← Ελλάδα

Δημόσια Διαβούλευση της ΡΑΑΕΥ επί της κοινής πρότασης των ΔΣΜ της περιφέρειας υπολογισμού δυναμικότητας Νοτιοανατολικής Ευρώπης σχετικά με την τροποπο

Με την υπ’ αριθ. 1460/2020 Απόφαση της Αρχής (Β΄ 4876) εγκρίθηκε η μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας (Capacity Calculation Methodology – CCM) η οποία αναπτύχθηκε από κοινού από τους ΔΣΜ της περιφέρειας υπολογισμού δυναμικότητας Νοτιοανατολικής Ευρώπης (SEE CCR) κατά 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. Σήμερα η Αρχή υποβάλλει προς Δημόσια Διαβούλευση πρόταση για την τροποποίηση της ως άνω μεθοδολογίας όπως υποβλήθηκε στις 13.05.2024 από κοινού από τους ΔΣΜ της SEE CCR σε όλες τις Ρυθμιστικές Αρχές της ενδιαφερόμενης περιφέρειας (SEE NRAs) προς έγκριση (αρ. πρωτ. ΡΑΑΕΥ I-374267/27.05.2024), καθώς και την επίσημη μετάφρασή της στην ελληνική γλώσσα (αρ. πρωτ. ΡΑΑΕΥ Ι-375327/12.06.2024). Οι προτεινόμενες τροποποιήσεις αφορούν βελτιώσεις της μεθοδολογίας, ιδίως σε ευθυγράμμισή της με την αντίστοιχη μεθοδολογία για τον χρονικό ορίζοντα επόμενης ημέρας (DA) και ενδοημερήσια (ID). Πιο συγκεκριμένα, οι Καθαρές Ικανότητες Μεταφοράς (NTC) στη DA-ID CCM υπολογίζονται αφαιρώντας το περιθώριο αξιοπιστίας (RM) από την υπολογισμένη Συνολική Ικανότητα Μεταφοράς (TTC) και στη συνέχεια διαιρώντας το συνολικό NTC ανά σύνορο χρησιμοποιώντας τους συντελεστές διαχωρισμού (SFs). Επισυνάπτονται:

  1. TSOs Justification on Long Term Capacity Calculation Methodology Amendment
  2. SEE CCR TSOs’ proposal for the common capacity calculation methodology for the long term market time- frame in accordance with Article 10 of the Commission Regulation (EU) 2016/1719 of 26 September 2016 establishing a guideline on forward capacity allocation – αγγλικό κείμενο
  3. Πρόταση των ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης για την κοινή μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας για το μακροπρόθεσμο χρονικό πλαίσιο της αγοράς 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 – ελληνική μετάφραση Λήξη της παρούσας Δημόσιας Διαβούλευσης: Παρασκευή 26 Ιουλίου 2024 Οι ενδιαφερόμενοι καλούνται να υποβάλλουν τις απόψεις τους στη ΡΑΑΕΥ με ηλεκτρονική επιστολή στη διεύθυνση elecodes-market@rae.gr. Μετά τη λήξη της παρούσας δημόσιας διαβούλευσης, η ΡΑΑΕΥ θα δημοσιοποιήσει κατάλογο των συμμετεχόντων, καθώς και το περιεχόμενο των επιστολών και παρεμβάσεών τους, με εξαίρεση την περίπτωση κατά την οποία ο αποστολέας αιτείται τη μη δημοσιοποίηση των στοιχείων του ή/ και των απόψεών του. TSOs Justification on Long Term Capacity Calculation Methodology Amendment TSOs Justification on Long Term Capacity Calculation Methodology Amendment SEE TSOs, namely ESO, Transelectrica and IPTO, have decided to move forward with an amendment of the current methodology for Long Term Capacity Calculation (LTCC). The main initiative behind the amendment is the effort to be in line with the Day-Ahead (DA) and Intra-Day (ID) CC Methodology. More specifically, the Net Transfer Capacities (NTC) in the DA-ID CC methodology are calculated by subtracting the reliability margin (RM) from the calculated Total Transfer Capacity (TTC) and then splitting the total NTC by border by using the splitting factors (SFs). The calculation process described above was different in the original LTCC methodology. Additionally, the amendment comes as an effort to rectify certain points in the current LTCC methodology. The first item is the splitting factor determination method. In the amended version of the methodology, it is stated that the SF values shall be calculated using the NTC values based on capacity calculation results obtained two years prior to the implementation of the methodology. In the current methodology, the SFs are updated on a yearly basis, even though there may not be any changes in the system topology. Another correction is replacing the name “FYROM” with “North Macedonia”. IPTO TRANSELECTRICA ESO-EAD 1 SEE CCR TSOs’ proposal for the common capacity calculation methodology for the long term market timeframe in accordance with Article 10 of the Commission Regulation (EU) 2016/1719 of 26 September 2016 establishing a guideline on forward capacity allocation January 2024 SEE CCR TSOs’ proposal for the common capacity calculation methodology for the long term market time-frame in accordance with Article 10 of the Commission Regulation (EU) 2016/1719 of 26 September 2016 establishing a guideline on forward capacity allocation TSOs of the SEE CCR, taking into account the following: Whereas

(1)This document (hereafter referred to as “common capacity calculation methodology”, or “this methodology”) is a common proposal developed by all Transmission System Operators (hereafter referred to as “SEE TSOs”) within the Southeast Europe Capacity Calculation Region (hereafter referred to as “SEE Capacity Calculation Region or Capacity Calculation Region 10” or “SEE CCR”), on the common capacity calculation methodology for long-term time frames. This proposal is required by Article 10 of Commission Regulation (EU) 2016/1719 of 26 September 2016 establishing a guideline on Forward Capacity Allocation (hereafter referred to as the “FCA Regulation”).
(2)This proposal (hereafter referred to as the “Long-Term Capacity Calculation Methodology” or “LT CCM”) takes into account the general principles and goals set in the FCA Regulation as well as Regulation (EC) No 714/2009 of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 on conditions for access to the network for cross-border exchanges in electricity (hereafter referred to as “Regulation (EC) No 714/2009”). In addition, this methodology takes into account the effective structure of the grid and the borders between SEE and Third Countries by establishing TSO-TSO based contractual frameworks to include Third Countries as Technical Counterparties. Therefore, this methodology takes into account Technical Counterparties' grid elements.
(3)This methodology takes into account the general principles and goals set in FCA Regulation. Ensuring optimal use of the transmission infrastructure and operational security, laid down by FCA Regulation, requires the inclusion of Third Countries process of SEE CCR. FCA 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 as Technical Counterparties. TSOs of SEE CCR will conclude to an agreement with relevant Technical Counterparties. The agreement between SEE CCR TSOs and the Technical Counterparty will include the LT CCC methodology’s provisions and ensure that the Technical Counterparty is contractually bound by the same obligations as the ones binding upon TSOs of the SEE CCR by virtue of EU Regulations. Such agreement will govern mutual obligations and responsibilities of the Technical Counterparty with TSOs of SEE CCR in relation to the capacity calculation process.
(4)The goal of the FCA Regulation is the coordination and harmonization of capacity calculation and allocation in the long-term cross-border markets. To facilitate these aims the TSOs in the Capacity Calculation Region shall calculate in a coordinated manner the available cross-border capacity.
(5)According to article 4
(8)of the FCA Regulation, the expected impact of the LT CCM on theobjectives of the FCA Regulation has to be described and is presented below.
(6)The LT CCM serves the objective of promoting effective long-term cross-zonal trade with long-term cross-zonal hedging opportunities for market participants (article 3(a) of the FCA Regulation) by taking into account the hedging needs of market participants by calculating reliable capacities at an early stage and making them available to market participants, which makes long-term planningpossible since it ensures that the cross-zonal capacity is calculated in such a way that the same LT CCM will apply to all market participants on all respective bidding zone borders in the SEE CCR, thereby ensuring a level playing field amongst market participants.
(7)The LT CCM for SEE CCR contributes to the optimal calculation of long-term capacity (article 3(b) 2 SEE CCR TSOs’ proposal for the common capacity calculation methodology for the long term market time-frame in accordance with Article 10 of the Commission Regulation (EU) 2016/1719 of 26 September 2016 establishing a guideline on forward capacity allocation of the FCA Regulation) by taking into account all critical network elements, coordinates the timings of delivery of inputs, provides a calculation approach and coordinates validation requirements of the capacity calculation between SEE TSOs and the Coordinated Capacity Calculator of SEE CCR (SEE CCC).
(8)The LT CCM for SEE CCR contributes to the objective of providing non-discriminatory access to longterm cross-zonal capacity (article 3(c) of the FCA Regulation) by adhering to the rules of JAO and by publication of the results, hence ensuring non-discrimination between market participants.
(9)The LT CCM for SEE CCR is designed to ensure a fair and non-discriminatory treatment of SEE TSOs, the Agency, regulatory authorities and market participants (article 3(d) of the FCA Regulation) since it has been developed and adopted within a process that ensures the involvement of all relevant stakeholders and independence of the approving process. After the drafting process, in which all SEE TSOs participated, a public consultation step is provided fall the other parties can say them opinions and SEE TSOs will take into consideration before transmitting the methodology to Regulatory Authorities.
(10)This LT CCM for SEE CCR contributes to the objective of respecting the need for a fair and orderly forward capacity allocation and orderly price formation (article 3(e) of the FCA Regulation) by making available in due time the information about cross-zonal capacities to be released in the market, and by ensuring a backup solution when capacity calculation fails to provide results.
(11)The LT CCM for SEE CCR determines the main principles and main processes for the long-term timeframe. It requires that the SEE TSOs provide market participants with reliable information on crosszonal capacities and import/export limits for year and month ahead allocation in a transparent way and at the same time. This includes regular reporting on specific processes within capacity calculation. The LT CCM therefore contributes to the objective of transparency and reliability of information (article 3(f) of the FCA Regulation).
(12)The LT CCM provides requirements for efficient use of existing electricity infrastructure and facilitates competitive access to transmission infrastructure in particular in case of congestions in the long-term timeframe. This provides a long-term signal for efficient investments in transmission, generation and consumption, and thereby contributes to the efficient long-term operation and development of the electricity transmission system and electricity sector in the Union (article 3 (g) of the FCA Regulation).
(13)In conclusion, the LT CCM contributes to the general objectives of the FCA Regulation.
(14)Articles 10 to 15 of the FCA Regulation constitute the legal basis for this proposal and define several specific requirements that the LT CCM should take into account: 1. LT CCM shall include at least the following items for each capacity calculation time frame: (
  1. a)methodologies for the calculation of the inputs to capacity calculation, which shall include the following parameters: (
  2. i)a methodology for determining the reliability margin in accordance with Article 11; (
  3. ii)the methodologies for determining operational security limits, contingencies relevant to capacity calculation and allocation constraints that may be applied in accordance with Article 12; (iii) the methodology for determining the generation shift keys in accordance with Article 13; (
  4. iv)the methodology for determining remedial actions to be considered in capacity 3 SEE CCR TSOs’ proposal for the common capacity calculation methodology for the long term market time-frame in accordance with Article 10 of the Commission Regulation (EU) 2016/1719 of 26 September 2016 establishing a guideline on forward capacity allocation calculation in accordance with Article 14. (
  5. b)a detailed description of the capacity calculation approach which shall include the following: (
  6. i)a mathematical description of the applied capacity calculation approach with different capacity calculation inputs; (
  7. ii)rules for avoiding undue discrimination between internal and cross-zonal exchanges to ensure compliance with point 1.7 of Annex I to Regulation (EC) No 714/2009; (iii) rules for taking into account, where appropriate, previously allocated cross-zonal capacity; (
  8. iv)rules on the adjustment of power flows on critical network elements or of cross-zonal capacity due to remedial actions in accordance with Article 8; (
  9. v)for the flow-based approach, a mathematical description of the calculation of power transfer distribution factors and of the calculation of available margins on critical network elements; (
  10. vi)for the coordinated net transmission capacity approach, the rules for calculating cross-zonal capacity, including the rules for efficiently sharing the power flow capabilities of critical network elements among different bidding zone borders; (vii) where the power flows on critical network elements are influenced by cross zonal power exchanges in different capacity calculation regions, the rules for sharing the power flow capabilities of critical network elements among different capacity calculation regions in order to accommodate these flows. (
  11. c)a methodology for the validation of cross-zonal capacity in accordance with Article 11
(15)According with Article 9 of the FCA Regulation, SEE TSOs shall ensure that long-term cross-zonal capacity is calculated for each forward capacity allocation and at least on annual and monthly time frames.
(16)Article 10
(1)of the FCA Regulation defines the deadline to submit the proposal for the LT CCM as no later than six months after the approval of the common coordinated capacity calculation methodology referred to in Article 9
(7)of Regulation (EU) 2015/1222.
(17)According to Article 10
(2)of the FCA Regulation, the approach to be used in the common capacity calculation methodology shall be either a coordinated net transmission capacity approach or a flow-based approach.
(18)Article 10
(3)of the FCA Regulation requires that the LT CCM shall be compatible with the capacity calculation methodology established for the day-ahead and intraday time frames pursuant to Article 21
(1)of Regulation (EU) 2015/1222.
(19)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”.
(20)In the context of this proposal, the definition of “coordinated capacity calculator” is important and is defined in Article 2
(11)of the CACM Regulation as: “the entity or entities with the task of calculating transmission capacity, at regional level or above”. 4 SEE CCR TSOs’ proposal for the common capacity calculation methodology for the long term market time-frame in accordance with Article 10 of the Commission Regulation (EU) 2016/1719 of 26 September 2016 establishing a guideline on forward capacity allocation
(21)The LT CCM is based on forecast models of the transmissions system. The inputs of the LT CCM are determined more than a year, respectively more than a month, before the electricity delivery date taking into account the available knowledge at that time. Therefore, the outcomes are subject to inaccuracies and uncertainties that are higher than the inaccuracies and uncertainties of the SEE DA&ID CCM. The aim of the reliability margin is to cover a level of risk induced by these forecast errors.
(22)The final definition of the capacity calculation inputs (the reliability margin, the list of critical network elements, the generation shift key) shall be reviewed and redefined if needed after the implementation of this methodology once some operational experience is obtained. The SEE TSOs shall make ex-post analysis of these input parameters regularly and, if considered necessary, they will request to change them. If any change leads to an adaption of this methodology, SEE TSOs will amend this methodology according to Article 9
(13)of the CACM Regulation.
(23)To avoid undue discrimination between internal and cross-zonal exchanges (and the underlying discrimination between market participants trading inside or between bidding zones), this methodology introduces important measures. The SEE TSOs shall monitor only the elements significantly impacted by cross-zonal power exchanges. As mid-term and long-term measures, the SEE TSOs shall investigate a higher sensitivity threshold for the elements significantly impacted by cross-zonal power exchanges and consider future investments in the transmission grid.
(24)Despite coordinated application of capacity calculation, SEE TSOs remain responsible for maintaining operational security. For this reason, each SEE TSO shall validate and have the right to correct crosszonal capacity relevant to the TSOs bidding zone border for reasons of operational security during the validation process. The validation process may lead to reductions of cross-zonal capacities. Thus, transparency, monitoring and reporting as well as exploration of alternative solutions in order to prevent similar cases in the future, is necessary.
(25)Transparency and monitoring of capacity calculation is essential for ensuring its efficiency and understanding. This methodology establishes significant requirements on TSOs to publish the information required by stakeholders to analyses the impact of capacity calculation on market functioning. Furthermore, this methodology establishes significant reporting requirements in order for the stakeholders, regulatory authorities and other interested party to verify either the transmission infrastructure is operated efficiently and in the interest of consumers. SUBMIT THE FOLLOWING LONG-TERM COMMON CAPAPACITY CALCULATION METHODOLOGY TO NATIONAL REGULATORY AUTHORITIES OF THE SEE CCR: 5 SEE CCR TSOs’ proposal for the common capacity calculation methodology for the long term market time-frame in accordance with 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 in accordance with 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 in accordance with Article 20
(2)of the CACM Regulation (hereinafter SEE DA&ID CCM).
(2)In addition, the following definitions, abbreviations and notations shall apply:
  1. ‘AAC’ means the already allocated capacities, which is the capacity allocated as an outcome of the latest capacity calculation in the SEE CCR;
  2. ‘Agency’ or ‘ACER’ means Agency for the Cooperation of Energy Regulators;
  3. ‘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;
  4. ‘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;
  1. ‘CGMM’ means the common grid model methodology, pursuant to Article 18 of the FCA Regulation;
  2. ‘CNE’ means a critical network element;
  3. ‘CNEC’ means a critical network element with a contingency;
  4. ‘CNTC approach’ means the coordinated net transmission capacity defined in Article 2
(8)of the CACM Regulation;
  1. ‘D-2’ means two days before the day of delivery;
  2. ‘GR-BG border’ means bidding zone border between Greece and Bulgaria;
  3. ‘BG-RO border’ means bidding zone border between Bulgaria and Romania;
  4. ‘EIC’ means energy identification code;
  5. ‘ENTSO-E’ means European Network of Transmission System Operators for Electricity;
  6. ‘GSK’ means the generation shift key as defined in Article 2
(12)of the CACM Regulation;
  1. ‘HVDC’ means a high voltage direct current network element;
  2. ‘Imax’ means the maximum admissible current;
  3. ‘JAO’ means Joint Allocation Office;
  4. ‘LT’ means the long-term time frame;
  5. ‘LTA’ means the long-term allocated capacity, which is capacity allocated as an outcome of the longterm capacity calculation in the SEE CCR; 6 SEE CCR TSOs’ proposal for the common capacity calculation methodology for the long term market time-frame in accordance with Article 10 of the Commission Regulation (EU) 2016/1719 of 26 September 2016 establishing a guideline on forward capacity allocation
  6. ‘LT CC process’ means the long term capacity calculation process;
  7. ‘LTN’ means the long term nominated capacities, which is the long-term nomination of the long-term allocated capacity;
  8. ‘MTU’ means a market time unit; the definition for ‘market time’ is provided at Article 2
(15)of the CACM Regulation;
  1. ‘NTC’ means the Net Transmission Capacity which is the maximum energy exchange for commercial purposes between adjacent bidding zones for each market time unit in a specific direction;
  2. ‘PST’ means a phase-shifting transformer;
  3. ‘RA’ means a remedial action;
  4. ‘RM’ means the reliability margin as defined in Article 2
(14)of the CACM Regulation;
  1. SEE TSOs are Independent Power Transmission Operator (‘ADMIE’), Electricity System Operator EAD (‘ESO EAD’) and National Power Grid Company Transelectrica S.A. (‘Transelectrica’);
  2. ‘SEE NRAs’ means the SEE National Regulatory Authorities;
  3. ‘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 enactment shall 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 others capacity calculation regions or for others time-frames are not in scope of this methodology.
(2)This methodology shall also apply to third country TSO(s), if such TSO(
  1. 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(
  2. s)and SEE CCR in this methodology shall also include such third country TSO(
  3. 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 FCA Regulation.
(2)Each TSO of the SEE CCR shall provide the SEE CCC without undue delay the following initial inputs: a. operational security limits and contingencies in accordance with Article 6; b. 𝑅𝑀𝑠 in accordance with Article 5; c. GSKs in accordance with Article 7.
(3)The long-term capacity calculation is based on the common set of scenarios developed in accordance with Article 9.
(4)For the long-term common capacity calculation in the SEE CCR, performed by the SEE CCC, the high-level process flow includes five steps until the final CNTC domain for the relevant market time-frame are set: 7 SEE CCR TSOs’ proposal for the common capacity calculation methodology for the long term market time-frame in accordance with Article 10 of the Commission Regulation (EU) 2016/1719 of 26 September 2016 establishing a guideline on forward capacity allocation a. first, for the capacity calculation inputs as defined in Article 4
(2)a quality check process shall be performed by the SEE CCC; the second process step is to determine the relevant CNECs in accordance with Article 6
(4)used during common capacity calculation; b. the third step is to determine the NTC values for each direction and border of SEE CCR in accordance with Article 10; c. the fourth step is to validate the cross-zonal capacities by the SEE TSOs in accordance with Article 11; d. finally, the ATC values are calculated for relevant market time-frame in accordance with 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 a level of risk induced by these forecast errors.
(2)Each SEE TSO will provide 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 describedin 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 the coordinated 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) in accordance with 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 in accordance with Article 33 of the SO Regulation, limited to their relevance for the set of CNEs as definedin 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) in accordance with Article 14. 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 form 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 in accordance with Article 75 of SO Regulation. Until such rules are established and enter into force, the association of contingencies to CNEs shall be based on each SEE TSO operational practice. 8 SEE CCR TSOs’ proposal for the common capacity calculation methodology for the long term market time-frame in accordance with Article 10 of the Commission Regulation (EU) 2016/1719 of 26 September 2016 establishing a guideline on forward capacity allocation
(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 crosszonal 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 mid-term 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 time-frame 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: a. SEE TSOs shall respect the maximum admissible current limit (𝐼𝑚𝑎𝑥) which is the physical limit of a CNE according to the operational security policy in accordance with Article 25 of 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 are not 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). b. 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 in accordance with 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 in accordance with Article 16. 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 and other fundamental factors, and thereby contributing to minimizing the RM. 9 SEE CCR TSOs’ proposal for the common capacity calculation methodology for the long term market time-frame in accordance with Article 10 of the Commission Regulation (EU) 2016/1719 of 26 September 2016 establishing a guideline on forward capacity allocation
(2)In accordance with 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 in accordance with 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 best forecast 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, ensure 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 in accordance with Article 16. Article 8 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: 10 SEE CCR TSOs’ proposal for the common capacity calculation methodology for the long term market time-frame in accordance with Article 10 of the Commission Regulation (EU) 2016/1719 of 26 September 2016 establishing a guideline on forward capacity allocation 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 TTC calculation in line with Article 10. Article 9 Scenarios
(1)In accordance with 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 for each 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), in accordance with 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 as developed in accordance with Article 18 of the FCA Regulation and respecting the merging andalignment processes developed in accordance with Article 27 of 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 as regard to 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 usingthe 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 there is planned disconnection for the tie-line during the period under consideration.
(7)Reduction periods of NTC values could be applied (yearly and monthly time frames depending on network topology resulting from critical planned outages or tie-lines out of operation. 11 SEE CCR TSOs’ proposal for the common capacity calculation methodology for the long term market time-frame in accordance with Article 10 of the Commission Regulation (EU) 2016/1719 of 26 September 2016 establishing a guideline on forward capacity allocation 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 parameter needed for the definition of CNTC domain: TTC. The TTC represent 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 N𝑇𝐶𝑠𝑜𝑢𝑡ℎ 𝑅0 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚𝑠−𝑅0 NTC on the BG-RO direction splitting factor for BG-RO direction 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 all 12 SEE CCR TSOs’ proposal for the common capacity calculation methodology for the long term market time-frame in accordance with Article 10 of the Commission Regulation (EU) 2016/1719 of 26 September 2016 establishing a guideline on forward capacity allocation south 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(
  1. 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 do 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 in accordance with Article 3(
  2. c)of the CACM Regulation, will not alter the signals for investmentsto 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. 13 SEE CCR TSOs’ proposal for the common capacity calculation methodology for the long term market time-frame in accordance with Article 10 of the Commission Regulation (EU) 2016/1719 of 26 September 2016 establishing a guideline on forward capacity allocation
(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
(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 in accordance with Article 5 for the BG-RO and BG-GR borders. Article 11 Cross-zonal capacity validation methodology
(1)Each TSO of the SEE CCR shall, in accordance with 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 crosszonal capacities can be decreased by TSOs. These situations are: a. an occurrence of an exceptional contingency or forced outage pursuant to Article 3 of SORegulation; b. when RAs, that are needed to ensure the calculated capacity, are not sufficient to ensure operational security; c. extremely low demand of a SEE 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.
(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. 14 SEE CCR TSOs’ proposal for the common capacity calculation methodology for the long term market time-frame in accordance with Article 10 of the Commission Regulation (EU) 2016/1719 of 26 September 2016 establishing a guideline on forward capacity allocation
(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 report to regulatory authorities that shall include the amount of reduction in cross-zonal 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 itwas 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 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 cross-zonal capacity from 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 – RO border: 𝐴𝑇𝐶𝐵𝐺−𝑅0 = 𝑁𝑇𝐶𝐵𝐺−𝑅0 − 𝐴𝐴𝐶𝐵𝐺−𝑅0 𝐴𝑇𝐶𝑅0−𝐵𝐺 = 𝑁𝑇𝐶𝑅0−𝐵𝐺 − 𝐴𝐴𝐶𝑅0−𝐵𝐺 with 15 SEE CCR TSOs’ proposal for the common capacity calculation methodology for the long term market time-frame in accordance with Article 10 of the Commission Regulation (EU) 2016/1719 of 26 September 2016 establishing a guideline on forward capacity allocation 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)In accordance with 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 time-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 coordinate and validate the bilaterally agreed NTC values. Article 14 Consideration of non-SEE CCR bidding zone borders
(1)In accordance with 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 in accordance with 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 in accordance with Article 4
(9),
(10)and
(11)of FCA Regulation. 16 SEE CCR TSOs’ proposal for the common capacity calculation methodology for the long term market time-frame in accordance with Article 10 of the Commission Regulation (EU) 2016/1719 of 26 September 2016 establishing a guideline on forward capacity allocation
(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 in accordance with Article 21
(3)of the FCA 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)(
  1. a)to (
  2. 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 and contingencies used for capacity calculation inputs pursuant to Article 6, SEE TSOs shall publish the changes at least 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 to market 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 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)In accordance with Article 3(f) of the FCA Regulation aiming at ensuring and enhancing the transparency and reliability of information to the regulatory authorities and market participants, SEE TSOs and 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 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, including its unit and underlying convention.
(2)SEE TSOs and 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; 17 SEE CCR TSOs’ proposal for the common capacity calculation methodology for the long term market time-frame in accordance with Article 10 of the Commission Regulation (EU) 2016/1719 of 26 September 2016 establishing a guideline on forward capacity allocation b. c. d. e. f. RMs for each direction of the SEE CCR borders; Limiting CNECs; For each CNEC the EIC code of CNE and Contingency; Real names of CNECs; 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 TSO 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)
  1. d)and
  2. e)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. 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 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.
(5)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 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 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 reject individual 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 accessingand 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 data retrieval. 18 SEE CCR TSOs’ proposal for the common capacity calculation methodology for the long term market time-frame in accordance with Article 10 of the Commission Regulation (EU) 2016/1719 of 26 September 2016 establishing a guideline on forward capacity allocation
(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 action plan 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. 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 in accordance with Article 4
(13)of the FCA Regulation and any versionin another language, the relevant TSOs shall, in accordance with national legislation, provide the relevant national regulatory authorities with a revised translation of the methodology. 19 Η πρόταση των ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης για την κοινή μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας για το μακροπρόθεσμο χρονικό πλαίσιο της αγοράς 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 Ιανουάριος 2024 Η πρόταση των ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης για την κοινή μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας για το μακροπρόθεσμο χρονικό πλαίσιο της αγοράς 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 Οι ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης, λαμβάνοντας υπόψη τα εξής: Αιτιολογικές σκέψεις
(1)Το παρόν έγγραφο (στο εξής «κοινή μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας» ή «η παρούσα μεθοδολογία») αποτελεί κοινή πρόταση που καταρτίστηκε από όλους τους διαχειριστές συστήματος μεταφοράς (στο εξής «ΔΣΜ ΝΑΕ») εντός της περιφέρειας υπολογισμού δυναμικότητας Νοτιοανατολικής Ευρώπης (στο εξής «περιφέρεια υπολογισμού δυναμικότητας ΝΑΕ», «περιφέρεια υπολογισμού δυναμικότητας 10» ή «ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης»), όσον αφορά την κοινή μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας για τα μακροπρόθεσμα χρονικά πλαίσια. Η παρούσα πρόταση απαιτείται από 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 (στο εξής «κανονισμός ΜΚΔ»).
(2)Η παρούσα πρόταση (στο εξής «μεθοδολογία υπολογισμού μακροπρόθεσμης δυναμικότητας» ή «ΜΥ ΜΠΔ») λαμβάνει υπόψη τις γενικές αρχές και τους στόχους που ορίζονται στον κανονισμό ΜΚΔ, όπως επίσης και στον κανονισμό (ΕΚ) αριθ. 714/2009 του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου, της 13ης Ιουλίου 2009, σχετικά με τους όρους πρόσβασης στο δίκτυο για τις διασυνοριακές ανταλλαγές ηλεκτρικής ενέργειας [εφεξής καλούμενος «κανονισμός (ΕΚ) αριθ. 714/2009»]. Επιπλέον, η μεθοδολογία αυτή λαμβάνει υπ’ όψιν την αποτελεσματική δομή του δικτύου και τα σύνορα μεταξύ της ΝΑΕ και Τρίτων Χωρών καθιερώνοντας συμβατικά πλαίσια ΔΣΜ-ΔΣΜ ώστε να συμπεριληφθούν Τρίτες Χώρες ως τεχνικοί αντισυμβαλλόμενοι. Κατά συνέπεια, αυτή η μεθοδολογία λαμβάνει υπ’ όψιν τα στοιχεία δικτύου των Τεχνικών Αντισυμβαλλομένων.
(3)Η μεθοδολογία αυτή λαμβάνει υπ’ όψιν τις γενικές αρχές και τους στόχους που ορίζονται στον κανονισμό ΜΚΔ. Η διασφάλιση της βέλτιστης χρήσης της υποδομής μεταφοράς και της λειτουργικής ασφάλειας, όπως ορίζεται από τον κανονισμό ΜΚΔ, απαιτεί τη συμπερίληψη της διαδικασίας Τρίτων χωρών της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης. Οι στόχοι του κανονισμού ΜΚΔ 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 Τρίτες Χώρες ως Τεχνικούς Αντισυμβαλλομένους. Οι ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης θα συνάψουν σύμβαση με τους σχετικούς Τεχνικούς Αντισυμβαλλομένους. Η συμφωνία μεταξύ των ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης και του Τεχνικού Αντισυμβαλλομένου θα περιλαμβάνει τις διατάξεις της μεθοδολογίας ΜΥ ΜΠΔ και θα διασφαλίζει ότι ο Τεχνικός Αντισυμβαλλόμενος δεσμεύεται συμβατικά από τις ίδιες υποχρεώσεις με αυτές που δεσμεύουν τους ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης βάσει των κανονισμών της ΕΕ. Η εν λόγω συμφωνία θα διέπει τις αμοιβαίες υποχρεώσεις και ευθύνες του Τεχνικού Αντισυμβαλλομένου με τους ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης όσον αφορά τη διαδικασία υπολογισμού δυναμικότητας.
(4)Ο κανονισμός ΜΚΔ αποσκοπεί στον συντονισμό και την εναρμόνιση του υπολογισμού και της κατανομής της δυναμικότητας στις διασυνοριακές αγορές μακροπρόθεσμης δυναμικότητας. Για τη διευκόλυνση της επίτευξης αυτών των στόχων, οι ΔΣΜ της περιφέρειας υπολογισμού δυναμικότητας υπολογίζουν με συντονισμένο τρόπο τη διαθέσιμη διασυνοριακή δυναμικότητα. 2 Η πρόταση των ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης για την κοινή μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας για το μακροπρόθεσμο χρονικό πλαίσιο της αγοράς 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
(5)Σύμφωνα με το άρθρο 4 παράγραφος 8 του κανονισμού ΜΚΔ, οι αναμενόμενες επιπτώσεις της ΜΥ ΜΠΔ σχετικά με τους στόχους του κανονισμού ΜΚΔ πρέπει να περιγράφονται και παρουσιάζονται παρακάτω.
(6)Η ΜΥ ΜΠΔ εξυπηρετεί τον στόχο της προώθησης του αποτελεσματικού μακροπρόθεσμου διαζωνικού εμπορίου με μακροπρόθεσμες διαζωνικές ευκαιρίες αντιστάθμισης των κινδύνων για τους συμμετέχοντες στην αγορά [άρθρο 3 στοιχείο α) του κανονισμού ΜΚΔ], καθώς λαμβάνει υπόψη τις ανάγκες αντιστάθμισης των κινδύνων για τους συμμετέχοντες στην αγορά υπολογίζοντας αξιόπιστες δυναμικότητες σε πρώιμο στάδιο και καθιστώντας τις διαθέσιμες στους συμμετέχοντες στην αγορά, γεγονός που επιτρέπει τον μακροπρόθεσμο σχεδιασμό, καθώς εξασφαλίζει ότι η διαζωνική δυναμικότητα υπολογίζεται με τέτοιο τρόπο ώστε η ίδια ΜΥ ΜΠΔ να εφαρμόζεται σε όλους τους συμμετέχοντες στην αγορά σε όλα τα αντίστοιχα σύνορα ζωνών προσφοράς στην ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης, διασφαλίζοντας κατ’ αυτόν τον τρόπο ισότιμους όρους ανταγωνισμού μεταξύ των συμμετεχόντων στην αγορά.
(7)Η ΜΥ ΜΠΔ για την ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης συμβάλλει στον βέλτιστο υπολογισμό της μακροπρόθεσμης δυναμικότητας (άρθρο 3 στοιχείο β) του κανονισμού ΜΚΔ), καθώς λαμβάνει υπόψη όλα τα κρίσιμα στοιχεία του δικτύου, συντονίζει τα χρονικά σημεία παράδοσης εισροών, παρέχει μια προσέγγιση υπολογισμού και συντονίζει τις απαιτήσεις επικύρωσης του υπολογισμού δυναμικότητας μεταξύ των ΔΣΜ ΝΑΕ και του φορέα συντονισμένου υπολογισμού δυναμικότητας της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης (ΦΣΥΔ ΝΑΕ).
(8)Η ΜΥ ΜΠΔ για την ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης συμβάλλει στον στόχο της χωρίς διακρίσεις παροχής πρόσβασης σε μακροπρόθεσμη διαζωνική δυναμικότητα [άρθρο 3 στοιχείο γ) του κανονισμού ΜΚΔ], μέσω της τήρησης των κανόνων του κοινού γραφείου κατανομής (ΚΓΚ) και της δημοσίευσης των αποτελεσμάτων, αποτρέποντας έτσι την εισαγωγή διακρίσεων μεταξύ των συμμετεχόντων στην αγορά.
(9)Η ΜΥ ΜΠΔ για την ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης έχει σχεδιαστεί έτσι ώστε να εξασφαλίζει τη δίκαιη και αμερόληπτη μεταχείριση των ΔΣΜ ΝΑΕ, του Οργανισμού, των ρυθμιστικών αρχών και των συμμετεχόντων στην αγορά [άρθρο 3 στοιχείο δ) του κανονισμού ΜΚΔ], καθώς έχει εκπονηθεί και εγκριθεί στο πλαίσιο διαδικασίας που εξασφαλίζει τη συμμετοχή όλων των οικείων ενδιαφερομένων και την ανεξαρτησία της διαδικασίας έγκρισης. Μετά την κατάρτιση, στην οποία συμμετείχαν όλοι οι ΔΣΜ ΝΑΕ, προβλέπεται στάδιο δημόσιας διαβούλευσης κατά το οποίο τα άλλα μέρη μπορούν να εκφέρουν τις απόψεις τους και οι ΔΣΜ ΝΑΕ θα τις λάβουν υπόψη πριν να διαβιβάσουν τη μεθοδολογία στις ρυθμιστικές αρχές.
(10)Η παρούσα ΜΥ ΜΠΔ για την ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης συμβάλλει στον στόχο της συνεκτίμησης της ανάγκης για δίκαιη και ομαλή μελλοντική κατανομή δυναμικότητας και ομαλή διαμόρφωση τιμών (άρθρο 3 στοιχείο ε) του κανονισμού ΜΚΔ), καθώς καθιστά διαθέσιμες εγκαίρως τις πληροφορίες σχετικά με τις διαζωνικές δυναμικότητες που θα διατεθούν στην αγορά και εξασφαλίζει μια εφεδρική λύση, όταν δεν είναι δυνατή η εξαγωγή αποτελεσμάτων από τον υπολογισμό της δυναμικότητας.
(11)Η ΜΥ ΜΠΔ για την ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης καθορίζει τις κύριες αρχές και τις κύριες διεργασίες για το χρονικό πλαίσιο της μακροπρόθεσμης αγοράς. Σύμφωνα με αυτήν, οι ΔΣΜ ΝΑΕ πρέπει να παρέχουν στους συμμετέχοντες στην αγορά αξιόπιστες πληροφορίες σχετικά με τις διαζωνικές δυναμικότητες και τα όρια εισαγωγής/εξαγωγής για την κατανομή επόμενου έτους και μήνα με διαφάνεια και ταυτόχρονα. Οι εν λόγω πληροφορίες περιλαμβάνουν τακτικές αναφορές σχετικά με συγκεκριμένες διαδικασίες στο πλαίσιο του υπολογισμού δυναμικότητας. Επομένως, η ΜΥ ΜΠΔ συμβάλλει στον στόχο της διαφάνειας και της αξιοπιστίας των πληροφοριών [άρθρο 3 στοιχείο στ) του κανονισμού ΜΚΔ]. 3 Η πρόταση των ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης για την κοινή μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας για το μακροπρόθεσμο χρονικό πλαίσιο της αγοράς 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
(12)Η ΜΥ ΜΠΔ ορίζει τις απαιτήσεις για την αποτελεσματική χρήση της υπάρχουσας υποδομής ηλεκτρικής ενέργειας και διευκολύνει την ανταγωνιστική πρόσβαση σε υποδομή μεταφοράς, ιδίως στην περίπτωση συμφόρησης στο χρονικό πλαίσιο της μακροπρόθεσμης αγοράς. Παρέχει μακροπρόθεσμη ένδειξη για αποδοτικές επενδύσεις στη μεταφορά, την παραγωγή και την κατανάλωση και, έτσι, συμβάλλει στην αποτελεσματική μακροπρόθεσμη λειτουργία και ανάπτυξη του συστήματος μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας και του τομέα ηλεκτρικής ενέργειας στην Ένωση [άρθρο 3 στοιχείο ζ) του κανονισμού ΜΚΔ].
(13)Τέλος, η ΜΥ ΜΠΔ συμβάλλει στην επίτευξη των γενικών στόχων του κανονισμού ΜΚΔ.
(14)Τα άρθρα 10 έως 15 του κανονισμού ΜΚΔ αποτελούν τη νομική βάση της παρούσας πρότασης και καθορίζουν κάποιες συγκεκριμένες απαιτήσεις, οι οποίες πρέπει να λαμβάνονται υπόψη στην ΜΥ ΜΠΔ: 1. Η ΜΥ ΜΠΔ περιλαμβάνει τουλάχιστον τα εξής στοιχεία για κάθε χρονικό πλαίσιο υπολογισμού δυναμικότητας: α. μεθοδολογίες για τον υπολογισμό των εισροών στον υπολογισμό δυναμικότητας, οι οποίες περιλαμβάνουν τις ακόλουθες παραμέτρους: (
  1. i)μια μέθοδο για τον προσδιορισμό του περιθωρίου αξιοπιστίας, σύμφωνα με το άρθρο 11∙ (
  2. ii)μεθοδολογίες για τον προσδιορισμό των ορίων επιχειρησιακής ασφάλειας, τα απρόβλεπτα συμβάντα που σχετίζονται με τον υπολογισμό δυναμικότητας και τους περιορισμούς κατανομής που ενδεχομένως να εφαρμόζονται σύμφωνα με το άρθρο 12∙ (iii) μέθοδο για τον προσδιορισμό κλείδων μετατόπισης παραγωγής, σύμφωνα με το άρθρο 13∙ (
  3. iv)μεθοδολογία για τον προσδιορισμό των διορθωτικών μέτρων που πρέπει να λαμβάνονται υπόψη κατά τον υπολογισμό δυναμικότητας, σύμφωνα με το άρθρο 14. β. μια λεπτομερή περιγραφή της προσέγγισης υπολογισμού δυναμικότητας που περιλαμβάνει τα ακόλουθα: (
  4. i)μια μαθηματική περιγραφή της εφαρμοζόμενης προσέγγισης υπολογισμού δυναμικότητας με διαφορετικές εισροές υπολογισμού δυναμικότητας∙ (
  5. ii)κανόνες για την αποφυγή αθέμιτης διάκρισης μεταξύ εσωτερικών και διαζωνικών ανταλλαγών προκειμένου να διασφαλίζεται η συμμόρφωση με το σημείο 1.7 του παραρτήματος I του κανονισμού (ΕΚ) αριθ. 714/2009∙ (iii) κανόνες ώστε να λαμβάνεται υπόψη, κατά περίπτωση, η ήδη κατανεμημένη διαζωνική δυναμικότητα∙ (
  6. iv)κανόνες για την προσαρμογή των ροών ισχύος στα κρίσιμα στοιχεία δικτύου ή της διαζωνικής δυναμικότητας λόγω των διορθωτικών μέτρων σύμφωνα με το άρθρο 8· (
  7. v)στην περίπτωση της προσέγγισης με βάση τη ροή, μαθηματική περιγραφή του υπολογισμού των συντελεστών διανομής της μεταφοράς ισχύος και του υπολογισμού των διαθέσιμων περιθωρίων για τα κρίσιμα στοιχεία δικτύου· 4 Η πρόταση των ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης για την κοινή μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας για το μακροπρόθεσμο χρονικό πλαίσιο της αγοράς 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 (
  8. vi)στην περίπτωση της προσέγγισης με βάση τη συντονισμένη καθαρή δυναμικότητα μεταφοράς, τους κανόνες για τον υπολογισμό της διαζωνικής δυναμικότητας, συμπεριλαμβανομένων των κανόνων για την αποδοτική ανταλλαγή του δυναμικού ροής ισχύος των κρίσιμων στοιχείων δικτύου μεταξύ διαφόρων συνόρων ζωνών προσφοράς· (vii) όταν οι ροές ισχύος στα κρίσιμα στοιχεία δικτύου επηρεάζονται από διαζωνικές ανταλλαγές ισχύος σε διαφορετικές περιφέρειες υπολογισμού δυναμικότητας, τους κανόνες επιμερισμού των δυνατοτήτων ροής ισχύος των κρίσιμων στοιχείων δικτύου μεταξύ των διαφορετικών περιφερειών υπολογισμού δυναμικότητας, για την εξυπηρέτηση των εν λόγω ροών. γ. μια μεθοδολογία για την επικύρωση της διαζωνικής δυναμικότητας, σύμφωνα με το άρθρο 11.
(15)Σύμφωνα με το άρθρο 9 του κανονισμού ΜΚΔ, οι ΔΣΜ ΝΑΕ μεριμνούν για τον υπολογισμό της μακροπρόθεσμης διαζωνικής δυναμικότητας για κάθε μελλοντική κατανομή δυναμικότητας και τουλάχιστον σε ετήσιο και μηνιαίο χρονικό πλαίσιο.
(16)Το άρθρο 10 παράγραφος 1 του κανονισμού ΜΚΔ ορίζει την προθεσμία υποβολής της πρότασης για τη ΜΥ ΜΠΔ το αργότερο εντός έξι μηνών από την έγκριση της κοινής μεθοδολογίας συντονισμένου υπολογισμού της δυναμικότητας που αναφέρεται στο άρθρο 9 παράγραφος 7 του κανονισμού (ΕΕ) 2015/1222.
(17)Σύμφωνα με το άρθρο 10 παράγραφος 2 του κανονισμού ΜΚΔ, η προσέγγιση που πρέπει να χρησιμοποιείται στην κοινή μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας είναι είτε μια προσέγγιση συντονισμένης καθαρής δυναμικότητας μεταφοράς είτε μια προσέγγιση με βάση τη ροή.
(18)Το άρθρο 10 παράγραφος 3 του κανονισμού ΜΚΔ ορίζει ότι η ΜΥ ΜΠΔ πρέπει να είναι συμβατή με τη μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας που έχει καθοριστεί για τα χρονικά πλαίσια αγοράς επόμενης ημέρας και ενδοημερήσιας αγοράς δυνάμει του άρθρου 21 παράγραφος 1 του κανονισμού (ΕΕ) 2015/1222.
(19)Στο άρθρο 2 παράγραφος 8 του κανονισμού ΚΔΔΣ η «προσέγγιση με βάση τη συντονισμένη καθαρή δυναμικότητα 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».
(20)Στο πλαίσιο της παρούσας πρότασης, ο ορισμός του «φορέα συντονισμένου υπολογισμού δυναμικότητας» είναι σημαντικός και περιλαμβάνεται στο άρθρο 2 παράγραφος 11 του κανονισμού ΚΔΔΣ: «μία ή περισσότερες οντότητες που έχουν επιφορτιστεί με τον υπολογισμό της δυναμικότητας μεταφοράς, σε περιφερειακό ή ανώτερο επίπεδο».
(21)Η ΜΥ ΜΠΔ βασίζεται σε μοντέλα πρόγνωσης του συστήματος μεταφοράς. Οι εισροές στην ΜΥ ΜΠΔ προσδιορίζονται νωρίτερα από ένα έτος ή, αντίστοιχα, έναν μήνα πριν από την ημερομηνία παράδοσης της ηλεκτρικής ενέργειας, λαμβάνοντας υπόψη τις διαθέσιμες γνώσεις κατά τον χρόνο εκείνο. Επομένως, στα αποτελέσματα μπορεί να διαπιστώνονται ανακρίβειες και αβεβαιότητες υψηλότερες από τις ανακρίβειες και τις αβεβαιότητες της ΜΥΔ ΝΑΕ για το χρονικό πλαίσιο δυναμικότητας επόμενης ημέρας και ενδοημερήσιας δυναμικότητας. Στόχος του περιθωρίου αξιοπιστίας είναι να παρέχεται κάλυψη ενός επιπέδου κινδύνου που οφείλεται σε σφάλματα πρόγνωσης αυτού του είδους.
(22)Ο τελικός ορισμός των εισροών υπολογισμού δυναμικότητας (το περιθώριο αξιοπιστίας, η 5 Η πρόταση των ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης για την κοινή μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας για το μακροπρόθεσμο χρονικό πλαίσιο της αγοράς 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 λίστα των κρίσιμων στοιχείων του δικτύου, η κλείδα μετατόπισης παραγωγής) επανεξετάζεται και επαναπροσδιορίζεται, εάν χρειάζεται, μετά την υλοποίηση της παρούσας μεθοδολογίας μόλις αποκτηθεί μερική επιχειρησιακή εμπειρία. Οι ΔΣΜ ΝΑΕ διενεργούν εκ των υστέρων ανάλυση των εν λόγω παραμέτρων εισροών σε τακτικά χρονικά διαστήματα και, εάν κρίνεται απαραίτητο, ζητούν την αλλαγή τους. Εάν κάποια αλλαγή οδηγήσει σε προσαρμογή της παρούσας μεθοδολογίας, οι ΔΣΜ ΝΑΕ θα τροποποιήσουν την παρούσα μεθοδολογία σύμφωνα με το άρθρο 9 παράγραφος 13 του κανονισμού ΚΔΔΣ.
(23)Για την αποφυγή αναίτιας διακριτικής μεταχείρισης μεταξύ των εσωτερικών και διαζωνικών ανταλλαγών (και της υποκείμενης διακριτικής μεταχείρισης μεταξύ των συμμετεχόντων στην αγορά που συναλλάσσονται εντός ή μεταξύ των ζωνών προσφοράς), η παρούσα μεθοδολογία εισάγει σημαντικά μέτρα. Οι ΔΣΜ ΝΑΕ παρακολουθούν μόνο τα στοιχεία που έχουν επηρεαστεί σημαντικά από τις διαζωνικές ανταλλαγές ισχύος. Ως μεσοπρόθεσμα και μακροπρόθεσμα μέτρα, οι ΔΣΜ ΝΑΕ διερευνούν ένα υψηλότερο όριο ευαισθησίας για τα στοιχεία που έχουν επηρεαστεί σε σημαντικό βαθμό από τις διαζωνικές ανταλλαγές ισχύος και λαμβάνουν υπόψη μελλοντικές επενδύσεις στο δίκτυο μεταφοράς.
(24)Παρά τη συντονισμένη εφαρμογή του υπολογισμού δυναμικότητας, οι ΔΣΜ ΝΑΕ παραμένουν υπεύθυνοι για τη διατήρηση της επιχειρησιακής ασφάλειας. Για τον λόγο αυτόν, κάθε ΔΣΜ ΝΑΕ επικυρώνει και έχει το δικαίωμα να διορθώνει τη διαζωνική δυναμικότητα που σχετίζεται με το σύνορο ζώνης προσφοράς των ΔΣΜ για λόγους επιχειρησιακής ασφάλειας κατά τη διαδικασία της επικύρωσης. Η διαδικασία επικύρωσης ενδέχεται να οδηγήσει σε μειώσεις των διαζωνικών δυναμικοτήτων. Ως εκ τούτου, είναι η απαραίτητη η διαφάνεια, η παρακολούθηση και η αναφορά, καθώς και η διερεύνηση εναλλακτικών λύσεων για την αποφυγή παρόμοιων περιπτώσεων στο μέλλον.
(25)Η διαφάνεια και η παρακολούθηση του υπολογισμού δυναμικότητας είναι απαραίτητες προκειμένου να διασφαλιστεί η αποτελεσματικότητα και η κατανόησή του. Η παρούσα μεθοδολογία ορίζει σημαντικές απαιτήσεις για τους ΔΣΜ όσον αφορά τη δημοσίευση πληροφοριών που απαιτούνται από τα ενδιαφερόμενα μέρη για την ανάλυση των επιπτώσεων του υπολογισμού δυναμικότητας στη λειτουργία της αγοράς. Επιπλέον, η παρούσα μεθοδολογία ορίζει σημαντικές απαιτήσεις αναφοράς ώστε τα ενδιαφερόμενα μέρη, οι ρυθμιστικές αρχές και άλλοι ενδιαφερόμενοι να επαληθεύουν εάν η υποδομή μεταφοράς λειτουργεί αποτελεσματικά και προς το συμφέρον των καταναλωτών. ΥΠΟΒΟΛΗ ΤΟΥ ΑΚΟΛΟΥΘΟΥ ΥΠΟΛΟΓΙΣΜΟΥ ΜΑΚΡΟΧΡΟΝΙΑΣ ΚΟΙΝΗΣ ΔΥΝΑΜΙΚΟΤΗΤΑΣ ΠΡΟΣ ΤΙΣ ΕΘΝΙΚΕΣ ΡΥΘΜΙΣΤΙΚΕΣ ΑΡΧΕΣ ΤΗΣ ΠΥΔ ΝΟΤΙΟΑΝΑΤΟΛΙΚΗΣ ΕΥΡΩΠΗΣ: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 6 Η πρόταση των ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης για την κοινή μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας για το μακροπρόθεσμο χρονικό πλαίσιο της αγοράς 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 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:
  1. «ΗΚΔ»: ήδη κατανεμηθείσες δυναμικότητες που σημαίνει η δυναμικότητα που έχει κατανεμηθεί ως αποτέλεσμα του τελευταίου υπολογισμού δυναμικότητας στην ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης·
  2. «Οργανισμός» ή «ACER»: Οργανισμός για τη Συνεργασία των Ρυθμιστικών Αρχών·
  3. «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·
  4. «ΦΣΥΔ»: ο φορέας συντονισμένου υπολογισμού δυναμικότητας της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης, όπως ορίζεται στο άρθρο 2 παράγραφος 11 του κανονισμού ΚΔΔΣ·
  5. «ΠΥΔ»: η περιφέρεια υπολογισμού δυναμικότητας, όπως ορίζεται στο άρθρο 2 παράγραφος 3 του κανονισμού ΚΔΔΣ·
  6. «ΚΜΔ»: το κοινό μοντέλο δικτύου, όπως ορίζεται στο άρθρο 2 παράγραφος 2 του κανονισμού ΚΔΔΣ·
  7. «ΜΚΜΔ»: η μεθοδολογία κοινού μοντέλου δικτύου σύμφωνα με το άρθρο 18 του κανονισμού ΜΚΔ·
  8. «ΚΣΔ»: το κρίσιμο στοιχείο δικτύου·
  9. «ΚΣΔ-ΑΣ»: το κρίσιμο στοιχείο δικτύου με απρόβλεπτο συμβάν»·
  10. «προσέγγιση με βάση ΣΚΔΜ»: η συντονισμένη καθαρή δυναμικότητα μεταφοράς, όπως ορίζεται στο άρθρο 2 παράγραφος 8 του κανονισμού ΚΔΔΣ·
  11. «D-2»: οι δύο ημέρες πριν από την ημερομηνία παράδοσης∙
  12. «σύνορο ΕΛ-ΒΟ»: το σύνορο ζωνών προσφοράς μεταξύ Ελλάδας και Βουλγαρίας·
  13. «σύνορο ΒΟ-ΡΟ»: το σύνορο ζωνών προσφοράς μεταξύ Βουλγαρίας και Ρουμανίας·
  14. «ΚΑΕ»: ο κωδικός αναγνώρισης ενέργειας·
  15. «ΕΔΔΣΜ-ηλ»: Ευρωπαϊκό Δίκτυο Διαχειριστών Συστημάτων Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας∙
  16. «ΚΜΠ»: η κλείδα μετατόπισης παραγωγής, όπως ορίζεται στο άρθρο 2 παράγραφος 12 του κανονισμού ΚΔΔΣ·
  17. «HVDC»: το στοιχείο δικτύου συνεχούς ρεύματος υψηλής τάσης·
  18. «Imax»: μέγιστο επιτρεπόμενο ρεύμα·
  19. «ΚΓΚ»: το κοινό γραφείο κατανομής·
  20. «ΜΠ»: το χρονικό πλαίσιο μακροπρόθεσμης αγοράς·
  21. «ΜΚΔ»: η μακροπρόθεσμα κατανεμημένη δυναμικότητα η οποία είναι η δυναμικότητα που έχει κατανεμηθεί ως αποτέλεσμα του υπολογισμού μακροπρόθεσμης δυναμικότητας στην ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης· 7 Η πρόταση των ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης για την κοινή μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας για το μακροπρόθεσμο χρονικό πλαίσιο της αγοράς 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
  22. «διαδικασία ΥΜΠΔ»: η διαδικασία υπολογισμού μακροπρόθεσμης δυναμικότητας·
  23. «ΜΟΔ»: μακροπρόθεσμα ορισθείσες δυναμικότητες που σημαίνει ο μακροπρόθεσμος ορισμός των μακροπρόθεσμα κατανεμηθεισών δυναμικοτήτων·
  24. «ΑΧΜ»: αγοραία χρονική μονάδα· ο ορισμός για την «αγοραία ώρα» παρέχεται στο άρθρο 2 παράγραφος 15 του κανονισμού ΚΔΔΣ·
  25. «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·
  26. «ΜΜΦ»: ο μετασχηματιστής μετατόπισης φάσεως·
  27. «ΔΜ»: διορθωτικό μέτρο·
  28. «ΠΑ»: το περιθώριο αξιοπιστίας, όπως ορίζεται στο άρθρο 2 παράγραφος 14 του κανονισμού ΚΔΔΣ·
  29. «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.)·
  30. «ΕΡΑ ΝΑΕ»: οι εθνικές ρυθμιστικές αρχές ΝΑΕ·
  31. «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: a. ο ενικός αριθμός περιλαμβάνει τον πληθυντικό και το αντίστροφο· b. οι επικεφαλίδες εισάγονται για λόγους διευκόλυνσης και μόνο και δεν επηρεάζουν την ερμηνεία της παρούσας μεθοδολογίας και· c. 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 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. 8 Η πρόταση των ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης για την κοινή μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας για το μακροπρόθεσμο χρονικό πλαίσιο της αγοράς 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
(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· 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· β. το τρίτο βήμα είναι ο προσδιορισμός των τιμών ΚΔΜ για κάθε κατεύθυνση και σύνορο της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης σύμφωνα με το άρθρο 10· γ. το τέταρτο βήμα είναι να επικυρωθούν οι διαζωνικές δυναμικότητες από τους ΔΣΜ ΝΑΕ σύμφωνα με το άρθρο 11· δ. 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 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 9 Η πρόταση των ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης για την κοινή μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας για το μακροπρόθεσμο χρονικό πλαίσιο της αγοράς 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 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 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 10 Η πρόταση των ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης για την κοινή μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας για το μακροπρόθεσμο χρονικό πλαίσιο της αγοράς 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 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. 11 Η πρόταση των ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης για την κοινή μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας για το μακροπρόθεσμο χρονικό πλαίσιο της αγοράς 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
(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.
(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. 12 Η πρόταση των ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης για την κοινή μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας για το μακροπρόθεσμο χρονικό πλαίσιο της αγοράς 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 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, 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). 13 Η πρόταση των ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης για την κοινή μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας για το μακροπρόθεσμο χρονικό πλαίσιο της αγοράς 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
(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.
(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. 14 Η πρόταση των ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης για την κοινή μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας για το μακροπρόθεσμο χρονικό πλαίσιο της αγοράς 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 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 ΚΔΜΕΛ−βόρεια ΕΛ συστήματα ΚΔΜ στην κατεύθυνση ΕΛ-ΒΟ παράγοντας διαχωρισμού για την κατεύθυνση ΕΛ-ΒΟ 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 15 Η πρόταση των ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης για την κοινή μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας για το μακροπρόθεσμο χρονικό πλαίσιο της αγοράς 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 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 ΒΟΕΛ 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. 16 Η πρόταση των ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης για την κοινή μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας για το μακροπρόθεσμο χρονικό πλαίσιο της αγοράς 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
(11)Ο παράγοντας διαχωρισμού για την κατεύθυνση ΕΛ-ΒΟ καθορίζεται με την ακόλουθη εξίσωση: 𝑘ΕΛ-ΒΟ = ΚΔΜΕΛ-ΒΟ /ΚΔΜΕΛ-βόρεια ΕΛ συστήματα όπου: 𝑘ΕΛ−ΒΟ ΚΔΜΕΛ-ΒΟ ΚΔΜΕΛ-βόρεια ΕΛ συστήματα 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. 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· 17 Η πρόταση των ΔΣΜ της ΠΥΔ Νοτιοανατολικής Ευρώπης για την κοινή μεθοδολογία υπολογισμού δυναμικότητας για το μακροπρόθεσμο χρονικό πλαίσιο της αγοράς 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 δ. ένα σφάλμα στα εισερχόμενα δεδομένα που έχει ως αποτέλεσμα την υπερεκτίμηση της 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 ρυθμιστικ

🔗 Στην επίσημη πηγή

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