Obsah (7)

Article 37 Article 24 Article 18 Article 21 Article 76 Article 26 Article 9

Στο πλαίσιο επίτευξης της ενιαίας ευρωπαϊκής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας (Target model), εξεδόθη, κατ’ αρχήν, ο Κανονισμός (ΕΚ) υπ’ αριθ. 714/2009 του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου της 13

Article 37of Commission Regulation (EU) 2017/2195 of 23 November 2017 establishing a guideline on electricity balancing within SEE CCR December 2022 Whereas

(1)This document is the methodology for the common capacity calculation performed for the capacity allocation within the balancing timeframe for South East European Calculation Region (hereafter referred to as “SEE CCR”) as required by Article 37 of Regulation (EU) 2017/2195 of 23 November 2017 establishing a guideline Electricity Balancing (hereafter referred to as the “EB GL Regulation”). This methodology is hereafter referred to as “BT CCM”. This BT CCM takes into account the general principles and objectives set in the EB GL Regulation, which are listed in Article 3, while also taking into account the principles set in the Regulation (EC) 2019/943 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 on the internal market for electricity (hereafter referred to as “Regulation (EC) 2019/943”). This BT CCM is also consistent with the cross-zonal capacity calculation methodology applied in the intraday timeframe established under Regulation (EU) 2015/1222 (hereafter referred to as the “CACM Regulation”)

Article 37(3) EB GL Regulation.

(2)More specifically, contributing to the efficient long-term operation and development of the electricity transmission system and electricity sector in the Union, which are among the objectives of electricity balancing laid down by Article 3 of EB GL Regulation, requires the inclusion of Third Countries’ grid elements in the capacity calculation process of SEE CCR. EB GL Regulation’s objectives cannot be achieved in any other way but by including Third Countries’ grid elements. This inclusion is in line with Article 13 of Commission Regulation (EU) 2017/1485 of 2 August 2017 establishing a guideline on electricity transmission system operation (hereafter referred to as “SOGL Regulation”), providing that EU TSOs must establish “cooperation concerning secure system operation” with non-EU TSOs belonging to the same synchronous area via an agreement with these non-EU TSOs. In order to comply with the requirement laid down by EU Regulation, this methodology includes Third Countries’ TSOs as Technical Counterparties under the precondition that is mentioned in Article 3. Moreover, the inclusion is also recognized by the additional guidance of the European Commission dated 16/07/2019 regarding the consideration of third countries in capacity calculation.

(3)The inclusion of Third Countries’ grid elements is also the most effective way to take into account the effective structure of the network in SEE CCR. In order to comply with the requirement established by the EU regulation and to adhere to the effective structure of the grid, this methodology includes Third Countries as Technical Counterparties under the precondition that is mentioned in Article 3 .

(4)Part of the main objectives of EB GL Regulation that are relevant to this BT CCM are the integration of balancing markets, the promotion of the possibilities for exchanges of balancing services while contributing to operational security and the facilitation of the efficient coordination and functioning of day-ahead, intraday and balancing markets. The objectives are listed in Article 3

(1)of the EB GL Regulation.

(5)More precisely, Article 3(a) of the EB GL Regulation aims at fostering effective competition, non-discrimination and transparency in balancing markets. The BT CC methodology serves those objectives by defining and establishing a set of harmonised rules and a common coordinated process for capacity calculation which contributes to the effectiveness of the balancing market.

(6)Article 3(b) of the EB GL Regulation aims at enhancing efficiency of balancing as well as efficiency of European and national balancing markets. The BT CC methodology contributes to the objective of enhancing efficiency of balancing and both European and national balancing market by calculating capacity for the exchange of balancing energy or for operating the imbalance netting process as close as possible to real-time with the latest available inputs,

Article 24(2) of the EB GL.

(7)Article 3(c) of the EB GL Regulations aims at integrating balancing markets and promoting the possibilities for exchanges of balancing services while contributing to operational security. The BT CC methodology promotes the integration of balancing markets and the possibilities for the exchanges of balancing energy by offering capacity to the Capacity Management Module (CMM). The CMM project aims to develop a centralized solution for management of cross-zonal capacity (CZC) among all European balancing platforms (TERRE, MARI, PICASSO and IGCC) for the exchange of balancing energy in context of EB GL Regulation and requirements of the European balancing platforms (respecting relevant implementation frameworks and their legal deadline),

the processes described in Articles 19, 20, 21 and 22 of the EB GL Regulation.

(8)Article 3(d) of the EB GL Regulations aims at contributing to the efficient long-term operation and development of the electricity transmission system and electricity sector in the Union while facilitating the efficient and consistent functioning of day-ahead, intraday and balancing markets. By ensuring consistency between day-ahead, intraday and balancing markets, BT CCM contributes to the long-term operation and development of the electricity transmission system and electricity sector.

(9)For these reasons, to facilitate the achievement of these aims and to offer capacity to the market in the balancing timeframe, it is necessary for TSOs to calculate in a coordinated manner the available cross-border capacity in a way which is consistent with capacity calculation applied in the intraday timeframe (see Article 37 EB GL Regulation). In line with the requirements of the EB GL Regulation, the TSOs of SEE CCR will strive to cooperate with Capacity Calculation Regions (hereafter referred to as “CCR”) connected to SEE CCR order to ensure that capacity calculation takes place in the most efficient and thorough way.

(10)Article 37 of the EB GL Regulation constitutes the legal basis for this methodology and defines several specific requirements that the BT CCM should take into account: “

After the intraday-cross-zonal gate closure time, TSOs shall continuously update the availability of cross-zonal capacity for the exchange of balancing energy or for operating the imbalance netting process. Cross-zonal capacity shall be updated every time a portion of crosszonal capacity has been used or when cross-zonal capacity has been recalculated
Before the implementation of the capacity calculation methodology pursuant to paragraph 3, TSOs shall use the cross-zonal capacity remaining after the intraday cross-zonal gate closure time.
By five years after entry into force of this Regulation, all TSOs of a capacity calculation region shall develop a methodology for cross-zonal capacity calculation within the balancing timeframe for the exchange of balancing energy or for operating the imbalance netting process. Such methodology shall avoid market distortions and shall be consistent with the cross-zonal capacity calculation methodology applied in the intraday timeframe established under regulation (EU) 2015/1222”.

(11)Until the entry into force of this BT CCM, the TSOs of the SEE CCR shall use the cross-zonal capacity remaining after the intraday cross-zonal gate closure time, in line with Article 37

(2)EB GL Regulation.

(12)Article 2 of the EB GL regulation defines ‘balancing’ as “all actions and processes, on all timelines, through which TSOs ensure, in a continuous way, the maintenance of system frequency within a predefined stability range as set out in Article 127 of Regulation (EU) 2017/1485, and compliance with the amount of reserves needed with respect to the required quality, as set out in Part IV Title V, Title VI and Title VII of Regulation (EU) 2017/1485”.

(13)Article 2 of the EB GL Regulation defines ‘balancing market’ as “the entirety of institutional, commercial and operational arrangements that establish market-based management of balancing”.

(14)Article 36 of the EB GL Regulation identifies the use of cross-zonal capacity, such that “all TSOs shall use the available cross-zonal capacity, computed according to paragraphs 2 and 3 of Article 37, for the exchange of balancing energy or for operating the imbalance netting process.”

(15)TSOs of SEE CCR agreed on a first version of BT CC methodology proposing to apply a coordinated net transmission capacity methodology for capacity calculation within the SEE CCR, without prejudice to the future implementation of a Flow Based approach as the target methodology for the SEE CCR as foreseen in Article 20

(1)of the CACM Regulation.

(16)Article 2

(8)of the CACM Regulation defines the coordinated net transmission capacity approach as “the capacity calculation method based on the principle of assessing and defining ex ante a maximum energy exchange between adjacent bidding zones”.

(17)The balancing capacity calculation will be performed by the coordinated capacity calculators which are mandated to perform capacity calculation pursuant to the CACM and FCA Regulations.

(18)Coordinated capacity calculators will take into account the Participating TSOs remedial actions into coordinated remedial action preparation

(19)In conclusion, the BT CC methodology contributes to the general objectives of the EB GL Regulation while being compatible with the principles of the EU Regulations mentioned above. Article 1 Subject matter and scope 1. The BT CCM as determined in this document is the common methodology for the capacity calculation performed for the capacity allocation within the balancing timeframe for SEE CCR

Article 37of the EB GL.

Article 2 Definitions and interpretation

For the purposes of the BT CC methodology, the terms used shall have the meaning given to them in Article 2 of Regulation (EC) 2013/543, Article 2 of Regulation (EC) 2015/1222 and Article 2 of Regulation (EC) 2017/2195 (EBGL Regulation).
In addition, the following definitions shall apply: a. ‘ESO’ means Electroenergien Systemen Operator EAD, the Bulgarian system operator; d. ‘IPTO’ means Independent Power Transmission Operator S.A. , the Greek system operator; f. ‘Transelectrica’ means Transelectrica S.A., the Romanian system operator; b. ‘BG-GR border’ means bidding zone border between Bulgaria and Greece; c. ‘BG-RO border’ means bidding zone border between Bulgaria and Romania; h. ‘Technical Counterparty’ means any non-EU TSO to be included in the procedures of this methodology through respective agreements; j. Third Country means country from jurisdiction outside the area referred to in Article 1

(2)of Regulation (EC) 2015/1222. 3. Definition of Acronyms BT Balancing Timeframe CC Capacity Calculation CCC Common Capacity Calculation EBGL Commission Regulation (EU) 2017/2195 establishing a guideline on electricity balancing CGM Common Grid Model CGMES Common Information Model (CIM) for Grid Model Exchanges CNE Critical Network Element CNEC Critical Network Element and Contingency. For the purpose of this methodology, the term CNEC also cover the case where a CNE is used in capacity calculation without a specified contingency. CRA Curative Remedial Action PRA Preventive Remedial Action CROSA Coordinated Regional Operational Security Assessment D-2 Two Days Ahead DA Day Ahead DACF Day Ahead Congestion Forecast ID Intraday IGM Individual Grid Model RAO Remedial Action Optimization NRA National Regulatory Authority PTDF Power Transfer Distribution Factor GSK Generation Shift Key DACF Day-Ahead Congestion Forecast IDCF Intra-Day Congestion Forecast 4. In this BT 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 enactment shall include any modification, extension or re-enactment of it when in force. Article 3 Application of this methodology This methodology applies solely to the common CC for the balancing timeframe based on the coordinated net transmission capacity approach within the SEE CCR. 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 balancing timeframe For the balancing timeframe, individual values for cross-zonal capacity for each hour shall be calculated using the BT CCM. Article 5 Reliability margin methodology For the CC performed in BT, the TSOs of the SEE CCR shall define the reliability margin as it is in the ID CC as was calculated at the relevant amended DA and ID CCM. Article 6 Operational security limits, contingencies and allocation constraints 1. For the CC, each TSO of the SEE CCR shall provide the coordinated capacity calculator with its individual list of CNECs. The coordinated capacity calculator shall then define the merged list of CNECs to be considered during the CC, by merging the individual list of CNECs provided by all TSOs of the SEE CCR 2. Subsequently, the coordinated capacity calculator shall use the merged list of CNECs pursuant to paragraph 1 to create the initial list of CNECs to be considered in the CC by selecting only network elements significantly influenced by cross-zonal power exchanges. The selection of these CNECs shall be based on a sensitivity analysis 3. Only CNECs with a sensitivity to cross-zonal power exchanges equal to or higher than a specific threshold shall constitute the initial list of CNECs. The sensitivity analysis factor is the one that is used in the relevant DA and ID CCM. 4. The TSOs of the SEE CCR shall review the list of CNECs monitored in the CC process at least once a year. Article 7 Generation shift keys 1.Each SEE TSO shall define for its bidding zone and for each MTU 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 and other fundamental factors, and thereby contributing to minimizing the RM. 2.

Article 24

of the CACM Regulation, SEE TSOs developed the following methodology to determine the common generation shift key: a. SEE TSOs shall take into account the available information on generation available in the common grid model for each scenario developed

Article 18

of the CACM 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 a constant generation shift key per market time unit.

For the application of the methodology, SEE TSOs shall define, for the capacity calculation process, GSKs impacted by the actual generation present in the relevant CGM, for each MTU. 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.
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; c. GSK is reviewed on a daily basis or whenever there are changes in the expectations referred to in paragraph

(1). 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 SEE CCR TSOs’ proposal for the common capacity calculation methodology for the day-ahead and intraday market time-frame

Article 21

of Commission Regulation (EU) 2015/1222 of 24 July 2015 establishing a guideline on capacity allocation and congestion management 15 system.

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, ensure the best modeling of the Bulgarian system. The nuclear units are not included in the list.
The Transelectrica GSK file contains dispatchable units which are available in the day of operation. The nuclear units are not included in the list. The fixed participation factors of GSK are impacted by the actual generation present in the relevant CGM.
With the above GSKs, the SEE TSOs consider that the prediction error, between the forecasted and observed flows for all production units in each bidding zone for the day ahead and intraday time frame will be minimized. At the above GSKs, non-flexible production units, such as the nuclear production units are not included at the generation shift. 9.The GSKs shall be provided to the CCC to be used in the capacity calculation for each bidding zone and also the MTUs for which the GSKs shall be valid. The SEE TSOs shall make ex-post analysis of GSK regularly and if considered necessary request to change it.
SEE TSOs shall review and update the application of the generation shift keys methodology, on a yearly basis. Article 8 Remedial actions in capacity calculation
The TSOs of SEE CCR shall define the remedial actions

CACM Regulation.

Each TSO of SEE CCR shall define individually the remedial actions of its responsibility area to be made available in the BT CCC within SEE CCR.
The available remedial actions are those which can be activated within the BT in a coordinated way by the TSOs of SEE CCR to ensure the operational security.
Remedial actions can be used in preventive and/or curative state. Different types of remedial actions used in the SEE CC process: a. PRA: They correspond, in operation, to remedial actions to be implemented independently of the occurrence of any outage to relieve the grid. They are also implemented in the CGM. b. CRA: Each CRA is associated with a given Outage and applied after the Outage happened.
The remedial actions to be considered in the BT CC are: a. all preventive remedial actions as determined and validated during day-ahead and intraday Coordinated Regional Operational Security Assessment (CROSA) process; b. all triggered curative remedial actions as determined and validated during day-ahead and intraday Coordinated Regional Operational Security Assessment (CROSA) process;
The coordinated capacity calculator shall consider the remedial actions referred to in Article 8

(5)of the current methodology after the implementation of the day-ahead and intraday CROSA developed

Article 76

and 77 of the SO Regulation, provided that the necessary tools are developed, and compatibility is ensured. Article 9 Balancing capacity calculation 1.

Article 37

(1)of the EBGL Regulation, after the intraday-cross-zonal gate closure time, TSOs shall continuously update the availability of cross-zonal capacity for the exchange of balancing energy or for operating the imbalance netting process

The TSOs of SEE CCR shall provide the coordinated capacity calculator with the last updated information on the transmission systems in a timely manner for the CC.
In the CC Remedial Actions agreed in the DA & ID CROSA process shall be applied. Due to the proximity to Real Time it is not feasible to agree a new set of Remedial Actions and thus to perform a new RAO.
The coordinated capacity calculator computes the total TTC for each of the NGR and SRO borders adopting the TTC calculation processes described in SEE BT CCC Explanatory Note: a. BT CCC process 1 relevant for the MTU from 06:00 till 12:00 of the delivery day D; b. BT CCC process 2 relevant for the MTU from 18:00 till 24:00 of the delivery day D; h1 DA/ID CCM BT CCM h2 h3 h4 h5 h6 h7 h8 h9 h10 h11 h12 h13 h14 h15 h16 h17 h18 h19 h20 h21 h22 h23 h24 DACC IDCC1 IDCC2 BTCC1 BTCC2 Figure
Capacity Calculation processes - Assessed MTUs
The resulting capacity pursuant to paragraph 4 is reduced by the total Reliability Margin of each SEE coordinated area (North Greek borders and South Romania borders).
The resulting total NTC values of NGR and SRO borders are distributed to each border of the relevant coordinated areas by using the splitting factors introduced in the amended SEE CCM for DA and ID timeframe.
The coordinated capacity calculator shall provide the Cross-Zonal capacity for each Market Time Unit, bidding zone border and direction in SEE CCR. Article 10 Cross-zonal capacity validation methodology
The TSOs of SEE CCR shall validate the cross-zonal capacities calculated by the coordinated capacity calculator of the SEE CCR.
Each TSO of the SEE CCR shall,

Article 26

(1)and 26

(3)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 SO GL; b. when available RAs, that are needed to ensure the calculated capacity, are not sufficient to ensure operational security; c. extremely low demand of a TSO which leads to low system inertia and high voltage conditions and so require 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 operational security perspective.

When one or more TSOs of the SEE CCR do not validate the cross-zonal capacity calculated, the concerned TSO(s) shall provide the updated amount of cross-zonal capacities for the border considered and the reasons for the change. The final cross-zonal capacity is the minimum value sent by the SEE TSOs of the border considered.
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 CCC shall issue a quarterly report to regulatory authorities that shall include the amount of reduction in crosszonal capacity and reason for reduction, pursuant to Article 26

(5)of CACM. In cases of reduction the report shall include information for each bidding zone border and direction affected by a reduction and for each MTU (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 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 TSOs and general measures to avoid capacity reduction in the future. 5. When a given SEE TSO reduced capacity for its border in more than 1% of MTUs of analyzed quarter, the concerned TSO shall provide to CCC a detailed report and action plan describing how such deviations are expected to be alleviated and solved in the future. This report and action plan shall be included as an annex to the quarterly report. 6. The 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 capacity from neighboring CCCs shall be provided to SEE TSOs. Article 11 TTC Update process 1. For each MTU, after the related IDGC, each TSO shall monitor any relevant deviation occurred on the assumptions adopted in the latest Capacity Calculation Process affecting this MTU, and possibly the following MTUs, and inform the Coordinated Capacity Calculator in case those deviations are deemed to significantly impact the use of the capacity in the upcoming balancing processes . 2. In such a case, a Coordinated Capacity Calculation is requested to update the calculations for the cross-zonal capacity for the affected MTU(

s)3. In case such a calculation is requested, before the start of the affected MTU for the affected border, TSOs shall provide the following list of relevant information (including but not limited to): a. unplanned outage of grid elements with an impact on the border capacity; b. significant deviations observed between demand and renewable infeed assumptions adopted in the latest Capacity Calculation Process and the most updated forecasts available after the IDGC for the relevant MTU(s); c. the list of the Bidding Zone borders and directions which are deemed to be impacted and for which the new calculation is requested; d. the updated input data necessary for the capacity calculation according to the TTC calculation process; 4. the Coordinated Capacity Calculator shall define updated NTC values on the impacted Bidding Zone border for the affected MTU(
s)at least 90 minutes before the start of the affected MTU(s); 5. The TSOs of SEE CCR shall validate the NTC values calculated by the Coordinated Capacity Calculator at least 60 minutes before the start of the MTU(s); Article 12 Fallback procedures 1. Prior to each CC performed in the BT, the TSOs of SEE CCR shall ensure the coordinated capacity calculator is provided with the already allocated capacities within the day-ahead and intraday timeframes. 2. For the CC performed in the BT, where an incident occurs in the CC process and the coordinated capacity calculator is unable to produce results within the allotted time for the calculation process, the TSOs of the SEE CCR shall validate the last coordinated cross-zonal capacities calculated within the intraday timeframe. After this validation step, the coordinated capacity calculator or TSOs of the SEE CCR where applicable, shall use this coordinated value for the exchange of balancing energy or for operating the imbalance netting process. Article 13 Publication of data 1. The TSOs of the SEE CCR publish the following CC relevant data: a. NTC values determined for the balancing market time-frames; b. RMs for each direction of the SEE CCR borders; c. RAs resulting from the RAC and for each RA it shall be published the type of RA, location of RA, whether the RA was curative or preventive, if the RA was curative, a list of CNEC identifiers describing the CNEC to which the RA was associated; d. e. f. g. h. Limiting CNECs; For each CNEC, it shall be published the methods for determining Imax For each CNEC the EIC code of CNE and Contingency; Real names of CNECs; The following forecast information contained in the CGM for each MTU and bidding zone of the SEE CCR: i). Load ii). Production iii). Net position iv). exchange programs on non-SEE bidding zone borders; 2. All data listed in paragraph 1 shall be published on a daily basis. Individual SEE TSO may withhold the publication of information disclosing the locational information referred to in c), d), e), f), g),
h)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
f)shall be replaced with an 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 an investment in infrastructure.

(3)Any change in the identifiers used shall be publicly notified at least one month before 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.

(4)Regulatory authorities may request additional information to be published by the TSOs. The relevant TSOs shall 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 14 Reporting The coordinated capacity calculator shall prepare a report about all reductions during the validation of cross-zonal capacity including the reason of the reductions Article 15 Publication and Implementation of the BT CCM Proposal

The TSOs of SEE CCR shall publish the BT CCC methodology Proposal without undue delay after all NRAs of SEE CCR have approved it.
The TSOs of SEE CCR shall test the capacity calculation processes foreseen in the SEE BT CCC methodology for at least six months before implementing the present BT CCC methodology.
During the test period, the TSOs of SEE CCR shall report on the results of the test to the relevant NRAs.
The TSOs of SEE CCR shall implement the BT CCC methodology no later than July 2025 (go live), with test period to be started no later than January
TSOs of SEE CCR cannot match any of the deadlines set in this Article, they shall inform all the NRAs of SEE CCR at least six months before the affected deadline.
SEE TSOs commit to perform a post go-live study to assess the benefits of increasing the frequency of NTC computations based on more recent grid models forecast available. The analysis shall focus on the overall efficiency of such an implementation. The post go-live study will include a period of 6 months once experience and data from IDCC / ROSC processes is available . Article 16 Language
The reference language for this BT CCM shall be English.
For the avoidance of doubt, where TSOs of the SEE CCR need to translate this BT CCC methodology into their national language(s), in the event of inconsistencies between the English version published by TSOs of the SEE CCR

Article 9

(14)of the CACM Regulation and any version in another language, the relevant TSOs of the SEE CCR shall be obliged to dispel any inconsistencies by providing a revised translation of this BT CCC methodology to their relevant national regulatory authorities Μεθοδολογία για τον κοινό υπολογισμό δυναμικότητας εξισορρόπησης σε συμμόρφωση με το άρθρο 37 του κανονισμού (ΕΕ) αριθ. 2017/2195 της Επιτροπής, της 23ης Νοεμβρίου 2017, σχετικά με τον καθορισμό κατευθυντήριας γραμμής για την εξισορρόπηση ηλεκτρικής ενέργειας στην ΠΥΔ ΝΑΕ. Δεκέμβριος 2022 Αιτιολογικές σκέψεις

(1)Το παρόν έγγραφο αποτελεί τη μεθοδολογία για τον κοινό υπολογισμό δυναμικότητας που εκτελείται με σκοπό την κατανομή δυναμικότητας εντός του χρονικού πλαισίου εξισορρόπησης για την περιφέρεια υπολογισμού Νοτιοανατολικής Ευρώπης (εφεξής «ΠΥΔ ΝΑΕ»), όπως απαιτείται από το άρθρο 37 του κανονισμού (ΕΕ) 2017/2195 της 23ης Νοεμβρίου 2017 σχετικά με τον καθορισμό κατευθυντήριας γραμμής για την εξισορρόπηση ηλεκτρικής ενέργειας (εφεξής «κανονισμός ΚΓΕΗΕ»). Η εν λόγω μεθοδολογία θα αναφέρεται στο εξής ως «ΜΥΔ ΧΠΕ». Η παρούσα ΜΥΔ ΧΠΕ λαμβάνει υπόψη τις γενικές αρχές και τους στόχους που καθορίζονται στον κανονισμό ΚΓΕΗΕ, οι οποίοι απαριθμούνται στο άρθρο 3, καθώς επίσης και τις αρχές που καθορίζονται στον κανονισμό (ΕΚ) 2019/943 του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου της 5ης Ιουνίου 2019 σχετικά με την εσωτερική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας (εφεξής «κανονισμός (ΕΚ) 2019/943»). Η παρούσα ΜΥΔ ΧΠΕ συνάδει επίσης με τη μεθοδολογία υπολογισμού της διαζωνικής δυναμικότητας που εφαρμόζεται στο ενδοημερήσιο χρονικό πλαίσιο το οποίο θεσπίζεται βάσει του κανονισμού (ΕΕ) 2015/1222 (εφεξής «κανονισμός ΚΔΔΣ») σύμφωνα με το άρθρο 37 παράγραφος 3 του κανονισμού ΚΓΕΗΕ.

(2)Ειδικότερα, η συμβολή στην αποτελεσματική μακροπρόθεσμη λειτουργία και ανάπτυξη του συστήματος μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας και του τομέα της ηλεκτρικής ενέργειας εντός της Ένωσης, τα οποία περιλαμβάνονται στους στόχους εξισορρόπησης της ηλεκτρικής ενέργειας που καθορίζονται στο άρθρο 3 του κανονισμού ΚΓΕΗΕ, απαιτεί τη συμπερίληψη των στοιχείων δικτύου Τρίτων Χωρών στη διαδικασία υπολογισμού της δυναμικότητας που εφαρμόζεται στην ΠΥΔ ΝΑΕ. Οι στόχοι του κανονισμού ΚΓΕΗΕ δεν είναι δυνατό να επιτευχθούν παρά μόνο με την ενσωμάτωση των στοιχείων δικτύου Τρίτων Χωρών. Η εν λόγω συμπερίληψη συμμορφώνεται με το άρθρο 13 του κανονισμού (ΕΕ) 2017/1485 της Επιτροπής, της 2ας Αυγούστου 2017, σχετικά με τον καθορισμό κατευθυντήριων γραμμών για τη λειτουργία των συστημάτων μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας (εφεξής «κανονισμός ΚΓΛΣ»), το οποίο προβλέπει ότι οι ΔΣΜ της ΕΕ πρέπει να εδραιώσουν «συνεργασία σε σχέση με την ασφαλή λειτουργία του συστήματος» με ΔΣΜ εκτός ΕΕ οι οποίοι ανήκουν στην ίδια σύγχρονη περιοχή με τη σύναψη συμφωνίας με τους εν λόγω ΔΣΜ εκτός ΕΕ. Προκειμένου να επιτευχθεί η συμμόρφωση με την απαίτηση που ορίζεται στον κανονισμό της ΕΕ, η παρούσα μεθοδολογία περιλαμβάνει τους ΔΣΜ Τρίτων Χωρών ως Τεχνικούς Αντισυμβαλλομένους υπό την προϋπόθεση που αναφέρεται στο άρθρο 3. Επιπρόσθετα, η συμπερίληψη αναγνωρίζεται επίσης από τις συμπληρωματικές οδηγίες της Ευρωπαϊκής Επιτροπής με ημερομηνία 16/07/2019 και αφορούν τη συνεκτίμηση των τρίτων χωρών στον υπολογισμό της δυναμικότητας.

(3)Η συμπερίληψη των στοιχείων δικτύου Τρίτων Χωρών αποτελεί επίσης τον πλέον αποτελεσματικό τρόπο για να ληφθεί υπόψη η αποτελεσματική διάρθρωση του δικτύου στην ΠΥΔ ΝΑΕ. Προκειμένου να επιτευχθεί η συμμόρφωση με την απαίτηση που ορίζεται στον κανονισμό της ΕΕ και να τηρηθεί η αποτελεσματική διάρθρωση του δικτύου, η παρούσα μεθοδολογία περιλαμβάνει Τρίτες Χώρες ως Τεχνικούς Αντισυμβαλλομένους υπό την προϋπόθεση που αναφέρεται στο άρθρο 3.

(4)Μέρος των κύριων στόχων του κανονισμού ΚΓΕΗΕ οι οποίοι σχετίζονται με την παρούσα ΜΥΔ ΧΠΕ αποτελεί η ενοποίηση των αγορών εξισορρόπησης, η προώθηση των δυνατοτήτων ανταλλαγής υπηρεσιών εξισορρόπησης συμβάλλοντας παράλληλα στην επιχειρησιακή ασφάλεια, και η διευκόλυνση του αποτελεσματικού συντονισμού και της λειτουργίας των αγορών επόμενης ημέρας, των ενδοημερήσιων αγορών και των αγορών εξισορρόπησης. Οι στόχοι απαριθμούνται στο άρθρο 3 παράγραφος 1 του κανονισμού ΚΓΕΗΕ.

(5)Ειδικότερα, το άρθρο 3 στοιχείο α) του κανονισμού ΚΓΕΗΕ επιδιώκει την προώθηση του αποτελεσματικού ανταγωνισμού, της αποφυγής διακρίσεων και της διαφάνειας στις αγορές εξισορρόπησης. Η μεθοδολογία ΥΔ ΧΠΕ εξυπηρετεί τους εν λόγω στόχους προσδιορίζοντας και καθιερώνοντας ένα σύνολο εναρμονισμένων κανόνων και μια κοινή συντονισμένη διαδικασία για τον υπολογισμό της δυναμικότητας, η οποία συντελεί στην αποτελεσματικότητα της αγοράς εξισορρόπησης.

(6)Το άρθρο 3 στοιχείο β) του κανονισμού ΚΓΕΗΕ επιδιώκει την ενίσχυση της αποτελεσματικότητας της εξισορρόπησης καθώς επίσης και της αποτελεσματικότητας των ευρωπαϊκών και εθνικών αγορών εξισορρόπησης. Η μεθοδολογία ΥΔ ΧΠΕ συντελεί στην επίτευξη του στόχου για την ενίσχυση της αποτελεσματικότητας της εξισορρόπησης τόσο της ευρωπαϊκής όσο και της εθνικής αγοράς εξισορρόπησης μέσω του υπολογισμού της δυναμικότητας για την ανταλλαγή ενέργειας εξισορρόπησης ή για τη λειτουργία της διαδικασίας συμψηφισμού αποκλίσεων όσο το δυνατόν πιο κοντά στον πραγματικό χρόνο με τα τελευταία διαθέσιμα εισερχόμενα δεδομένα, σε συμμόρφωση με το άρθρο 24 παράγραφος 2 του ΚΓΕΗΕ.

(7)Το άρθρο 3 στοιχείο γ) των κανονισμών ΚΓΕΗΕ αποσκοπεί στην ενοποίηση των αγορών εξισορρόπησης και στην προώθηση των δυνατοτήτων ανταλλαγής υπηρεσιών εξισορρόπησης, συμβάλλοντας παράλληλα στην επιχειρησιακή ασφάλεια. Η μεθοδολογία ΥΔ ΧΠΕ προωθεί την ενοποίηση των αγορών εξισορρόπησης και τις δυνατότητες ανταλλαγής ενέργειας εξισορρόπησης μέσα από την προσφορά δυναμικότητας στη μονάδα διαχείρισης δυναμικότητας (ΜΔΔ). Το έργο ΜΔΔ επιδιώκει την ανάπτυξη μιας κεντρικής λύσης με σκοπό τη διαχείριση της διαζωνικής δυναμικότητας (ΔΖΔ) σε όλες τις ευρωπαϊκές πλατφόρμες εξισορρόπησης (TERRE, MARI, PICASSO και IGCC) για την ανταλλαγή ενέργειας εξισορρόπησης στο πλαίσιο του κανονισμού ΚΓΕΗΕ και των απαιτήσεων των ευρωπαϊκών πλατφορμών εξισορρόπησης (με τήρηση των σχετικών πλαισίων εφαρμογής και της νόμιμης προθεσμίας τους), σε συμμόρφωση με τις διαδικασίες που περιγράφονται στα άρθρα 19, 20, 21 και 22 του κανονισμού ΚΓΕΗΕ.

(8)Το άρθρο 3 στοιχείο δ) των κανονισμών ΚΓΕΗΕ αποσκοπεί στη συμβολή στην αποτελεσματική μακροπρόθεσμη λειτουργία και ανάπτυξη του συστήματος μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας και του τομέα της ηλεκτρικής ενέργειας εντός της Ένωσης, με παράλληλη διευκόλυνση της αποτελεσματικής και συνεπούς λειτουργίας των αγορών επόμενης ημέρας, των ενδοημερήσιων αγορών και των αγορών εξισορρόπησης. Διασφαλίζοντας τη συνέπεια ανάμεσα στις αγορές επόμενης ημέρας, στις ενδοημερήσιες αγορές και στις αγορές εξισορρόπησης, η ΜΥΔ ΧΠΕ συντελεί στη μακροπρόθεσμη λειτουργία και ανάπτυξη του συστήματος μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας και του τομέα της ηλεκτρικής ενέργειας.

(9)Για τους λόγους αυτούς, προκειμένου να διευκολυνθεί η επίτευξη των παραπάνω στόχων και να προσφέρεται δυναμικότητα στην αγορά στο χρονικό πλαίσιο εξισορρόπησης, οι ΔΣΜ πρέπει να υπολογίζουν συντονισμένα τη διαθέσιμη διασυνοριακή δυναμικότητα με τρόπο ο οποίος να συνάδει με τον υπολογισμό της δυναμικότητας που εφαρμόζεται στο ενδοημερήσιο χρονικό πλαίσιο (βλ. άρθρο 37 του κανονισμού ΚΓΕΗΕ). Σε συμμόρφωση με τις απαιτήσεις του κανονισμού ΚΓΕΗΕ, οι ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ θα επιχειρήσουν να καθιερώσουν συνεργασία με τις περιφέρειες υπολογισμού δυναμικότητας (εφεξής «ΠΥΔ») που συνδέονται με την ΠΥΔ ΝΑΕ, ούτως ώστε να εξασφαλίσουν ότι ο υπολογισμός της δυναμικότητας εκτελείται με τον πλέον αποτελεσματικό και εμπεριστατωμένο τρόπο.

(10)Το άρθρο 37 του κανονισμού ΚΓΕΗΕ αποτελεί τη νομική βάση της παρούσας μεθοδολογίας και προσδιορίζει διάφορες ειδικές απαιτήσεις που η ΜΥΔ ΧΠΕ πρέπει να λαμβάνει υπόψη: «

Μετά τη χρονική στιγμή λήξης υποβολής προσφορών διαζωνικής ενδοημερήσιας αγοράς, οι ΔΣΜ επικαιροποιούν διαρκώς τη διαθεσιμότητα της διαζωνικής δυναμικότητας για την ανταλλαγή ενέργειας εξισορρόπησης ή την εφαρμογή της διαδικασίας συμψηφισμού αποκλίσεων. Η διαζωνική δυναμικότητα επικαιροποιείται κάθε φορά που χρησιμοποιείται τμήμα της ή μετά τον επανυπολογισμό της.
Πριν από την εφαρμογή της μεθοδολογίας υπολογισμού της δυναμικότητας όπως προβλέπεται στην παράγραφο 3, οι ΔΣΜ χρησιμοποιούν τη διαζωνική δυναμικότητα που απομένει μετά τη χρονική στιγμή λήξης υποβολής προσφορών διαζωνικής ενδοημερήσιας αγοράς.
Εντός πέντε ετών από την έναρξη ισχύος του παρόντος κανονισμού, όλοι οι ΔΣΜ που ανήκουν σε μια περιφέρεια υπολογισμού δυναμικότητας προχωρούν στην ανάπτυξη μιας μεθοδολογίας για τον υπολογισμό της διαζωνικής δυναμικότητας εντός του χρονικού πλαισίου εξισορρόπησης για την ανταλλαγή ενέργειας εξισορρόπησης ή για τη λειτουργία της διαδικασίας συμψηφισμού αποκλίσεων. Η εν λόγω μεθοδολογία αποφεύγει τις στρεβλώσεις της αγοράς και συνάδει με τη μεθοδολογία υπολογισμού της διαζωνικής δυναμικότητας που εφαρμόζεται στο ενδοημερήσιο χρονικό πλαίσιο το οποίο καθορίζεται σύμφωνα με τον κανονισμό (ΕΕ) 2015/1222».

(11)Μέχρι την έναρξη ισχύος της παρούσας ΜΥΔ ΧΠΕ, οι ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ χρησιμοποιούν τη διαζωνική δυναμικότητα που απομένει μετά τη χρονική στιγμή λήξης υποβολής προσφορών διαζωνικής ενδοημερήσιας αγοράς, σε συμμόρφωση με το άρθρο 37 παράγραφος 2 του κανονισμού ΚΓΕΗΕ.

(12)Σύμφωνα με το άρθρο 2 του κανονισμού ΚΓΕΗΕ η «εξισορρόπηση» ορίζεται ως «το σύνολο των ενεργειών και των διαδικασιών, σε όλα τα χρονικά πλαίσια, μέσω των οποίων οι ΔΣΜ εξασφαλίζουν, με τρόπο συνεχή, τη διατήρηση της συχνότητας του συστήματος μέσα σε ένα προκαθορισμένο εύρος σταθερότητας, όπως ορίζεται στο άρθρο 127 του κανονισμού (ΕΕ) 2017/1485, και τη συμμόρφωση με το ποσό των απαιτούμενων εφεδρειών σε σχέση με την απαιτούμενη ποιότητα, όπως ορίζεται στο μέρος IV τίτλος V, τίτλος VI και τίτλος VII του κανονισμού (ΕΕ) 2017/1485».

(13)Σύμφωνα με το άρθρο 2 του κανονισμού ΚΓΕΗΕ, η «αγορά εξισορρόπησης» ορίζεται ως «το σύνολο των θεσμικών, εμπορικών και λειτουργικών ρυθμίσεων που καθιερώνουν τη διαχείριση της εξισορρόπησης βάσει της αγοράς».

(14)Σύμφωνα με το άρθρο 36 του κανονισμού ΚΓΕΗΕ, η χρήση της διαζωνικής δυναμικότητας ορίζεται ως τέτοια ώστε «όλοι οι ΔΣΜ χρησιμοποιούν τη διαθέσιμη διαζωνική δυναμικότητα, η οποία υπολογίζεται με βάση τις παραγράφους 2 και 3 του άρθρου 37, για την ανταλλαγή ενέργειας εξισορρόπησης ή για τη λειτουργία της διαδικασίας συμψηφισμού αποκλίσεων».

(15)Οι ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ συμφώνησαν σε μια πρώτη έκδοση της μεθοδολογίας ΥΔ ΧΠΕ η οποία προτείνει την εφαρμογή μιας συντονισμένης μεθοδολογίας καθαρής δυναμικότητας μεταφοράς για τον υπολογισμό της δυναμικότητας εντός της ΠΥΔ ΝΑΕ, με την επιφύλαξη της μελλοντικής εφαρμογής μιας προσέγγισης με βάση τη ροή ως μεθοδολογίας-στόχου για την ΠΥΔ ΝΑΕ, σύμφωνα με όσα προβλέπονται στο άρθρο 20 παράγραφος 1 του κανονισμού ΚΔΔΣ.

(16)Στο άρθρο 8 παράγραφος 2 του κανονισμού ΚΔΔΣ, η προσέγγιση με βάση τη συντονισμένη μεθοδολογία καθαρής δυναμικότητας μεταφοράς ορίζεται ως «μέθοδος υπολογισμού της δυναμικότητας βασιζόμενη στην αρχή της εκτίμησης και του εκ των προτέρων καθορισμού των μέγιστων δυνατών συναλλαγών ενέργειας μεταξύ γειτονικών ζωνών προσφοράς».

(17)Ο υπολογισμός της δυναμικότητας εξισορρόπησης θα εκτελείται από τους φορείς συντονισμένου υπολογισμού δυναμικότητας, οι οποίοι έχουν εντολή να εκτελούν υπολογισμό δυναμικότητας με βάση τους κανονισμούς ΚΔΔΣ και ΜΚΔ.

(18)Οι φορείς συντονισμένου υπολογισμού δυναμικότητας θα λαμβάνουν υπόψη τα διορθωτικά μέτρα που εκτελούνται από τους συμμετέχοντες ΔΣΜ στο πλαίσιο της προετοιμασίας συντονισμένων διορθωτικών μέτρων

(19)Εν κατακλείδι, η μεθοδολογία ΥΔ ΧΠΕ συντελεί στους γενικούς στόχους του κανονισμού ΚΓΕΗΕ, ενώ παράλληλα συνάδει με τις αρχές των προαναφερθέντων κανονισμών της ΕΕ. Άρθρο 1 Αντικείμενο και πεδίο εφαρμογής

Όπως ορίζεται στο παρόν έγγραφο, η ΜΥΔ ΧΠΕ είναι η κοινή μεθοδολογία για τον υπολογισμό της δυναμικότητας που εκτελείται με σκοπό την κατανομή δυναμικότητας εντός του χρονικού πλαισίου εξισορρόπησης για την ΠΥΔ ΝΑΕ σε συμμόρφωση με το άρθρο 37 του ΚΓΕΗΕ. Άρθρο 2 Ορισμοί και ερμηνεία
Για τους σκοπούς της μεθοδολογίας ΥΔ ΧΠΕ, οι όροι που χρησιμοποιούνται έχουν την έννοια που τους αποδίδεται στο άρθρο 2 του κανονισμού (ΕΚ) αριθ. 2013/543, στο άρθρο 2 του κανονισμού (ΕΚ) αριθ. 2015/1222, στο άρθρο 2 του κανονισμού (ΕΚ) αριθ. 2017/2195 (Κανονισμός ΚΓΕΗΕ).
Επιπλέον, ισχύουν οι ακόλουθοι ορισμοί: α. ως «ESO» νοείται η Electroenergien Systemen Operator EAD, ο διαχειριστής του βουλγαρικού συστήματος· δ. ως «ΑΔΜΗΕ» νοείται ο Ανεξάρτητος Διαχειριστής Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας A.E., ο διαχειριστής του ελληνικού συστήματος· στ. ως «Transelectrica» νοείται η Transelectrica S.A., ο διαχειριστής του ρουμάνικου συστήματος μεταφοράς· β. ως «σύνορο ΒΟ-ΡΟ» νοείται το σύνορο ζώνης προσφοράς μεταξύ Βουλγαρίας και Ελλάδας γ. ως «σύνορο ΒΟ-ΡΟ» νοείται το σύνορο ζώνης προσφοράς μεταξύ Βουλγαρίας και Ρουμανίας· η. ως «Τεχνικός Αντισυμβαλλόμενος» νοείται κάθε ΔΣΜ εκτός ΕΕ, ο οποίος πρόκειται να συμπεριληφθεί στις διαδικασίες της παρούσας μεθοδολογίας μέσα από σχετικές συμφωνίες· ι. ως «Τρίτη Χώρα» νοείται μια χώρα από δικαιοδοσία εκτός της περιοχής που αναφέρεται στο άρθρο 1 παράγραφος 2 του κανονισμού (ΕΚ) 2015/
Ορισμοί ακρωνυμίων ΧΠΕ χρονικό πλαίσιο εξισορρόπησης ΥΔ υπολογισμός δυναμικότητας ΚΥΔ κοινός υπολογισμός δυναμικότητας ΚΓΕΗΕ κανονισμός (ΕΕ) 2017/2195 της Επιτροπής σχετικά με τον καθορισμό κατευθυντήριας γραμμής για την εξισορρόπηση ηλεκτρικής ενέργειας ΚΜΔ κοινό μοντέλο δικτύου CGMES Κοινό μοντέλο πληροφοριών ανταλλαγές μοντέλων δικτύου ΚΣΔ κρίσιμο στοιχείο δικτύου ΚΣΔ-ΑΣ κρίσιμο στοιχείο δικτύου και απρόβλεπτα συμβάντα Για τους σκοπούς της παρούσας μεθοδολογίας, ο όρος ΚΣΔ-ΑΣ καλύπτει επίσης την περίπτωση όπου ένα ΚΣΔ χρησιμοποιείται στον υπολογισμό δυναμικότητας χωρίς συγκεκριμένο απρόβλεπτο συμβάν. ΕΔΜ επανορθωτικό διορθωτικό μέτρο ΠΔΜ προληπτικό διορθωτικό μέτρο ΣΑΠΕΑ συντονισμένη αξιολόγηση περιφερειακής επιχειρησιακής ασφάλειας D-2 δύο επόμενες ημέρες DA επόμενη ημέρα (ΕΗ) DACF πρόβλεψη συμφόρησης επόμενης ημέρας ID ενδοημερήσιος/-α/-ο (ΕΗΣ) ΑΜΔ ατομικό μοντέλο δικτύου για ΒΔΜ βελτιστοποίηση διορθωτικών μέτρων ΕΡΑ εθνική ρυθμιστική αρχή ΣΔΜΙ συντελεστής ισχύος ΚΜΠ DACF IDCF διανομής μεταφερόμενης κλείδα μετατόπισης παραγωγής πρόβλεψη συμφόρησης επόμενης ημέρας πρόβλεψη ενδοημερήσιας συμφόρησης
Στην παρούσα ΜΥΔ ΧΠΕ, εκτός αν απαιτείται διαφορετικά από τα συμφραζόμενα: α. ο ενικός αριθμός περιλαμβάνει τον πληθυντικό και το αντίστροφο· β. οι επικεφαλίδες εισάγονται για λόγους διευκόλυνσης και μόνο και δεν επηρεάζουν την ερμηνεία της παρούσας μεθοδολογίας και· γ. οποιαδήποτε αναφορά σε νομοθεσία, κανονισμούς, οδηγίες, διατάξεις, πράξεις, κώδικες ή οποιαδήποτε άλλη νομοθετική διάταξη περιλαμβάνει οποιαδήποτε τροποποίηση, επέκταση ή επανενεργοποίηση της ίδιας νομοθετικής διάταξης από τη στιγμή που τίθεται σε ισχύ. Άρθρο 3 Εφαρμογή της παρούσας μεθοδολογίας Η παρούσα μεθοδολογία εφαρμόζεται αποκλειστικά στον κοινό ΥΔ για το χρονικό πλαίσιο εξισορρόπησης βάσει της προσέγγισης της συντονισμένης μεθοδολογίας καθαρής δυναμικότητας μεταφοράς στην ΠΥΔ ΝΑΕ. Η παρούσα μεθοδολογία εφαρμόζεται επίσης σε ΔΣΜ τρίτων χωρών, με την προϋπόθεση ότι οι εν λόγω 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 ΝΑΕ στην παρούσα μεθοδολογία περιλαμβάνει επίσης τους εν λόγω ΔΣΜ τρίτων χωρών. Άρθρο 4 Διαζωνικές δυναμικότητες για το χρονικό πλαίσιο εξισορρόπησης Για το χρονικό πλαίσιο εξισορρόπησης, οι μεμονωμένες τιμές διαζωνικής δυναμικότητας για κάθε ώρα υπολογίζονται με τη χρήση του ΜΥΔ ΧΠΕ. Άρθρο 5 Μεθοδολογία περιθωρίου αξιοπιστίας Για τον ΥΔ που εκτελείται στο ΧΠΕ, οι ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ θα ορίσουν το περιθώριο αξιοπιστίας ως έχει στον ενδοημερήσιο ΥΔ, όπως υπολογίστηκε στη σχετική τροποποιημένη ΜΥΔ ΕΗ και ΕΗΣ. Άρθρο 6 Όρια επιχειρησιακής ασφάλειας, απρόβλεπτα συμβάντα και περιορισμοί κατανομής
Για τον ΥΔ, κάθε ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ παρέχει στον φορέα συντονισμένου υπολογισμού δυναμικότητας τον ατομικό του κατάλογο των ΚΣΔ-ΑΣ. Έπειτα ο φορέας συντονισμένου υπολογισμού δυναμικότητας καθορίζει τον ενοποιημένο κατάλογο των ΚΣΔ-ΑΣ που πρέπει να ληφθούν υπόψη κατά τον ΥΔ, με τη συγχώνευση των επιμέρους καταλόγων ΚΣΔ-ΑΣ που παρέχονται από όλους τους ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ.
Στη συνέχεια, ο φορέας συντονισμένου υπολογισμού δυναμικότητας χρησιμοποιεί τον συγχωνευμένο κατάλογο των ΚΣΔ-ΑΣ με βάση την παράγραφο 1, προκειμένου να δημιουργηθεί ο αρχικός κατάλογος των ΚΣΔ-ΑΣ που πρέπει να ληφθούν υπόψη στον ΥΔ, επιλέγοντας αποκλειστικά τα στοιχεία του δικτύου που επηρεάζονται σε σημαντικό βαθμό από τις διαζωνικές ανταλλαγές ηλεκτρικής ενέργειας. Η επιλογή των εν λόγω ΚΣΔ-ΑΣ βασίζεται στην εκτέλεση ανάλυσης ευαισθησίας.
Στον αρχικό κατάλογο των ΚΣΔ-ΑΣ συγκαταλέγονται μόνο τα ΚΣΔ-ΑΣ, των οποίων η ευαισθησία στις διαζωνικές ανταλλαγές ηλεκτρικής ενέργειας είναι ίση ή μεγαλύτερη από ένα συγκεκριμένο κατώτατο όριο. Ο συντελεστής ανάλυσης ευαισθησίας είναι αυτός που χρησιμοποιείται στη σχετική ΜΥΔ ΕΗ και ΕΗΣ.
Οι ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ αναθεωρούν τον κατάλογο των ΚΣΔ-ΑΣ που παρακολουθούνται στο πλαίσιο της διαδικασίας ΥΔ τουλάχιστον μία φορά ετησίως. Άρθρο 7 Κλείδες μετατόπισης παραγωγής
Κάθε ΔΣΜ ΝΑΕ ορίζει μια ΚΜΠ για τη ζώνη προσφοράς του και για κάθε ΑΧΜ, 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.
Σύμφωνα με το άρθρο 24 του κανονισμού ΚΔΔΣ, οι ΔΣΜ της ΝΑΕ εκπονούν την ακόλουθη μεθοδολογία για τον προσδιορισμό κοινής κλείδας μετατόπισης παραγωγής: a. Οι ΔΣΜ ΝΑΕ λαμβάνουν υπόψη τις διαθέσιμες πληροφορίες σχετικά με τη διαθέσιμη παραγωγή στο κοινό μοντέλο δικτύου για κάθε σενάριο που έχει εκπονηθεί σύμφωνα με το άρθρο 18 του κανονισμού ΚΔΔΣ για την επιλογή των κόμβων που θα συμβάλλουν στην ΚΜΠ. b. 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. c. Οι ΔΣΜ ΝΑΕ ορίζουν μια σταθερή κλείδα μετατόπισης παραγωγής ανά αγοραία χρονική μονάδα.
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 σχετικό ΚΜΔ για κάθε ΑΧΜ. 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.
Οι ΔΣΜ ΝΑΕ έχουν εναρμονίσει τις μεθοδολογίες τους για τον ορισμό ΚΜΠ: a. Στην ΚΜΠ του, κάθε ΔΣΜ χρησιμοποιεί ευέλικτες και ελεγχόμενες μονάδες παραγωγής που είναι διαθέσιμες εντός του δικτύου του ΔΣΜ. b. Δεν περιλαμβάνονται οι μονάδες που δεν είναι διαθέσιμες λόγω διακοπής λειτουργίας ή συντήρησης. c. Η ΚΜΠ επανεξετάζεται σε καθημερινή βάση ή όποτε υπάρχουν αλλαγές στις προσδοκίες που αναφέρονται στην παράγραφο

(1).

Για την ελληνική ζώνη προσφορών, η αναλογική αναπαράσταση της μεταβολής της παραγωγής προς τη δυναμικότητα που απομένει, βάσει της καλύτερης δυνατής εκτίμησης του ΑΔΜΗΕ για το αρχικό προφίλ παραγωγής, διασφαλίζει τη βέλτιστη μοντελοποίηση της πρότασης των ελληνικών ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ σχετικά με την κοινή μεθοδολογία υπολογισμού της δυναμικότητας για το χρονικό πλαίσιο της αγοράς επόμενης ημέρας και της ενδοημερήσιας αγοράς, σε συμμόρφωση με το άρθρο 21 του κανονισμού (ΕΕ) 2015/1222 της Επιτροπής, της 24ης Ιουλίου 2015, σχετικά με τη θέσπιση κατευθυντήριων γραμμών για την κατανομή δυναμικότητας και τη διαχείριση της συμφόρησης του συστήματος.
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. Οι πυρηνικές μονάδες δεν περιλαμβάνονται στη λίστα.
Το αρχείο της Transelectrica GSK περιέχει τις μονάδες με δυνατότητα μεταφοράς που είναι διαθέσιμες την ημέρα λειτουργίας. Οι πυρηνικές μονάδες δεν περιλαμβάνονται στη λίστα. Οι σταθεροί παράγοντες συμμετοχής της ΚΜΠ επηρεάζονται από την πραγματική παραγωγή που υπάρχει στο σχετικό ΚΜΔ.
Με τις ανωτέρω ΚΜΠ, οι ΔΣΜ ΝΑΕ θεωρούν ότι το σφάλμα πρόγνωσης, μεταξύ των προβλεπόμενων και παρατηρηθεισών ροών για όλες τις μονάδες παραγωγής σε κάθε ζώνη προσφοράς για το χρονικό πλαίσιο επόμενης ημέρας και το ενδοημερήσιο χρονικό πλαίσιο θα ελαχιστοποιηθεί. Στις ανωτέρω ΚΜΠ, οι μη ευέλικτες μονάδες παραγωγής, όπως οι μονάδες παραγωγής πυρηνικής ενέργειας δεν περιλαμβάνονται στη μετατόπιση της παραγωγής.
Οι ΚΜΠ παρέχονται στον ΦΣΥΔ για να χρησιμοποιηθούν στον υπολογισμό δυναμικότητας για κάθε ζώνη προσφοράς καθώς επίσης και οι ΑΧΜ για τις οποίες ισχύουν οι ΚΜΠ. Οι ΔΣΜ ΝΑΕ διενεργούν εκ των υστέρων ανάλυση της ΚΜΠ σε τακτικά χρονικά διαστήματα και, εάν κρίνεται σκόπιμο, ζητούν την αλλαγή της.
Οι ΔΣΜ ΝΑΕ επανεξετάζουν και επικαιροποιούν την εφαρμογή της μεθοδολογίας για τις κλείδες μετατόπισης παραγωγής σε ετήσια βάση. Άρθρο 8 Διορθωτικά μέτρα στον υπολογισμό δυναμικότητας
Οι ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ καθορίζουν τα διορθωτικά μέτρα σύμφωνα με τον κανονισμό ΚΔΔΣ.
Κάθε ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ καθορίζει σε ατομικό επίπεδο τα διορθωτικά μέτρα της περιοχής ευθύνης του, τα οποία πρέπει να είναι διαθέσιμα για τον υπολογισμό δυναμικότητας εντός της ΠΥΔ ΝΑΕ.
Τα διαθέσιμα διορθωτικά μέτρα είναι εκείνα τα οποία μπορούν να ενεργοποιηθούν εντός του ΧΠΕ με συντονισμένο τρόπο από τους ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ προκειμένου να διασφαλιστεί η επιχειρησιακή ασφάλεια.
Τα διορθωτικά μέτρα μπορούν να χρησιμοποιηθούν σε προληπτική ή/και επανορθωτική κατάσταση. Διαφορετικοί τύποι διορθωτικών μέτρων που χρησιμοποιούνται κατά τη διαδικασία ΥΔ ΝΑΕ: α. ΠΔΜ: Αντιστοιχούν, κατά τη λειτουργία, σε διορθωτικά μέτρα τα οποία πρέπει να υλοποιηθούν ανεξάρτητα από την εμφάνιση οποιασδήποτε διακοπής για την αποσυμφόρηση του δικτύου. Υλοποιούνται επίσης στο ΚΜΔ. β. ΕΔΜ: Κάθε ΕΔΜ συνδέεται με μια συγκεκριμένη Διακοπή και εφαρμόζεται μετά την εκδήλωσή της.
Τα διορθωτικά μέτρα που πρέπει να τεθούν υπό εξέταση στον ΥΔ ΧΠΕ είναι: α. όλα τα προληπτικά διορθωτικά μέτρα που προσδιορίστηκαν και επικυρώθηκαν κατά τη διαδικασία Συντονισμένης Αξιολόγησης Περιφερειακής Επιχειρησιακής Ασφάλειας (ΣΑΠΕΑ)· β. όλα τα ενεργοποιημένα επανορθωτικά μέτρα που προσδιορίστηκαν και επικυρώθηκαν κατά τη διαδικασία Συντονισμένης Αξιολόγησης Περιφερειακής Επιχειρησιακής Ασφάλειας (ΣΑΠΕΑ)·
Ο φορέας συντονισμένου υπολογισμού δυναμικότητας εξετάζει τα διορθωτικά μέτρα που αναφέρονται στο άρθρο 8 παράγραφος 5 της τρέχουσας μεθοδολογίας μετά την υλοποίηση της ΣΑΠΕΑ επόμενης ημέρας και της ενδοημερήσιας ΣΑΠΕΑ που αναπτύσσεται σε συμμόρφωση με τα άρθρα 76 και 77 του κανονισμού ΛΣ, υπό την προϋπόθεση ότι έχουν αναπτυχθεί τα απαραίτητα εργαλεία και ότι διασφαλίζεται η συμβατότητα. Άρθρο 9 Υπολογισμός δυναμικότητας εξισορρόπησης
Σε συμμόρφωση με το άρθρο 37 παράγραφος 1 του κανονισμού ΚΓΕΗΕ, μετά τη χρονική στιγμή λήξης υποβολής προσφορών διαζωνικής ενδοημερήσιας αγοράς, οι ΔΣΜ επικαιροποιούν διαρκώς τη διαθεσιμότητα της διαζωνικής δυναμικότητας για την ανταλλαγή ενέργειας εξισορρόπησης ή την εφαρμογή της διαδικασίας συμψηφισμού αποκλίσεων.
Οι ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ παρέχουν στον φορέα συντονισμένου υπολογισμού δυναμικότητας τις τελευταίες επικαιροποιημένες πληροφορίες σχετικά με τα συστήματα μεταφοράς, εγκαίρως για τον ΥΔ.
Στα διορθωτικά μέτρα ΥΔ που συμφωνήθηκαν εφαρμόζεται η διαδικασία ΣΑΠΕΑ ΕΗ και ΕΗΣ. Εξαιτίας της εγγύτητας με τον Πραγματικό Χρόνο, η συμφωνία για ένα νέο σύνολο διορθωτικών μέτρων και, κατά συνέπεια, η εκτέλεση μιας νέας ΒΔΜ δεν είναι εφικτή.
Ο φορέας συντονισμένου υπολογισμού δυναμικότητας υπολογίζει τη συνολική ΣΙΜ για καθένα από τα σύνορα Βόρειας Ελλάδας (NGR) και Νότιας Ρουμανίας (SRO) υιοθετώντας τις διαδικασίες υπολογισμού ΣΙΜ που περιγράφονται στην επεξηγηματική σημείωση ΚΥΔ ΧΠΕ ΝΑΕ: a. Διαδικασία ΚΥΔ ΧΠΕ 1 που αφορά την ΑΧΜ από τις 06:00 έως τις 12:00 της ημέρας παράδοσης D· b. Διαδικασία ΚΥΔ ΧΠΕ 2 που αφορά την ΑΧΜ από τις 18:00 έως τις 24:00 της ημέρας παράδοσης D· h1 DA/ID CCM BT CCM h2 h3 h4 h5 h6 h7 h8 h9 h10 h11 h12 h13 h14 h15 h16 h17 h18 h19 h20 h21 h22 h23 h24 DACC IDCC1 IDCC2 BTCC1 BTCC2 Σχήμα
Διαδικασίες υπολογισμού δυναμικότητας - Εκτιμώμενες ΑΧΜ
Η δυναμικότητα που προκύπτει σύμφωνα με την παράγραφο 4 μειώνεται κατά το συνολικό Περιθώριο Αξιοπιστίας κάθε συντονισμένης περιοχής ΝΑΕ (σύνορα Βόρειας Ελλάδας και Νότιας Ρουμανίας).
Οι συνολικές τιμές ΚΔΜ που προκύπτουν για τα σύνορα NGR και SRO κατανέμονται σε κάθε σύνορο των σχετικών συντονισμένων περιοχών χρησιμοποιώντας συντελεστές διαχωρισμού οι οποίοι εισήχθησαν στην τροποποιημένη ΠΥΔ ΝΑΕ για το χρονικό πλαίσιο ΕΗ και ΕΗΣ.
Ο φορέας συντονισμένου υπολογισμού δυναμικότητας παρέχει τη Διαζωνική Δυναμικότητα για κάθε Αγοραία Χρονική Μονάδα, σύνορο ζώνης προσφοράς και κατεύθυνση στην ΠΥΔ ΝΑΕ. Άρθρο 10 Μεθοδολογία για την επικύρωση διαζωνικής δυναμικότητας
Οι ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ επικυρώνουν τις διαζωνικές δυναμικότητες που υπολογίζονται από τον φορέα συντονισμένου υπολογισμού δυναμικότητας της ΠΥΔ ΝΑΕ.
Κάθε ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ, σύμφωνα με το άρθρο 26 παράγραφοι 1 και 3 του κανονισμού ΚΔΔΣ, επικυρώνει και έχει το δικαίωμα να διορθώνει τη διαζωνική δυναμικότητα που σχετίζεται με τα σύνορα ζώνης προσφοράς του 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: a. συντέλεση ενός έκτακτου απρόβλεπτου συμβάντος ή αναγκαστικής διακοπής λειτουργίας σύμφωνα με το άρθρο 3 της ΚΓΛΣ· b. όταν τα ΔΜ, τα οποία χρειάζονται για τη διασφάλιση της υπολογισθείσας δυναμικότητας, δεν επαρκούν για τη διασφάλιση της επιχειρησιακής ασφάλειας· c. d. εξαιρετικά χαμηλή ζήτηση ενός ΔΣΜ γεγονός που οδηγεί σε χαμηλή αδράνεια του συστήματος και συνθήκες υψηλής τάσης και επομένως απαιτείται ελάχιστος αριθμός σταθμών ηλεκτροπαραγωγής στο δίκτυο· ένα σφάλμα στα εισερχόμενα δεδομένα που έχει ως αποτέλεσμα την υπερεκτίμηση της διαζωνικής δυναμικότητας από άποψη επιχειρησιακής ασφάλειας.
Σε περίπτωση που ένας ή περισσότεροι ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ δεν επικυρώσουν τη διαζωνική δυναμικότητα που υπολογίστηκε, οι σχετικοί ΔΣΜ παρέχουν την επικαιροποιημένη τιμή διαζωνικής δυναμικότητας για το υπό εξέταση σύνορο από κοινού με τα αίτια της αλλαγής. Η τελική διαζωνική δυναμικότητα είναι η ελάχιστη τιμή που αποστέλλεται από τους ΔΣΜ της ΝΑΕ του υπό εξέταση συνόρου.
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 εκδίδει τριμηνιαία έκθεση στις ρυθμιστικές αρχές που περιλαμβάνουν την τιμή της μείωσης στη διαζωνική δυναμικότητα και την αιτία της μείωσης, σύμφωνα με το άρθρο 26 παράγραφος 5 του ΚΔΔΣ. Σε περιπτώσεις μείωσης, η έκθεση περιλαμβάνει πληροφορίες για κάθε σύνορο ζώνης προσφοράς και κατεύθυνση που επηρεάζεται από τη μείωση και για κάθε ΑΧΜ (όπως ο προσδιορισμός του συνόρου και της κατεύθυνσης, η ποσότητα της μείωσης, οι αναλυτικές αιτίες της μείωσης συμπεριλαμβανομένου του περιορισμού ασφάλειας που παραβιάστηκε και υπό ποιες συνθήκες παραβιάστηκε, οι 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, ο 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 και τα γενικά μέτρα για την αποφυγή της μείωσης δυναμικότητας στο μέλλον.
Όταν ένας δεδομένος ΔΣΜ ΝΑΕ μειώσει τη δυναμικότητα για το σύνορό του πάνω από το 1% των ΑΧΜ του τριμήνου που αναλύεται, ο εν λόγω ΔΣΜ παρέχει στον ΦΣΥΔ μια αναλυτική έκθεση και ένα σχέδιο δράσης που περιγράφει πώς οι εν λόγω αποκλίσεις αναμένονται να εξαλειφθούν και να επιλυθούν στο μέλλον. Η εν λόγω έκθεση και το σχέδιο δράσης περιλαμβάνεται ως παράρτημα στην τριμηνιαία έκθεση.
Ο ΦΣΥΔ 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 11 Διαδικασία επικαιροποίησης ΣΙΜ
Για κάθε ΑΧΜ, μετά τη σχετική ΕΗΣ ΧΣΛΠ, κάθε ΔΣΜ παρακολουθεί οποιαδήποτε σχετική απόκλιση που προκύπτει από τις υποθέσεις που υιοθετήθηκαν στο πλαίσιο της τελευταίας διαδικασίας υπολογισμού δυναμικότητας και επηρεάζει την εν λόγω ΑΧΜ και ενδεχομένως τις επόμενες ΑΧΜ, και ενημερώνει τον Φορέα Συντονισμένου Υπολογισμού Δυναμικότητας αν οι εν λόγω αποκλίσεις αναμένεται να επηρεάσουν σε σημαντικό βαθμό τη χρήση της δυναμικότητας κατά τις επερχόμενες διαδικασίες εξισορρόπησης.
Στη συγκεκριμένη περίπτωση, ζητείται η διενέργεια συντονισμένου υπολογισμού δυναμικότητας προκειμένου να επικαιροποιηθούν οι υπολογισμοί της διαζωνικής δυναμικότητας που αφορά την/τις επηρεαζόμενη/-ες ΑΧΜ.
Σε περίπτωση που ζητηθεί η διενέργεια τέτοιου υπολογισμού, πριν από την έναρξη ισχύος της επηρεαζόμενης ΑΧΜ για το επηρεαζόμενο σύνορο, οι ΔΣΜ παρέχουν τον ακόλουθο κατάλογο σχετικών πληροφοριών (ο οποίος περιλαμβάνει ενδεικτικά): α. μη προγραμματισμένη διακοπή λειτουργίας των στοιχείων του δικτύου η οποία έχει αντίκτυπο στη δυναμικότητα των συνόρων· β. σημαντικές αποκλίσεις που παρατηρούνται μεταξύ των υποθέσεων ζήτησης και τροφοδοσίας από ανανεώσιμες πηγές οι οποίες υιοθετήθηκαν στο πλαίσιο της τελευταίας Διαδικασίας Υπολογισμού Δυναμικότητας και των πλέον επικαιροποιημένων διαθέσιμων προβλέψεων μετά την ΕΗΣ ΧΣΛΠ για τη σχετική ΑΧΜ· γ. τον κατάλογο των συνόρων και των κατευθύνσεων της Ζώνης Προσφορών που θεωρείται ότι επηρεάζονται και για τα οποία ζητείται η διενέργεια νέου υπολογισμού· δ. τα επικαιροποιημένα εισερχόμενα δεδομένα που απαιτούνται για τον υπολογισμό της δυναμικότητας με βάση τη διαδικασία υπολογισμού της ΣΙΜ·
ο Φορέας Συντονισμένου Υπολογισμού Δυναμικότητας ορίζει επικαιροποιημένες τιμές ΚΔΜ στα σύνορα της επηρεαζόμενης Ζώνης Προσφορών για την/τις επηρεαζόμενη/-ες ΑΧΜ τουλάχιστον 90 λεπτά πριν από την έναρξη ισχύος της/των επηρεαζόμενης/-ων ΑΧΜ·
Οι ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ επικυρώνουν τις τιμές ΚΔΜ που υπολογίζονται από τον Φορέα Συντονισμένου Υπολογισμού Δυναμικότητας τουλάχιστον 60 λεπτά πριν από την έναρξη ισχύος της/των ΑΧΜ· Άρθρο 12 Διαδικασίες επαναφοράς
Πριν από κάθε ΥΔ που εκτελείται στο ΧΠΕ, οι ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ εξασφαλίζουν ότι παρέχονται στον φορέα συντονισμένου υπολογισμού δυναμικότητας οι ήδη κατανεμημένες δυναμικότητες εντός του χρονικού πλαισίου επόμενης ημέρας και του ενδοημερήσιου χρονικού πλαισίου.
Όσον αφορά τον ΥΔ που εκτελείται στο ΧΠΕ, σε περίπτωση που προκύψει κάποιο συμβάν στη διαδικασία ΥΔ και ο φορέας συντονισμένου υπολογισμού δυναμικότητας δεν είναι σε θέση να παραγάγει αποτελέσματα εντός του προβλεπόμενου χρόνου για τη διαδικασία υπολογισμού, οι ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ επικυρώνουν τις τελευταίες συντονισμένες διαζωνικές δυναμικότητες που υπολογίζονται εντός του ενδοημερήσιου χρονικού πλαισίου. Έπειτα από το συγκεκριμένο βήμα επικύρωσης, ο φορέας συντονισμένου υπολογισμού δυναμικότητας ή οι ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ, ανάλογα με την περίπτωση, χρησιμοποιούν την εν λόγω συντονισμένη τιμή για την ανταλλαγή ενέργειας εξισορρόπησης ή για τη λειτουργία της διαδικασίας συμψηφισμού αποκλίσεων. Άρθρο 13 Δημοσίευση των δεδομένων
Οι ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ δημοσιεύουν τα ακόλουθα δεδομένα σχετικά με τον ΥΔ: a. τις τιμές ΚΔΜ που έχουν καθοριστεί για τα χρονικά πλαίσια της αγοράς εξισορρόπησης· b. τα ΠΑ για κάθε κατεύθυνση των συνόρων της ΠΥΔ ΝΑΕ· c. Δημοσιεύονται τα ΔΜ από τον ΣΔΜ και για κάθε ΔΜ, ο τύπος του ΔΜ, η τοποθεσία του ΔΜ, εάν το ΔΜ ήταν επανορθωτικό ή προληπτικό. Εάν το ΔΜ ήταν επανορθωτικό, μια λίστα αναγνωριστικών ΚΣΔ-ΑΣ που να περιγράφουν το ΚΣΔ-ΑΣ με το οποίο σχετίζεται το ΔΜ. d. περιοριστικά ΚΣΔ-ΑΣ· e. Για κάθε ΚΣΔ-ΑΣ, δημοσιεύονται οι μέθοδοι για τον προσδιορισμό Imax f. για κάθε ΚΣΔ-ΑΣ, τον κωδικό αναγνώρισης ενέργειας (ΚΑΕ) του ΚΣΔ και το απρόβλεπτο συμβάν· g. τα πραγματικά ονόματα των ΚΣΔ-ΑΣ· h. τις ακόλουθες προβλεπόμενες πληροφορίες που περιέχονται στο ΚΜΔ για κάθε ΑΧΜ και ζώνη προσφοράς της ΠΥΔ ΝΑΕ: i). Φορτίο ii). Παραγωγή iii). Καθαρή θέση iv). Προγράμματα ανταλλαγής σε σύνορα ζωνών προσφοράς που δεν ανήκουν στην ΠΥΔ ΝΑΕ.
Όλα τα δεδομένα που αναφέρονται στην παράγραφο 1 δημοσιεύονται καθημερινά. Ένας μεμονωμένος ΔΣΜ ΝΑΕ δύναται να παρακρατεί πληροφορίες που γνωστοποιούν στοιχεία σχετικά με την τοποθεσία που αναφέρονται στα στοιχεία γ), δ), ε), στ), ζ(, η) εάν απαιτείται από αρμόδια ρυθμιστική αρχή ή από σχετική εθνική νομοθεσία για λόγους προστασίας της κρίσιμης υποδομής. Στην περίπτωση αυτή, οι πληροφορίες που αναφέρονται στο στοιχείο στ) 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.

(3)Τυχόν αλλαγή στα αναγνωριστικά που χρησιμοποιούνται 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.

(4)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 14 Υποβολή αναφοράς Ο φορέας συντονισμένου υπολογισμού δυναμικότητας προχωρά στη σύνταξη έκθεσης η οποία αφορά όλες τις μειώσεις που έλαβαν χώρα κατά την επικύρωση της διαζωνικής δυναμικότητας και στις οποίες συμπεριλαμβάνεται η αιτία που οδήγησε σε αυτές Άρθρο 15 Δημοσίευση και εφαρμογή της Πρότασης ΜΥΔ ΧΠΕ

Οι ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ προχωρούν στη δημοσίευση της πρότασης μεθοδολογίας ΚΥΔ ΧΠΕ χωρίς αδικαιολόγητη καθυστέρηση αφού αυτή εγκριθεί από όλες τις ΕΡΑ της ΠΥΔ ΝΑΕ.
Οι ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ δοκιμάζουν τις διαδικασίες υπολογισμού δυναμικότητας που προβλέπει η μεθοδολογία ΚΥΔ ΧΠΕ ΝΑΕ για περίοδο τουλάχιστον έξι μηνών πριν από την εφαρμογή της παρούσας μεθοδολογίας ΚΥΔ ΧΠΕ.
Κατά την περίοδο δοκιμής, οι ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ υποβάλλουν τα αποτελέσματα της δοκιμής στις αρμόδιες ΕΡΑ.
Οι ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ θα προχωρήσουν στην εφαρμογή της μεθοδολογίας ΚΥΔ ΧΠΕ το αργότερο τον Ιούλιο του 2025 (έναρξη λειτουργίας), ενώ η έναρξη της περιόδου δοκιμών θα λάβει χώρα το αργότερο τον Ιανουάριο του
Αν οι ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ δεν είναι σε θέση να ανταποκριθούν σε οποιαδήποτε από τις προθεσμίες που ορίζονται στο παρόν άρθρο, ενημερώνουν όλες τις ΕΡΑ της ΠΥΔ ΝΑΕ τουλάχιστον έξι μήνες πριν από την επηρεαζόμενη προθεσμία.
Οι ΔΣΜ ΝΑΕ δεσμεύονται να προχωρήσουν στην εκπόνηση μελέτης μετά την έναρξη λειτουργίας, προκειμένου να αξιολογηθούν τα οφέλη από την αύξηση της συχνότητας των υπολογισμών των ΚΔΜ με βάση πιο πρόσφατη πρόβλεψη μοντέλων δικτύου που είναι διαθέσιμη. Η ανάλυση εστιάζει στη συνολική αποτελεσματικότητα μιας τέτοιας υλοποίησης. Η μελέτη μετά τη θέση σε λειτουργία θα περιλαμβάνει μια περίοδο 6 μηνών, όταν η εμπειρία και τα δεδομένα από τις διαδικασίες YΕΗΣΔ / ΣΠΕΑ καταστούν διαθέσιμα. Άρθρο 16 Γλώσσα
Η γλώσσα αναφοράς για την παρούσα ΜΥΔ ΧΠΕ είναι η αγγλική.
Προς αποφυγή αμφιβολιών, εάν οι ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ πρέπει να μεταφράσουν την παρούσα μεθοδολογίας ΚΥΔ ΧΠΕ στην/στις εθνική/-ές γλώσσα/-ες τους, σε περίπτωση που διαπιστωθούν ασυμφωνίες μεταξύ της αγγλικής έκδοσης που εκδίδεται από τους ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ σύμφωνα με το άρθρο 9 παράγραφος 14 του κανονισμού ΚΔΔΣ και οποιασδήποτε έκδοσης σε άλλη γλώσσα, οι οικείοι ΔΣΜ της ΠΥΔ ΝΑΕ υποχρεούνται να εξαλείψουν κάθε ασυμφωνία, παρέχοντας αναθεωρημένη μετάφραση της μεθοδολογίας ΜΥΔ ΧΠΕ στις οικείες εθνικές ρυθμιστικές αρχές. Explanatory note to the SEE CCR TSOs’ proposal fora common balancing capacity calculation

Article 37

of Commission Regulation (EU) 2017/2195 of 23 November 2017 establishing a guideline on electricity balancing within SEE CCR December 2022 Disclaimer: This explanatory document is submitted by the TSOs of the SEE CCR region for information and clarification purposes only accompanying the TSOs’ proposal for a common balancing capacity calculation methodology

Article 37

of the Regulation 2017/2195 of 23 November 2017 establishing a Guideline on Electricity Balancing.

Introduction This technical document sets out the main principles for the coordinated capacity calculation methodology for the balancing timeframe applied in SEE CCR region. It contains a description of both the methodology and the calculation process in compliance with Electricity Balancing Guideline (EB GL). 1.1 Overview of BTCC Business Process The BTCC process is composed of several sub-processes as shown on the process schema below. Each subprocess is linked with all the other sub-processes that depend on it. The BTCC, ID IGM Merging and ID CROSA lanes are activities performed by the RSCs. Merging of CNEC & GSK Merged CNEC BTCC CNEC Figure 1 BTCC HLBP A brief description of the sub-processes that comprise BTCC process is provided in Table
For the sake of understanding, a short description of processes on which BTCC depends is provided. The full description of the BTCC process and its sub-processes is described in detail in the following chapters. Sub-process Description Inputs Outputs Quality Check The inputs are checked against the quality rules. -BTCC CNEC -BTCC GSK -Validated CNEC -Validated GSK Merging of CNEC and GSK files The individual CNEC and GSK files of BG, GR, RO are merged. -Validated CNEC -Merged CNEC -Validated GSK -Merged GSK RSA/RAO/Coordination Security assessment is performed on CCR level. In case of congestions, RAO is performed, and the resulting RAs are coordinated and validated by the involved TSOs. Among others: -Preventive RAs -Triggered curative RAs CGM build The ID IGMs are merged into ID CGM -ID IGMs -ID CGMs CNEC selection Filtering of CNECs to be considered in the CC. -Merged CNEC and GSK files -ID CGM -Triggered curative RAs -Final CNEC list CGM adjustments The triggered curative RAs are processed to be considered in the BT CC. The NPs of all BZs are set based on ID allocation results after ID CZGCT. -ID CGM -Triggered curative RAs -ID allocation results -Adjusted BTCC CGM NTC calculation -BTCC ready CGM -CNECs -TRM -BT NTC -Final BTCC CGM Individual validation -BT NTC -Ex post BT CC CGM -Final BT NTC Table 1 Overview of sub-processes
Capacity calculation input 2.1 Transmission Reliability Margin (TRM) For the CC performed in BT, the TSOs of the SEE CCR shall define the reliability margin as it is in the ID CC as was calculated at the relevant DA and ID CCM. 2.2 Operational security limits and contingencies Operational security limits and contingencies in capacity calculation on SEE CCR are provided daily by all TSOs of the SEE CCR region in form of the contingency list and list of critical network elements. The Contingency list describes the contingencies to be assessed during capacity calculation. A contingency can be a trip of a line, a cable or a transformer or a set of the aforementioned contingencies. Critical network element (CNE) is a network element either within a bidding zone or between bidding zones taken into account in the capacity calculation process, limiting the amount of power that can be exchanged. Each participating TSO is required to provide a list of critical network elements (CNEs) of its own control area based on operational experience along with its operational security limits. A critical network element can be an interconnector, an internal line or a transformer. The operational security limits used in the common capacity calculation are the same as those used in operational security analysis. CNEs are independently associated with relevant contingencies. To this end, as a preparatory step to the CC, the participating TSOs create the list of CNEs to be considered in the CC. This process is called CNEC Selection. CNE(C)s with sensitivities below a specific threshold are filtered out. During the operational phase of BTCC, the TSOs will have the possibility to reassess the sensitivity threshold if deemed necessary. TSOs have the possibility to add or remove specific CNECs from the CNEC list. The sensitivity formula is the same that is used in the DA-ID process. The list of CNECs after the removal of elements that the SEE TSOs do not consider necessary will be considered in the BT CC and is called final CNEC list hereafter. 2.3 Generation and Load Shift Keys (GLSK)
Each SEE TSO shall define for its bidding zone and for each MTU 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 and other fundamental factors, and thereby contributing to minimizing the RM. 2.

Article 24

Article 18

For the application of the methodology, SEE TSOs shall define, for the capacity calculation process, GSKs impacted by the actual generation present in the relevant CGM, for each MTU. 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.
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; c. GSK is reviewed on a daily basis or whenever there are changes in the expectations referred to in paragraph

(1).

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.
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, ensure the best modeling of the Bulgarian system. The nuclear units are not included in the list.
The Transelectrica GSK file contains dispatchable units which are available in the day of operation. The nuclear units are not included in the list. The fixed participation factors of GSK are impacted by the actual generation present in the relevant CGM.
The GSKs shall be provided to the CCC to be used in the capacity calculation for each bidding zone and also the MTUs for which the GSKs shall be valid. The SEE TSOs shall make ex-post analysis of GSK regularly and if considered necessary request to change it.
SEE TSOs shall review and update the application of the generation shift keys methodology, on a yearly basis. 2.4 Remedial Actions Remedial action refers to any measure applied in due time by a TSO in order to fulfil the n-1 security principle of the transmission power system regarding power flows and voltage constraints. Capacity calculation in SEE CCR region considers two types of remedial action: • • Preventive Remedial Actions (PRAs) are those launched to anticipate a need that may occur, due to the lack of certainty to cope efficiently and in due time with the resulting constraints oncethey have occurred; Curative Remedial Actions (CRAs) are those needed to cope with and to relieve rapidly constraints with an implementation delay of time for full effectiveness compatible with the Temporary Admissible Transmission Loading. They are implemented after the occurrence of the contingencies. The BT CC process is carried out close to Real Time. Therefore, only RAs with very short activation time would be suitable for BTCC and consequently a limited number of RAs could be considered in BTCC. Moreover, the process of optimization, coordination and validation of RAs is time consuming and does not fit in the BT CC time window as defined in SEE CCR. Therefore, BT CC process shallrely on the RAs coordinated and validated in the DA/ID CROSA which precedes BT CC and no RAO will be carried out within the BT CC process. In this way BTCC benefits from preceding processes with sufficient time to perform elaborate calculations and achieves a reliable calculation in the tight BT time window. In particular, the RAs to be considered in the BTCC are: • • all preventive remedial actions as determined, coordinated and validated during day-ahead and intraday Coordinated Regional Operational Security Assessment (CROSA) process. The preventive RAs are included in the CGM that shall be used in the BTCC and therefore no actionsare required for their consideration. all triggered curative remedial actions as determined, coordinated and validated during day- ahead and intraday Coordinated Regional Operational Security Assessment (CROSA) process.These RAs shall be provided by ID CROSA of SEE CCR and potentially of other CCR whoseRAs might have an impact in BTCC. 2.5 Common Grid Model The ID Common grid model (CGM) is used for capacity calculation. The detailed structure of the model,as well as the content is described in the Common Grid Model Methodology (CGMM), which is common for entire ENTSO-E area. 2.6 Input data provision deadline The SEE Balancing Timeframe Capacity Calculation methodology Proposal requires the introduction- of two TTC calculation processes: a. the BT CCC process 1 starts on D-1 and ends on D. b. the BT CCC process 2 is executed entirely in day D. The aim of these processes is to increase the TTC computation frequency, in such a way that TTC values for MTUs having the higher lead time between the end of the last Intraday Capacity Calculation Process relevant for these MTUs and the start of the given MTU are updated by additional Capacity Calculation Processes based on updated input data (see the Figure below). h1 DA/ID CCM BT CCM h2 h3 h4 h5 h6 h7 h8 h9 h10 h11 h12 h13 h14 h15 h16 h17 h18 h19 h20 h21 h22 h23 h24 DACC IDCC1 IDCC2 BTCC1 BTCC2 Figure
Capacity Calculation processes - Assessed MTUs In addition, a TTC update process is foreseen: after each Intraday Gate Closure, TSOs shall monitor any relevant deviation occurred on the assumptions adopted in the latest Capacity Calculation Process affecting this MTU, and possibly the following MTUs, and a new TTC calculation process is triggered in case those deviations are deemed to significantly impact the use of the capacity in the upcoming balancing processes The proposed structure allows to: • Maximize the coherency with the “DA/ID CCM” in terms of input data, TTC calculation procedures and expected results. • Avoid any strong simplification necessary to cope with shorter timelines for the TTC calculation process. • Ensure updated TTC values: a higher frequency in the occurrence of the TTC calculation process is not expected to improve the quality of the results, considering that significant simplifications would have been required to cope with stricter timelines. • Update TTC values after any IDGT in case relevant changes occurred in the power system. The TTC calculation procedure and the input data creation processes are aligned with the ones defined (and implemented) for the Day and Intraday Capacity Calculation processes. Each TSO shall provide the relevant input data to the Coordinated Capacity Calculator: • By 23:00 of D-1 for the BT CCC process 1; • By 11:00 of D for the BT CCC process 2; • 3 hours before the start of the impacted MTU in case a TTC update process is activated according to Article 11of the BT CCC methodology.
Capacity Calculation Approach Article 37

(3)of EBGL requires the EB CCM to be consistent with ID CCM. Therefore, the BTCC is anNTC based CC approach that is adjusted to fit in the tight time window of the BT. 3.1 General principles The Total Transfer Capacity (TTC) for the whole North Greek borders and South Romania borders is assessed using the following principles: • based on merged ID common grid models; • the modification of exchanges is realized according to GSKs and Splitting Factor per border • the maximum current for the network security of Critical Network Elements is respected (taking into account effects of remedial actions used); 3.2 Preparatory sub-processes The preparatory sub-processes are illustrated in Figure 1and will be described in chronological order. The CNEC and GSK files of the participating TSOs are merged into a single CNEC and a single GSK file. The ID CGM along with the list of triggered CRAs from ID CROSA are available for the BTCC process. The CNEC selection sub process is performed based on the aforementioned inputs. The final CNEC list is created. The BTCC shall be performed having as starting point the allocation results after ID CZGCT. To this end, the ID CGM is updated in order to reflect the allocation results as soon as they are available. 3.3 NTC calculation

(1)The CNTC computation is a centralized calculation based on AC load flow which delivers the main parameter needed for the definition of CNTC domain: TTC. The TTC represent the maximum power exchange on a bidding zone border and calculation shall according to the following procedure: (a) use the common grid model, generation shift keys, and list of CNECs defined

the BT CCC methodology 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; (b) adjust maximum power exchange using remedial actions.

(2)The CCC shall define the values of TTC for each MTU for the north Greek borders and south Romanian borders.

(3)The NTC values for the north Greek borders and south Romanian borders are determined with the following equations: NTC NORTH −GREEK− BORDERS = TTC NORTH −GREEK− BORDERS − RM NORTH −GREEK− BORDERS NTC SOUTH − ROMANIAN− BORDERS = TTC SOUTH − ROMANIAN− BORDERS − RM SOUTH − ROMANIAN− BORDERS

(4)The splitting factor used for balancing capacity calculation will be the same that is used in the relevant DA-ID processes.

(5)The CCC (RSC) shall provide to TSOs the NTC values per border for validation. 3.4 Results The set of results is: • The initial (merged) grid model and the final (merged) grid model corresponding to the final state of the network for a maximum secured northern Greek and South Romania power exchange in both directions; • Final list of GSKs, CNEC files, and Remedial Actions; • TTCtotal; NTCtotal; NTCper border; • Limiting elements of TTCtotal (Critical Network Elements and Critical Outages); 3.5 Fall back procedure At the beginning and during every BT CC process the availability of all necessary files is constantly checked. For files that are missing or do not respect the formatting rules, automatic replacement is performed. If a necessary file is not received in time and no replacement is possible or the calculation dose not succeed, the process is ended and reported as failed. In case of process failure, TSOs shall use the cross-zonal capacity remaining after the ID cross-zonal gate closure time. 4. Timescale for implementation A post-go live study phase, which would focus on possible benefits of getting a process with higher frequency and closer to real-time input updates. SEE TSOs commit to perform a post go-live study to assess the benefits of increasing the frequency of NTC computations based on more recent grid models forecast available. The analysis shall focus on the overall efficiency of such an implementation. The post go-live study will include a period of 6 months once experience and data from IDCC / ROSC processes is available. In case CBA results point out the proposed approach does not profitable, TSOs shall amend the methodology accordingly. The next figure highlights the dependencies of BTCC process with ROSC. It is especially relevant to highlight that BTCC first step implementation should take place after the implementation of ROSC version 2 go-live (implementation of 3 ID CROSAs): Q1 Q2 2022 Q3 Methodology design Current timel i ne Q4 Public consulta tion Q1 Q2 NRA approval 2023 Q3 Q4 Q1 Q2 2024 Q3 Q4 Q1 Q2 2025 Q3 Q4 NRA Amendm approval ent Implementation phase and tests BTCC BTCC implementation Post-Go-live study April '24 ROSC Go-l ive V1: i ncl. i mplementation DA CROSA (1st vers ion) (TBC) ROSC V1 ROSC ROSC V2 Figure 3 Implementation timeline June '25 ROSC Go-l ive V2: i ncl. i mplementation DA CROSA (full vers i on) + ID CROSA

(3)(TBC)

🔗 Στην επίσημη πηγή

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

Δημόσια Διαβούλευση της ΡΑΕ επί της πρότασης των Διαχειριστών Συστήματος Μεταφοράς (ΔΣΜ) της περιφέρειας υπολογισμού δυναμικότητας Νοτιοανατολικής Ευρ

Article 37of Commission Regulation (EU) 2017/2195 of 23 November 2017 establishing a guideline on electricity balancing within SEE CCR December 2022 Whereas

Article 37(3) EB GL Regulation.

Article 24(2) of the EB GL.

Article 37of the EB GL.

Article 24

Article 18

Article 21

Article 76

Article 37

Article 26

Article 9

Article 37

Article 37

Article 24

Article 18