείωσης. Σε περιπτώσεις μείωσης, η έκθεση περιλαμβάνει πληροφορίες για κάθε σύνορο ζωνών προσφοράς και κατεύθυνση που επηρεάζεται από τη μείωση (ήτοι τον προσδιορισμό του συνόρου και της κατεύθυνσης· την ποσότητα της μείωσης· τις αναλυτικές αιτίες της μείωσης· συμπεριλαμβανομένου του περιορισμού ασφάλειας που παραβιάστηκε και υπό ποιες συνθήκες παραβιάστηκε· τις τιμές πριν και μετά το απρόβλεπτο συμβάν για το ΚΔΜ· τα ΔΜ που περιλήφθηκαν στο ΚΜΔ πριν από τον υπολογισμό δυναμικότητας· σε περίπτωση μείωσης λόγω μεμονωμένης επικύρωσης, τον ΔΣΜ που επικαλείται τη μείωση) και τα προτεινόμενα μέτρα για την αποφυγή παρόμοιων μειώσεων στο μέλλον. Η έκθεση περιλαμβάνει επίσης τουλάχιστον τις ακόλουθες συγκεντρωτικές πληροφορίες: στατιστικά στοιχεία σχετικά με τον αριθμό, τις αιτίες, την ποσότητα και την εκτιμώμενη απώλεια του οικονομικού πλεονάσματος των μειώσεων που έχουν εφαρμοστεί από διαφορετικούς ΔΣΜ ΝΑΕ και τα γενικά μέτρα για την αποφυγή της μείωσης δυναμικότητας στο μέλλον.

(6)Ο ΦΣΥΔ ΝΑΕ συντονίζει τους γειτονικούς ΦΣΥΔ κατά τη διαδικασία της επικύρωσης όπου τουλάχιστον οι μειώσεις στη διαζωνική δυναμικότητα επιμερίζονται μεταξύ τους. Οποιαδήποτε πληροφορία σχετικά με τη μειωμένη διαζωνική δυναμικότητα από τους γειτονικούς ΦΣΥΔ παρέχεται στους ΔΣΜ ΝΑΕ. Άρθρο 12 Διαθέσιμη ικανότητα μεταφοράς για τα χρονικά πλαίσια της αγοράς επόμενου έτους και επόμενου μήνα

(1)Οι τιμές ΔΔΜ για το χρονικό πλαίσιο της αγοράς επόμενου έτους ισούνται με τις τιμές ΚΔΜ που έχουν καθοριστεί σύμφωνα με το άρθρο 10 παράγραφος 14.

(2)Οι ΔΣΜ ΝΑΕ ή μια οντότητα που έχει οριστεί από τους ΔΣΜ ΝΑΕ, αποστέλλει για κάθε ΑΧΜ την ετήσια κατανεμημένη δυναμικότητα στον ΦΣΥΔ ΝΑΕ, χωρίς αδικαιολόγητη καθυστέρηση.

(3)Οι τιμές ΔΔΜ για το χρονικό πλαίσιο της αγοράς επόμενου μήνα, λαμβάνοντας υπόψη τις ΗΚΔ, προσδιορίζονται με τις ακόλουθες εξισώσεις για το σύνορο ΒΟ – ΕΛ: 25 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7 ΔΔΜΒΟ-ΕΛ = ΚΔΜΒΟ-ΕΛ − ΗΚΔΒΟ-ΕΛ ΔΔΜΕΛ-ΒΟ = 𝑁𝑇𝐶ΕΛ-ΒΟ − ΗΚΔΕΛ-ΒΟ Όπου: ΔΔΜΒΟ-ΕΛ ΚΔΜΒΟ-ΕΛ ΗΚΔΒΟ-ΕΛ ΗΚΔΕΛ −ΒΟ ΔΔΜΕΛ-ΒΟ ΚΔΜΕΛ-ΒΟ ΔΔΜ στην κατεύθυνση ΒΟ-ΕΛ ΚΔΜ στην κατεύθυνση ΒΟ-ΕΛ ΗΚΔ στην κατεύθυνση ΒΟ-ΕΛ ΗΚΔ στην κατεύθυνση ΕΛ-ΒΟ ΔΔΜ στην κατεύθυνση ΕΛ-ΒΟ ΚΔΜ στην κατεύθυνση ΕΛ-ΒΟ

(4)Η ΔΔΜ λαμβάνοντας υπόψη τις ΗΚΔ καθορίζεται με τις ακόλουθες εξισώσεις στην περίπτωση του συνόρου ΒΟ-ΡΟ: ΔΔΜΒΟ-ΡΟ = ΚΔΜΒΟ-ΡΟ − ΗΚΔΒΟ-ΡΟ ΔΔΜΡΟ-ΒΟ = ΚΔΜΡΟ-ΒΟ − ΗΚΔΡΟ-ΒΟ Όπου: ΔΔΜΡΟ-ΒΟ ΚΔΜΒΟ−ΡΟ ΗΚΔΒΟ−ΡΟ ΗΚΔΡΟ-ΒΟ ΔΔΜΡΟ-ΒΟ ΚΔΜΡΟ-ΒΟ ΔΔΜ στην κατεύθυνση ΒΟ-ΡΟ ΚΔΜ στην κατεύθυνση ΒΟ-ΡΟ ΗΚΔ στην κατεύθυνση ΒΟ-ΡΟ ΗΚΔ στην κατεύθυνση ΡΟ-ΒΟ ΔΔΜ στην κατεύθυνση ΡΟ-ΒΟ ΚΔΜ στην κατεύθυνση ΡΟ-ΒΟ Άρθρο 13 Διαδικασίες επαναφοράς

(1)Σύμφωνα με το άρθρο 10 παράγραφος 7 του κανονισμού ΜΚΔ, με αναφορά στο άρθρο 21 παράγραφος 3 του κανονισμού ΚΔΔΣ, εάν μια διαδικασία ΥΜΠΔ δεν μπορεί να παράσχει αποτελέσματα, εφαρμόζεται διαδικασία επαναφοράς.

(2)Όσον αφορά τον υπολογισμό της κοινής δυναμικότητας για το επόμενο έτος και τον επόμενο μήνα, για τα σενάρια όπου η ροή φορτίου για τη διαδικασία ελέγχου συμφόρησης ολοκληρώθηκε στο DC, o ΦΣΥΔ ΝΑΕ εφαρμόζει τις εφεδρικές τιμές.

(3)Για τον κοινό υπολογισμό δυναμικότητας επόμενου έτους και επόμενου μήνα, στην περίπτωση που προκύπτει συμβάν στη διαδικασία υπολογισμού δυναμικότητας και ο ΦΣΥΔ ΝΑΕ δεν μπορεί να εξαγάγει αποτελέσματα εντός του χρόνου που έχει οριστεί για τη διαδικασία υπολογισμού, οι ΔΣΜ ΝΑΕ συμφωνούν σε διμερές επίπεδο τις τιμές ΚΔΜ για το σχετικό χρονικό πλαίσιο.

(4)Οι ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης χρησιμοποιούν ως διαδικασία επαναφοράς για την ετήσια διαδικασία, τις ετήσιες συντονισμένες τιμές του προηγούμενου έτους ως αφετηρία. Στη συνέχεια, οι ΔΣΜ ΝΑΕ επικυρώνουν διμερώς αυτές τις τιμές ΚΔΜ (αυτό θα μπορούσε να σημαίνει ότι μια ΣΚΔΜ θα είναι χαμηλότερη λόγω διαφορετικών προβλεπόμενων καταστάσεων τοπολογίας). Σε δεύτερο στάδιο, αυτές οι τιμές θα συζητηθούν και θα συμφωνηθούν σε μια σύσκεψη συντονισμού των ΔΣΜ ΝΑΕ (η οποία συνιστά επίσης επικύρωση σύμφωνα με το άρθρο 15 του κανονισμού ΜΚΔ), και η οποία διασφαλίζει επίσης τον συντονισμό των ΚΔΜ επαναφοράς.

(5)Η διαδικασία επαναφοράς για τη μηνιαία διαδικασία λαμβάνει υπόψη την εναπομένουσα δυναμικότητα της ετήσιας διαδικασίας για τον συγκεκριμένο μήνα. Ακολούθως, οι ΔΣΜ ΝΑΕ, λαμβάνοντας υπόψη τις διαφορετικές προβλεπόμενες καταστάσεις τοπολογίας, θα επικυρώσουν διμερώς αυτές τις τιμές ΚΔΜ. Οι διμερώς συμφωνηθείσες τιμές θα συζητηθούν και θα συμφωνηθούν σε δεύτερο στάδιο, σε μια σύσκεψη συντονισμού των ΔΣΜ ΝΑΕ.

(6)Οι ΔΣΜ ΝΑΕ παρέχουν στοιχεία στον ΦΣΥΔ ΝΑΕ αφού συντονίσουν και επικυρώσουν από κοινού τις τιμές ΚΔΜ που συμφωνούνται σε διμερές επίπεδο. 26 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7 Άρθρο 14 Συνεκτίμηση συνόρων ζωνών προσφοράς που δεν ανήκουν στην ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης

(1)Σύμφωνα με το άρθρο 21 παράγραφος 1 στοιχείο β) σημείο vii) του κανονισμού ΚΔΔΣ, οι ΔΣΜ ΝΑΕ λαμβάνουν υπόψη τις επιδράσεις άλλων ΠΥΔ συνάγοντας παραδοχές σχετικά με ποιες θα είναι οι μελλοντικές ανταλλαγές που δεν ανήκουν στην ΝΑΕ σύμφωνα με το άρθρο 18 παράγραφος 3 του κανονισμού ΚΔΔΣ και το άρθρο 19 της ΜΚΜΔ.

(2)Οι παραδοχές των ανταλλαγών που δεν ανήκουν στην ΝΑΕ αποτυπώνονται ρητά στο σχετικό ΚΜΔ από τις βέλτιστες προγνώσεις των ΔΣΜ εκτός ΝΑΕ για τις καθαρές θέσεις και ροές όσον αφορά τις γραμμές HVDC, σύμφωνα με το άρθρο 18 παράγραφος 3 του κανονισμού ΚΔΔΣ και χρησιμοποιούνται ως βάση για τον κοινό υπολογισμό δυναμικότητας. Στην ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης, αυτό συνιστά τον κανόνα για τον επιμερισμό των δυνατοτήτων ροών ισχύος μεταξύ διαφορετικών ΠΥΔ. Άρθρο 15 Δημοσίευση και χρονοδιάγραμμα για την εφαρμογή της μεθοδολογίας υπολογισμού δυναμικότητας

(1)Οι ΔΣΜ ΝΑΕ δημοσιεύουν την εν λόγω μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας επόμενου έτους και επόμενου μήνα χωρίς αδικαιολόγητη καθυστέρηση, αφού η προτεινόμενη μεθοδολογία εγκριθεί από όλες τις αρμόδιες εθνικές ρυθμιστικές αρχές ή ληφθεί απόφαση από τον Οργανισμό Συνεργασίας των Ρυθμιστικών Αρχών Ενέργειας σύμφωνα με το άρθρο 4 παράγραφοι 9, 10 και 11 του κανονισμού ΜΚΔ.

(2)Οι ΔΣΜ ΝΑΕ θα εφαρμόσουν την ΜΥ ΜΠΔ το αργότερο έως την 01/01/2025. Η διαδικασία εφαρμογής περιλαμβάνει τα ακόλουθα στάδια: α. Εσωτερική παράλληλη λειτουργία κατά τη διάρκεια της οποίας οι ΔΣΜ ΝΑΕ δοκιμάζουν τις επιχειρησιακές διαδικασίες για τις εισροές υπολογισμού δυναμικότητας, τη διαδικασία υπολογισμού δυναμικότητας και την επικύρωση δυναμικότητας ενώ παράλληλα αναπτύσσουν τα κατάλληλα εργαλεία και υποδομή ΤΠ. β. Εξωτερική παράλληλη λειτουργία (για 3 μήνες) κατά τη διάρκεια της οποίας οι ΔΣΜ ΝΑΕ θα συνεχίσουν να δοκιμάζουν τις εσωτερικές διαδικασίες και τα εργαλεία και την υποδομή ΤΠ.

(3)Κατά τη διάρκεια της εσωτερικής και εξωτερικής παράλληλης λειτουργίας, οι ΔΣΜ ΝΑΕ παρακολουθούν διαρκώς τις επιπτώσεις και την απόδοση της εφαρμογής της μεθοδολογίας αυτής. Για τον σκοπό αυτόν, καταρτίζουν σε συντονισμό με τις ΕΡΑ ΝΑΕ, τον Οργανισμό και τα ενδιαφερόμενα μέρη, τα κριτήρια παρακολούθησης και απόδοσης και αναφέρουν το αποτέλεσμα της παρακολούθησης αυτής σε τριμηνιαία βάση σε μια τριμηνιαία έκθεση. Μετά την εφαρμογή της μεθοδολογίας αυτής, το αποτέλεσμα της εν λόγω παρακολούθησης αναφέρεται στην ετήσια έκθεση. Άρθρο 16 Έλεγχοι και ενημερώσεις

(1)Βάσει του άρθρου 3 στοιχείο στ) του κανονισμού ΜΚΔ και σύμφωνα με το άρθρο 21 παράγραφος 3 του κανονισμού ΜΚΔ, με αναφορά στο άρθρο 27 του κανονισμού ΚΔΔΣ, όλοι οι ΔΣΜ επανεξετάζουν και επικαιροποιούν σε τακτά χρονικά διαστήματα και τουλάχιστον μία φορά ετησίως τις βασικές παραμέτρους εισροών και εκροών που αναφέρονται στο άρθρο 27 παράγραφος 4 στοιχεία α) έως δ) του κανονισμού ΚΔΔΣ.

(2)Σε περίπτωση που η επανεξέταση αποδεικνύει ότι υπάρχει ανάγκη επικαιροποίησης της μεθοδολογίας των περιθωρίων αξιοπιστίας, οι ΔΣΜ ΝΑΕ δημοσιεύουν τις αλλαγές τουλάχιστον 1 μήνα πριν από την εφαρμογή. 27 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7

(3)Σε περίπτωση που η επανεξέταση αποδεικνύει ότι υπάρχει ανάγκη επικαιροποίησης των ορίων επιχειρησιακής ασφάλειας, των κρίσιμων στοιχείων δικτύου και των απρόβλεπτων συμβάντων που χρησιμοποιούνται για τις εισροές υπολογισμού δυναμικότητας σύμφωνα με το άρθρο 6, οι ΔΣΜ ΝΑΕ δημοσιεύουν τις αλλαγές τουλάχιστον 1 εβδομάδα πριν από την εφαρμογή.

(4)Σε περίπτωση που η επανεξέταση αποδεικνύει ότι υπάρχει ανάγκη επικαιροποίησης της εφαρμογής μεθοδολογιών για τον προσδιορισμό των κλείδων μετατόπισης παραγωγής, των ορίων επιχειρησιακής ασφάλειας, των κρίσιμων στοιχείων δικτύου και των απρόβλεπτων συμβάντων που αναφέρονται στα άρθρα 12 έως 13 του κανονισμού ΜΚΔ, πρέπει να δημοσιευτούν οι αλλαγές τουλάχιστον 3 μήνες πριν από την οριστική εφαρμογή.

(5)Τυχόν αλλαγές των παραμέτρων που αναφέρονται στο άρθρο 27 παράγραφος 4 του κανονισμού ΚΔΔΣ πρέπει να κοινοποιούνται στους συμμετέχοντες στην αγορά, τις ΕΡΑ ΝΑΕ και τον Οργανισμό.

(6)Ο αντίκτυπος τυχόν αλλαγών των παραμέτρων που αναφέρονται στο άρθρο 27 παράγραφος 4 στοιχείο δ) του κανονισμού ΚΔΔΣ πρέπει να κοινοποιείται στους συμμετέχοντες στην αγορά, τις ρυθμιστικές αρχές ΝΑΕ και τον Οργανισμό. Εάν κάποια αλλαγή οδηγήσει σε ανάγκη για προσαρμογή της παρούσας μεθοδολογίας, οι ΔΣΜ ΝΑΕ θα τροποποιήσουν την παρούσα μεθοδολογία σύμφωνα με το άρθρο 4 παράγραφος 12 του κανονισμού ΜΚΔ. Άρθρο 17 Δημοσίευση των δεδομένων

(1)Σύμφωνα με το άρθρο 3 στοιχείο στ) του κανονισμού ΜΚΔ που στοχεύει στη διασφάλιση και την ενίσχυση της διαφάνειας και της αξιοπιστίας των πληροφοριών στις ρυθμιστικές αρχές και τους συμμετέχοντες στην αγορά, οι ΔΣΜ ΝΑΕ και ο ΦΣΥΔ ΝΑΕ δημοσιεύουν τακτικά τα δεδομένα για τη διαδικασία υπολογισμού δυναμικότητας σύμφωνα με την παρούσα μεθοδολογία σχετικά με την ειδική διαδικτυακή πλατφόρμα επικοινωνίας που εκπροσωπεί όλους τους ΔΣΜ ΝΑΕ. Για να δοθεί η δυνατότητα στους συμμετέχοντες στην αγορά να κατανοήσουν σαφώς τα δημοσιευμένα δεδομένα, οι ΔΣΜ ΝΑΕ και ο ΦΣΥΔ ΝΑΕ αναπτύσσουν ένα εγχειρίδιο και το δημοσιεύουν στην εν λόγω πλατφόρμα επικοινωνίας. Το εγχειρίδιο αυτό περιλαμβάνει τουλάχιστον μια περιγραφή έκαστου στοιχείου δεδομένων, συμπεριλαμβανομένης της μονάδας και της υποκείμενης σύμβασής του.

(2)Οι ΔΣΜ ΝΑΕ και ο ΦΣΥΔ ΝΑΕ δημοσιεύουν τα ακόλουθα στοιχεία (επιπροσθέτως των στοιχείων και των ορισμών του κανονισμού (ΕΕ) αριθ. 543/2013 της Επιτροπής σχετικά με την υποβολή και τη δημοσίευση δεδομένων στις αγορές ηλεκτρικής ενέργειας): α. τις τιμές ΚΔΜ που έχουν καθοριστεί για τα χρονικά πλαίσια της αγοράς επόμενου έτους και επόμενου μήνα· β. τα ΠΑ για κάθε κατεύθυνση των συνόρων της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης· γ. περιοριστικά ΚΣΔ-ΑΣ· δ. για κάθε ΚΣΔ-ΑΣ, τον κωδικός αναγνώρισης ενέργειας (ΚΑΕ) του ΚΣΔ και το απρόβλεπτο συμβάν· ε. τα πραγματικά ονόματα των ΚΣΔ-ΑΣ· στ. τις ακόλουθες προβλεπόμενες πληροφορίες που περιέχονται στο ΚΜΔ και ζώνη προσφοράς της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης: i. Φορτίο ii. Παραγωγή iii. Καθαρή θέση.

(3)Ένας μεμονωμένος ΔΣΜ ΝΑΕ δύναται να παρακρατεί πληροφορίες που γνωστοποιούν στοιχεία σχετικά με την τοποθεσία που αναφέρονται στην παράγραφο 2 στοιχεία γ), δ), ε), στ), εάν απαιτείται από αρμόδια ρυθμιστική αρχή ή από σχετική εθνική νομοθεσία για λόγους προστασίας 28 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7 της κρίσιμης υποδομής. Στην περίπτωση αυτή, οι πληροφορίες που αναφέρονται στην παράγραφο 2 στοιχεία δ) και ε) αντικαθίστανται από ένα ανώνυμο αναγνωριστικό το οποίο είναι σταθερό για κάθε ΚΣΔ-ΑΣ για όλες τις αγοραίες χρονικές μονάδες. Το ανώνυμο αναγνωριστικό χρησιμοποιείται επίσης σε άλλες επικοινωνίες των ΔΣΜ σχετικά με τα ΚΣΔ-ΑΣ, συμπεριλαμβανομένης της επικοινωνίας σχετικά με μια διακοπή λειτουργίας ή επένδυση στην υποδομή. Η λίστα των στοιχείων δεδομένων που παρακρατούνται σύμφωνα με την παρούσα παράγραφο δημοσιεύεται στην πλατφόρμα επικοινωνίας που αναφέρεται στην παράγραφο 1.

(4)Τυχόν αλλαγή στα αναγνωριστικά που χρησιμοποιούνται στις παραγράφους 2 στοιχείο δ) και 3 γνωστοποιείται δημοσίως τουλάχιστον έναν μήνα πριν από τη θέση της σε ισχύ. Η ειδοποίηση περιλαμβάνει τουλάχιστον την ημέρα της θέσης ισχύος των νέων αναγνωριστικών και της αντιστοιχίας του παλαιού με το νέο αναγνωριστικό για κάθε ΚΣΔ-ΑΣ.

(5)Οι ρυθμιστικές αρχές μπορούν να ζητήσουν τη δημοσίευση πρόσθετων πληροφοριών από τους ΔΣΜ. Οι σχετικοί ΔΣΜ δημοσιεύουν τις εν λόγω πληροφορίες εάν ζητηθούν από την αρμόδια ρυθμιστική αρχή. Όλες οι ρυθμιστικές αρχές συντονίζουν τα αιτήματά τους μεταξύ τους, μεταξύ των σχετικών ενδιαφερόμενων μερών και του Οργανισμού. Άρθρο 18 Ποιότητα των δεδομένων που δημοσιεύονται

(1)Το αργότερο έως έξι μήνες πριν από την εφαρμογή της παρούσας μεθοδολογίας, οι ΔΣΜ ΝΑΕ καθορίζουν και δημοσιεύουν από κοινού μια κοινή διαδικασία για την παρακολούθηση και τη διασφάλιση της ποιότητας και της διαθεσιμότητας των δεδομένων. Κατά την υλοποίηση του ανωτέρω, συντονίζονται με τα σχετικά ενδιαφερόμενα μέρη και τις ρυθμιστικές αρχές της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης.

(2)Η διαδικασία, σύμφωνα με την παράγραφο 1, εφαρμόζεται από τον ΦΣΥΔ ΝΑΕ και αποτελείται από τη διαδικασία συνεχούς παρακολούθησης και την αναφορά στην ετήσια έκθεση. Η διαδικασία συνεχούς παρακολούθησης παρακολουθεί τα ακόλουθα στοιχεία: α. μεμονωμένα για κάθε ΔΣΜ και συνολικά για την ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης: δείκτες ποιότητας δεδομένων που περιγράφουν την ακρίβεια, την ορθότητα, την αντιπροσωπευτικότητα, την αρτιότητα των δεδομένων, τη συγκρισιμότητα και την ευαισθησία των δεδομένων· β. την ευχρηστία της ανάκτησης των δεδομένων για μη αυτόματους και αυτόματους σκοπούς· γ. τη διενέργεια αυτοματοποιημένων ελέγχων δεδομένων που πραγματοποιούνται για την αυτόματη αποδοχή ή απόρριψη στοιχείων δεδομένων πριν από τη δημοσίευση βάσει των απαιτούμενων χαρακτηριστικών δεδομένων (π.χ. τύπος δεδομένων, κατώτατο/ανώτερο όριο τιμής κ.λπ.). Οι δείκτες ποιότητας παρακολουθούνται στην καθημερινή λειτουργία και καθίστανται διαθέσιμοι στην πλατφόρμα για κάθε σύνολο δεδομένων και πάροχο δεδομένων ώστε οι χρήστες να είναι σε θέση να λαμβάνουν τις πληροφορίες αυτές υπόψη κατά την πρόσβαση και τη χρήση των δεδομένων.

(3)Ο ΦΣΥΔ ΝΑΕ παρέχει στην ετήσια έκθεση τουλάχιστον τα εξής: α. τη σύνοψη της ποιότητας των δεδομένων που παρέχονται από κάθε πάροχο δεδομένων· β. την αξιολόγηση της ευχρηστίας της ανάκτησης των δεδομένων (μη αυτόματη και αυτόματη ανάκτηση)· γ. τα αποτελέσματα της έρευνας ικανοποίησης που διενεργείται ετησίως με τα ενδιαφερόμενα μέρη και τις ρυθμιστικές αρχές· δ. τις υποδείξεις για τη βελτίωση της ποιότητας των παρεχόμενων δεδομένων ή/και την ευχρηστία της ανάκτησης δεδομένων.

(4)Οι ΔΣΜ ΝΑΕ δεσμεύονται για ελάχιστη τιμή όσον αφορά τουλάχιστον ορισμένους δείκτες που 29 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7 αναφέρονται στην παράγραφο 2 και η εν λόγω τιμή πρέπει να επιτυγχάνεται από κάθε ΔΣΜ μεμονωμένα κατά μέσο όρο σε μηνιαία βάση. Σε περίπτωση μη εκπλήρωσης του ΔΣΜ τουλάχιστον μίας εκ των απαιτήσεων για την ποιότητα των δεδομένων, ο εν λόγω ΔΣΜ παρέχει αναλυτικά στον ΦΣΥΔ ΝΑΕ εντός 1 μήνα μετά την παραβίαση του κατώτατου ορίου τα αίτια για τη μη παροχή των πληροφοριών, καθώς και ένα σχέδιο δράσης για τη διόρθωση των παρελθοντικών σφαλμάτων και την αποτροπή μελλοντικών σφαλμάτων. Το αργότερο έως τρεις μήνες μετά την παραβίαση, το εν λόγω σχέδιο δράσης πρέπει να εφαρμοστεί πλήρως και το ζήτημα να επιλυθεί. Οι εν λόγω πληροφορίες δημοσιεύονται στη διαδικτυακή πλατφόρμα επικοινωνίας και στην ετήσια έκθεση. Άρθρο 19 Παρακολούθηση, αναφορά και πληροφορίες στις ρυθμιστικές αρχές

(1)Με αναφορά στην ενότητα με τις αιτιολογικές σκέψεις και το άρθρο 26 παράγραφος 5 του κανονισμού ΚΔΔΣ, τα δεδομένα παρακολούθησης παρέχονται στις ΕΡΑ ΝΑΕ ως βάση για την επίβλεψη της μη διακριτικής και αποτελεσματικής διαχείρισης συμφόρησης της ΝΑΕ.

(2)Τα παρεχόμενα δεδομένα παρακολούθησης αποτελούν επίσης τη βάση για τη διετή έκθεση που πρέπει να παρέχεται σύμφωνα με το άρθρο 26 του κανονισμού ΜΚΔ.

(3)Ο ΦΣΥΔ ΝΑΕ, με την υποστήριξη των ΔΣΜ

🔗 Στην επίσημη πηγή

Επεξήγηση AI βάσει του επίσημου κειμένου του νόμου. Ενδεικτική, δεν υποκαθιστά νομική συμβουλή.

ΑΠΟΦΑΣΗ TOY ΚΛΑΔΟΥ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ THΣ ΡΑΑΕΥ ΥΠ’ ΑΡΙΘΜ. E-8/2025

Article 10

Article 10

Article 20(2) of the CACM Regulation (hereinafter SEE DA&ID CCM).

Article 6; b.

Article 5; c.

Article 7.

Article 9.

Article 6(4) usedduring common capacity calculation; c.

Article 11; e.

Article 12. Article 5 Reliability margin methodology

Article 14

Article 33of the SO Regulation, limited to their relevance for the set of CNEs as defined in Article 6

Article 14

Article 75of SO Regulation.

Article 25of the SO Regulation.

Article 5.

Article 16. 4 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7 Article 7 Generation shift keys methodology

Article 13

Article 19

Article 16. Article 8 5 ΑΔΑ: ΡΘΖΑΙΔΞ-7Ε7 Methodology for remedial actions in capacity calculation

Article 19

Article 3.1 of CGMM for FCA in conjunction with Article 65 of the SO Regulation.

Article 18

Article 27of the CACM Regulation.

Article 3

Article 5for the BG-RO and BG-GR borders. Article 11 Cross-zonal capacity validation methodology

Article 15

Article 10

Article 21

Article 18(3) of the CACM Regulation and Article 19 of the CGMM.

Article 4(9), (10) and (11) of FCA Regulation.

Article 21

Article 3

Article 4