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Verordnung (EU) 2017/1485 Der Kommission vom 2. August 2017 zur Festlegung einer Leitlinie für den Übertragungsnetzbetrieb

(Text von Bedeutung für den EWR)

(ABl. Nr. L 220 vom 25.08.2017 S. 1)

=> Zur nachfolgenden Fassung

Die Europäische Kommission -

gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union,

gestützt auf die Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003¹, insbesondere auf Artikel 18 Absatz 3 Buchstabe d und Artikel 18 Absatz 5,

in Erwägung nachstehender Gründe:

(1) Ein voll funktionierender und vernetzter Energiebinnenmarkt ist für die Erhaltung der Energieversorgungssicherheit, die Verbesserung der Wettbewerbsfähigkeit und die Gewährleistung erschwinglicher Energiepreise für die Verbraucher von entscheidender Bedeutung.

(2) In der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 sind diskriminierungsfreie Vorschriften für den Netzzugang im grenzüberschreitenden Stromhandel festgelegt, mit denen ein gut funktionierender Elektrizitätsbinnenmarkt sichergestellt werden soll.

(3) Für Übertragungsnetzbetreiber ("ÜNB"), Verteilernetzbetreiber ("VNB") und signifikante Netznutzer ("SNN") sollten harmonisierte Vorschriften über den Netzbetrieb festgelegt werden, um einen klaren Rechtsrahmen für den Netzbetrieb zu schaffen, den unionsweiten Stromhandel zu erleichtern, die Systemsicherheit zu gewährleisten, die Verfügbarkeit der erforderlichen Daten und Informationen und ihren Austausch zwischen den ÜNB sowie zwischen den ÜNB und allen anderen Beteiligten sicherzustellen, die Integration erneuerbarer Energieträger zu unterstützen, eine effizientere Netznutzung zu ermöglichen und den Wettbewerb im Interesse der Verbraucher zu fördern.

(4) Für die Betriebssicherheit des Stromverbundsystems ist es von entscheidender Bedeutung, gemeinsame Bestimmungen mit Mindestanforderungen für den unionsweiten Netzbetrieb, die grenzübergreifende Zusammenarbeit zwischen den ÜNB und die Nutzung der relevanten Merkmale der angeschlossenen VNB und SNN festzulegen.

(5) Alle ÜNB sollten die gemeinsamen Mindestanforderungen in Bezug auf Verfahren einhalten, die erforderlich sind, um den Echtzeitbetrieb vorzubereiten, Einzelnetzmodelle zu entwickeln und gemeinsame Netzmodelle zu erstellen, die effiziente und koordinierte Anwendung von Entlastungsmaßnahmen zu erleichtern, die im Echtzeitbetrieb für die Erhaltung der Betriebssicherheit und der Qualität und Stabilität des Stromverbundnetzes erforderlich sind, und um einen effizienten europäischen Elektrizitätsbinnenmarkt zu unterstützen und die Integration erneuerbarer Energieträger ("EE") zu erleichtern.

(6) Wenngleich die ÜNB bereits eine Reihe freiwilliger Initiativen zur regionalen Zusammenarbeit beim Netzbetrieb eingeleitet haben, bedarf es angesichts der Umgestaltung des Strommarktes der Union zudem einer formalisierten Koordination der ÜNB. Die Bestimmungen dieser Verordnung für den Netzbetrieb sehen einen institutionellen Rahmen vor, der eine bessere Abstimmung der ÜNB ermöglichen soll, wobei die ÜNB auch zur Beteiligung an regionalen Sicherheitskoordinatoren ("RSC") verpflichtet werden. Die in dieser Verordnung festgelegten gemeinsamen Bestimmungen zur Einsetzung der RSC und zu deren Aufgaben sind ein erster Schritt zu einer verstärkten regionalen Zusammenarbeit und Integration beim Netzbetrieb und sollten dazu beitragen, die Ziele der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 zu erreichen und in der Union höhere Versorgungssicherheitsstandards zu gewährleisten.

(7) Diese Verordnung sollte einen Rahmen für die Zusammenarbeit der ÜNB enthalten, die dazu RSC einsetzen und beauftragen. RSC sollten an die ÜNB der Kapazitätsberechnungsregion, für die sie eingesetzt wurden, Empfehlungen richten. Die ÜNB sollten einzeln entscheiden, ob sie die Empfehlungen der RSC befolgen. Die Verantwortung für die Aufrechterhaltung der Betriebssicherheit in ihrer Regelzone sollte jedoch bei den ÜNB bleiben.

(8) Es sollten Vorschriften für die betriebliche Aus- und Weiterbildung und Zertifizierung festgelegt werden, um sicherzustellen, dass die Mitarbeiter der Netzbetreiber und sonstige betriebliche Mitarbeiter über die erforderliche Qualifikation und Ausbildung verfügen und dass die für den Echtzeitbetrieb zuständigen Mitarbeiter des Netzbetreibers dafür zertifiziert sind, das Übertragungsnetz in allen Betriebszuständen sicher zu betreiben. Mit den Vorschriften über die Aus- und Weiterbildung und die Zertifizierung werden die vorhandenen bewährten Verfahren der ÜNB gestärkt und formalisiert; zudem gewährleisten sie, dass alle ÜNB in der Union Mindeststandards anwenden.

(9) Die Bestimmungen für Betriebstests und die Überwachung sollen das ordnungsgemäße Funktionieren der Übertragungs- und Verteilernetzbetriebsmittel und der Betriebsmittel der Netznutzer sicherstellen. Betriebstests müssen geplant und koordiniert werden, um Unterbrechungen der Stabilität und des Betriebs sowie Einschränkungen der Wirtschaftlichkeit des Verbundsystems zu minimieren.

(10) Da geplante Nichtverfügbarkeiten auch außerhalb der Regelzone eines ÜNB Auswirkungen auf die Netzstabilität haben, sollte jeder ÜNB bei der Betriebsplanung für jeden Zeitbereich überprüfen, ob geplante Nichtverfügbarkeiten umgesetzt werden können, und diese erforderlichenfalls mit und zwischen den ÜNB, VNB und SNN abstimmen, wenn sie Auswirkungen auf grenzübergreifende Stromflüsse haben, die die Betriebssicherheit der Übertragungsnetze beeinflussen.

(11) Die betriebs- und fahrplanbezogenen Verfahren, die erforderlich sind, um mögliche Schwierigkeiten bei der Gewährleistung der Sicherheit in Echtzeit vorab zu erkennen und die entsprechenden Entlastungsmaßnahmen zu entwickeln, setzen einen rechtzeitigen und angemessenen Datenaustausch voraus. Dieser Austausch sollte nicht durch Barrieren zwischen den einzelnen Beteiligten erschwert werden.

(12) Eines der wichtigsten Verfahren bei der Gewährleistung einer zuverlässigen und hochwertigen Betriebssicherheit ist die Leistungs-Frequenz-Regelung ("LFR"). Eine wirksame LFR ist nur möglich, wenn die ÜNB und VNB, in deren Netz Reserven angeschlossen sind, verpflichtet werden, im Hinblick auf den Betrieb des Übertragungsverbundnetzes lückenlos zusammenzuarbeiten, und wenn die Stromerzeugungsanlagen und Verbrauchsanlagen der Anbieter die einschlägigen technischen Mindestanforderungen erfüllen müssen.

(13) Die Bestimmungen zur Leistungs-Frequenz-Regelung und zu Reserven sollten klare, objektive und harmonisierte Anforderungen an die ÜNB, die für den Anschluss der Reserven zuständigen VNB sowie für die Stromerzeugungsanlagen und Verbrauchsanlagen der Anbieter enthalten, um die Systemsicherheit zu gewährleisten und zur Diskriminierungsfreiheit, einem wirksamen Wettbewerb sowie einem effizient funktionierenden Elektrizitätsbinnenmarkt beizutragen. Die Bestimmungen zur Leistungs-Frequenz-Regelung und zu Reserven bilden den erforderlichen technischen Rahmen für die Entwicklung grenzübergreifender Regelenergiemärkte.

(14) Für die Gewährleistung der Qualität der gemeinsamen Netzfrequenz ist es unabdingbar, gemeinsame Mindestanforderungen und Grundsätze für die unionsweite Leistungs-Frequenz-Regelung und Reserven festzulegen, die als Grundlage für die grenzübergreifende Zusammenarbeit der ÜNB sowie ggf. für die Nutzung der Merkmale der angeschlossenen Erzeugungs-, Verbrauchs- und Verteilernetzanlagen dienen. Dazu werden in dieser Verordnung die Struktur und betrieblichen Bestimmungen für die LFR, die Qualitätskriterien und -ziele, die Dimensionierung der Reserven sowie Austausch, Teilen, Verteilen und Überwachung im Zusammenhang mit der LFR behandelt.

(15) Synchrongebiete enden nicht an den Grenzen der Union und können auch die Gebiete von Drittländern umfassen. Die Union, die Mitgliedstaaten und die ÜNB sollten einen sicheren Netzbetrieb innerhalb aller Synchrongebiete in der gesamten Union anstreben. Sie sollten Drittländer dabei unterstützen, ähnliche Bestimmungen wie die dieser Verordnung anzuwenden. ENTSO (Strom) sollte im Interesse eines sicheren Netzbetriebs zur Zusammenarbeit zwischen den ÜNB der Union und denen von Drittländern beitragen.

(16) Gemäß Artikel 8 der Verordnung (EG) Nr. 713/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates² sollte die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (die "Agentur") eine Entscheidung treffen, wenn sich die zuständigen Regulierungsbehörden nicht auf gemeinsame Modalitäten oder Methoden einigen können.

(17) Diese Verordnung wurde in enger Zusammenarbeit mit der Agentur, ENTSO (Strom) und den Interessenträgern erarbeitet, um wirksame, ausgewogene und angemessene Vorschriften auf transparente und partizipative Weise zu erlassen. Gemäß Artikel 18 Absatz 3 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 wird die Kommission die Agentur, ENTSO (Strom) und andere relevante Interessenträger konsultieren, bevor sie Änderungen an dieser Verordnung vorschlägt.

(18) Die in dieser Verordnung vorgesehenen Maßnahmen entsprechen der Stellungnahme des in Artikel 23 Absatz 1 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 genannten Ausschusses

- hat folgende Verordnung erlassen:

Teil I
Allgemeine Bestimmungen

Artikel 1 Gegenstand

Zur Gewährleistung der Betriebssicherheit, der Frequenzqualität und einer effizienten Nutzung des Verbundsystems enthält diese Verordnung detaillierte Leitlinien in Bezug auf folgende Aspekte:

Anforderungen und Grundsätze hinsichtlich der Betriebssicherheit;
Bestimmungen und Zuständigkeiten für die Koordination und den Datenaustausch zwischen ÜNB, zwischen ÜNB und VNB sowie zwischen ÜNB oder VNB und SNN bei der Betriebsplanung und beim echtzeitnahen Betrieb;
Bestimmungen für die Aus- und Weiterbildung und die Zertifizierung von Mitarbeitern der Netzbetreiber;
Anforderungen an die Nichtverfügbarkeits-Koordination;
Anforderungen an die Fahrplanerstellung für die einzelnen Regelzonen der ÜNB sowie
Bestimmungen zur Schaffung eines Unionsrahmens für die Leistungs-Frequenz-Regelung und Reserven.

Artikel 2 Anwendungsbereich

(1) Die Bestimmungen und Anforderungen dieser Verordnung gelten für die folgenden SNN:

bestehende und neue Stromerzeugungsanlagen, die gemäß den Kriterien des Artikels 5 der Verordnung (EU) 2016/631 der Kommission³ als Stromerzeugungsanlagen des Typs B, C und D eingestuft werden oder würden;
bestehende und neue Verbrauchsanlagen mit Übertragungsnetzanschluss;
bestehende und neue geschlossene Verteilernetze mit Übertragungsnetzanschluss;
bestehende und neue Verbrauchsanlagen, geschlossene Verteilernetze und Dritte, soweit diese Laststeuerungsdienste gemäß den in Artikel 27 der Verordnung (EU) 2016/1388 der Kommission ⁴ festgelegten Kriterien direkt für ÜNB erbringen;
Bereitsteller von Redispatch mithilfe aggregierter Stromerzeugungs- oder Verbrauchsanlagen sowie Anbieter von Wirkleistungsreserven gemäß Teil IV Titel 8 dieser Verordnung sowie
bestehende und neue Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungssysteme ("HGÜ-Systeme") gemäß den in Artikel 3 Absatz 1 der Verordnung (EU) 2016/1447⁵ der Kommission festgelegten Kriterien.

(2) Diese Verordnung gilt für alle Übertragungsnetze, Verteilernetze und Verbindungsleitungen in der Union sowie für regionale Sicherheitskoordinatoren, mit Ausnahme von Übertragungsnetzen und Verteilernetzen oder Teilen von Übertragungsnetzen und Verteilernetzen, die sich auf Inseln von Mitgliedstaaten befinden, deren Netze nicht synchron mit einem der Synchrongebiete Kontinentaleuropa ("KE"), Großbritannien ("GB"), Nordeuropa, Irland-Nordirland ("IE/NI") oder Baltische Staaten betrieben werden.

(3) Sind in einem Mitgliedstaat mehrere ÜNB tätig, so gilt diese Verordnung für alle ÜNB in diesem Mitgliedstaat. Nimmt ein ÜNB keine Funktion wahr, die für eine oder mehrere Verpflichtungen im Rahmen dieser Verordnung relevant ist, können die Mitgliedstaaten im Einklang mit nationalen aufsichtsrechtlichen Bestimmungen festlegen, dass die Zuständigkeit der ÜNB für die Erfüllung einer, mehrerer oder aller Verpflichtungen aus dieser Verordnung einem oder mehreren bestimmten ÜNB zugewiesen wird.

(4) Solange und soweit die ÜNB Litauens, Lettlands und Estlands ihre Netze synchron in einem Synchrongebiet betreiben, in dem nicht alle Länder dem Unionsrecht unterliegen, sind sie von der Anwendung der in Anhang I dieser Verordnung aufgeführten Bestimmungen freigestellt, soweit in einer Kooperationsvereinbarung mit ÜNB von Drittländern, die gemäß Artikel 13 die Grundlage für ihre Zusammenarbeit zur Gewährleistung eines sicheren Netzbetriebs bildet, nichts anderes vorgesehen ist.

(5) Sind nach dieser Verordnung Anforderungen von einem relevanten Netzbetreiber festzulegen, bei dem es sich nicht um einen ÜNB handelt, können die Mitgliedstaaten bestimmen, dass stattdessen der ÜNB die betreffenden Anforderungen festlegt.

Artikel 3 Begriffsbestimmungen

(1) Für die Zwecke dieser Verordnung gelten die Begriffsbestimmungen in Artikel 2 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009, Artikel 2 der Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission⁶, Artikel 2 der Verordnung (EU) 2016/631 der Kommission, Artikel 2 der Verordnung (EU) 2016/1388 der Kommission, Artikel 2 der Verordnung (EU) 2016/1447 der Kommission, Artikel 2 der Verordnung (EU) (EU) 2016/1719 der Kommission⁷, Artikel 2 der Verordnung (EU) Nr. 543/2013 der Kommission⁸ über die Übermittlung und die Veröffentlichung von Daten in Strommärkten und Artikel 2 der Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates⁹.

(2) Zusätzlich gelten folgende Begriffsbestimmungen:

"Betriebssicherheit" bezeichnet die Fähigkeit des Übertragungsnetzes, einen durch betriebliche Sicherheitsgrenzwerte bestimmten Normalzustand aufrechtzuerhalten oder so bald wie möglich wiederherzustellen;
"Einschränkung" bezeichnet eine Situation, in der es erforderlich ist, Entlastungsmaßnahmen vorzubereiten und zu aktivieren, um betriebliche Sicherheitsgrenzwerte einzuhalten;
"N-Situation" bezeichnet die Situation, in der alle Übertragungsnetzbetriebsmittel verfügbar sind, da kein Ausfall vorliegt;
"Ausfallvarianten-Liste" bezeichnet die Liste der Ausfälle, die bei der Prüfung der Einhaltung der betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte zu simulieren sind;
"Normalzustand" bezeichnet eine Situation, in der in der N-Situation oder nach einem auf der Ausfallvarianten-Liste verzeichneten Ausfall alle betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte des Netzes eingehalten werden, wobei die Auswirkungen der zur Verfügung stehenden Entlastungsmaßnahmen zu berücksichtigen sind;
"Frequency Containment Reserves" ("Frequenzhaltungsreserven") oder "FCR" bezeichnet die zur Stabilisierung der Netzfrequenz nach dem Auftreten eines Ungleichgewichts zur Verfügung stehenden Wirkleistungsreserven;
"Frequency Restoration Reserves" ("Frequenzwiederherstellungsreserven") oder "FRR" bezeichnet die Wirkleistungsreserven, die zur Verfügung stehen, um die Netzfrequenz auf ihren Nennwert zu regeln bzw. um in einem Synchrongebiet, das mehr als eine LFR-Zone umfasst, den Ist-Leistungsaustausch auf den Soll-Leistungsaustausch zu regeln;
"Replacement Reserves" ("Ersatzreserven") oder "RR" bezeichnet die zur Ablösung oder Unterstützung der erforderlichen Höhe der FRR zur Verfügung stehenden Reserven für zusätzliche Ungleichgewichte im Netz, einschließlich Erzeugungsreserven;
"Reservenanbieter" bezeichnet eine Rechtsperson, die gesetzlich oder vertraglich dazu verpflichtet ist, FCR, FRR oder RR mindestens einer Reserveeinheit oder -gruppe bereitzustellen;
"Reserveeinheit" bezeichnet eine einzelne oder mehrere aggregierte Stromerzeugungsanlagen und/oder Verbrauchseinheiten, die einen gemeinsamen Netzanschlusspunkt haben und die Anforderungen hinsichtlich der Bereitstellung von FCR, FRR oder RR erfüllen;
"Reservegruppe" bezeichnet aggregierte Stromerzeugungsanlagen, Verbrauchseinheiten und/oder Reserveeinheiten, die unterschiedliche Netzanschlusspunkte haben und die Anforderungen hinsichtlich der Bereitstellung von FCR, FRR oder RR erfüllen;
"Leistungs-Frequenz-Regelzone" oder "LFR-Zone" bezeichnet einen Teil eines Synchrongebietes oder ein vollständiges Synchrongebiet, der/das durch Messpunkte an Verbindungsleitungen mit anderen LFR-Zonen abgegrenzt ist und von einem oder mehreren ÜNB betrieben wird, der/die die Verpflichtungen zur Leistungs-Frequenzregelung erfüllt/erfüllen;
"Frequenzwiederherstellungszeit" bezeichnet im Falle von Synchrongebieten mit nur einer LFR-Zone die maximal zu erwartende Zeit, in der die Netzfrequenz nach dem Auftreten eines höchstens dem Referenzstörfall entsprechenden momentanen Leistungsungleichgewichts in den Frequenzwiederherstellungsbereich zurückkehrt, und im Falle von Synchrongebieten mit mehr als einer LFR-Zone die maximal zu erwartende Zeit, in der das Ungleichgewicht nach dem Auftreten eines momentanen Leistungsungleichgewichts einer LFR-Zone ausgeglichen wird;
"(N-1)-Kriterium" bezeichnet die Regel, wonach die nach dem Auftreten eines Ausfalls weiter in Betrieb befindlichen Betriebsmittel innerhalb der Regelzone eines ÜNB in der Lage sind, sich an die neue Betriebssituation anzupassen, ohne betriebliche Sicherheitsgrenzwerte zu überschreiten;
"(N-1)-Situation" bezeichnet die Situation im Übertragungsnetz, in der ein Ausfall auf der Ausfallvarianten-Liste aufgetreten ist;
"Wirkleistungsreserve" bezeichnet die für die Aufrechterhaltung der Frequenz verfügbaren Ausgleichsreserven;
"gefährdeter Zustand" bezeichnet den Netzzustand, in dem die betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte des Netzes eingehalten werden, aber ein Ausfall auf der Ausfallvarianten-Liste festgestellt wurde, bei dessen Eintreten die verfügbaren Entlastungsmaßnahmen nicht ausreichen, um den Normalzustand aufrechtzuerhalten;
"Leistungs-Frequenz-Regelblock" oder "LFR-Block" bezeichnet einen Teil eines Synchrongebietes oder ein vollständiges Synchrongebiet, der/das physisch durch Messpunkte an Verbindungsleitungen mit anderen LFR-Blöcken abgegrenzt wird, eine oder mehrere LFR-Zonen umfasst und von einem oder mehreren ÜNB betrieben wird, der/die die Verpflichtung zur Leistungs-Frequenz-Regelung erfüllt/erfüllen;
"Area Control Error" ("Gebietsregelfehler") oder "ACE" bezeichnet die Summe des Leistungsregelfehlers ("ΔP"), d. h. der Differenz zwischen dem in Echtzeit gemessenen Ist-Wert des Leistungsaustauschs ("P") und dem Regelprogramm ("P0") einer bestimmten LFR-Zone oder eines bestimmten LFR-Blocks, und des Frequenzregelfehlers ("K*Δf"), d. h. des Produkts aus K-Faktor und der Frequenzabweichung dieser LFR-Zone oder dieses LFR-Blocks, und errechnet sich somit als ΔP+K*Δf;
"Regelprogramm" bezeichnet eine Abfolge von Sollwerten für den über Drehstrom-Verbindungsleitungen ("AC-Leitungen") erfolgenden saldierten Leistungsaustausch einer LFR-Zone oder eines LFR-Blocks;
"Spannungsregelung" bezeichnet die manuellen oder automatischen Regelungshandlungen am Einspeiseknotenpunkt, an den Knotenpunkten der Drehstromleitungen oder HGÜ-Systeme, an Transformatoren oder an anderen Vorrichtungen mit dem Ziel, einen Spannungs- oder Blindleistungssollwert zu erhalten;
"Blackout-Zustand" ("Schwarzfall-Zustand") bezeichnet den Netzzustand, in dem der Betrieb des Übertragungsnetzes ganz oder teilweise eingestellt ist;
"interne Ausfallvariante" bezeichnet eine Ausfallvariante innerhalb des Regelzone des ÜNB, einschließlich der Verbindungsleitungen;
"externe Ausfallvariante" bezeichnet eine Ausfallvariante außerhalb der Regelzone des ÜNB und der dazugehörigen Verbindungsleitungen, deren Einflussfaktor die Ausfallvarianten-Einflussschwelle überschreitet;
"Einflussfaktor" bezeichnet den numerischen Wert zur Quantifizierung der höchsten Auswirkung der Nichtverfügbarkeit eines Übertragungsnetzbetriebsmittels, das sich außerhalb der Regelzone des ÜNB und der dazugehörigen Verbindungsleitungen befindet, auf Übertragungsnetzbetriebsmittel aufgrund der durch diese Nichtverfügbarkeit verursachten Änderungen der Leistungsflüsse oder der Spannung. Sein Wert steigt mit der Höhe der Auswirkungen;
"Ausfallvarianten-Einflussschwelle" bezeichnet einen numerischen Grenzwert, anhand dessen die Einflussfaktoren überprüft werden, wobei angenommen wird, dass eine Ausfallvariante außerhalb der Regelzone des ÜNB, deren Einflussfaktor die Ausfallvarianten-Einflussschwelle übersteigt, signifikante Auswirkungen auf die Regelzone des ÜNB und die dazugehörigen Verbindungsleitungen hat;
"Ausfallvarianten-Rechnung" bezeichnet die computergestützte Simulation von Ausfällen auf der Ausfallvarianten-Liste;
"kritische Fehlerklärungszeit" bezeichnet die maximale Dauer eines Fehlers, bei der das Übertragungsnetz einen stabilen Betrieb aufrechterhält;
"Fehler" bezeichnet alle Arten von (ein-, zwei- und dreiphasigen) Kurzschlüssen (mit und ohne Erdkontakt), einen unterbrochenen Leiter, einen unterbrochenen Stromkreis oder einen instabilen Anschluss, der/die zu einer dauerhaften Nichtverfügbarkeit des betreffenden Übertragungsnetzbetriebsmittels führt;
"Übertragungsnetzbetriebsmittel" bezeichnet jeden technischen Bestandteil des Übertragungsnetzes;
"Störung" bezeichnet ein ungeplantes Ereignis, das eine Abweichung des Übertragungsnetzes vom Normalzustand verursachen könnte;
"dynamische Stabilität" ist eine gebräuchliche allgemeine Bezeichnung für die Polradwinkelstabilität, die Frequenzstabilität und die Spannungsstabilität;
"Bewertung der dynamischen Stabilität" bezeichnet die Bewertung der Betriebssicherheit hinsichtlich der dynamischen Stabilität;
"Frequenzstabilität" bezeichnet die Fähigkeit des Übertragungsnetzes, in der N-Situation und nach einer Störung eine stabile Frequenz aufrechtzuerhalten;
"Spannungsstabilität" bezeichnet die Fähigkeit des Übertragungsnetzes, in der N-Situation und nach einer Störung an allen seinen Knotenpunkten akzeptable Spannungen aufrechtzuerhalten;
"Netzzustand" bezeichnet den anhand der betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte beurteilten Betriebszustand des Übertragungsnetzes, bei dem es sich um den Normalzustand, den gefährdeten Zustand, den Notzustand, den Blackout-Zustand oder den Netzwiederaufbau-Zustand handeln kann;
"Notzustand" bezeichnet den Netzzustand, in dem einer oder mehrere betriebliche Sicherheitsgrenzwerte überschritten wird/werden;
"Netzwiederaufbau-Zustand" bezeichnet den Netzzustand, in dem das Ziel sämtlicher Tätigkeiten im Übertragungsnetz darin besteht, die Betriebssicherheit nach einem Blackout- oder Notzustand wiederherzustellen;
"außergewöhnliche Ausfallvariante" bezeichnet das gleichzeitige Auftreten mehrerer Ausfälle mit gleicher Ursache;
"Frequenzabweichung" bezeichnet die negative oder positive Differenz zwischen der tatsächlichen Frequenz und der Nennfrequenz des Synchrongebietes;
"Netzfrequenz" bezeichnet die elektrische Netzfrequenz, wobei angenommen wird, dass ihre Messung in allen Teilen des Synchrongebietes innerhalb von Sekunden einen einheitlichen Wert ergibt, der sich an unterschiedlichen Messstellen nur unwesentlich unterscheidet;
"Frequenzwiederherstellungsprozess" oder "FWP" bezeichnet ein Verfahren zur Wiederherstellung der Nennfrequenz und bei Synchrongebieten, die mehr als eine LFR-Zone umfassen, ein Verfahren zur Wiederherstellung des geplanten Wertes des Leistungsausgleichs;
"Frequenzwiederherstellungs-Regelfehler" oder "FRCE" ("Frequency Restoration Control Error") bezeichnet den Regelfehler beim FWP, der dem ACE einer LFR-Zone bzw., wenn die LFR-Zone geografisch dem Synchrongebiet entspricht, der Frequenzabweichung entspricht;
"Fahrplan" bezeichnet bestimmte Referenzwerte für Stromerzeugung, -verbrauch oder -austausch in einem bestimmten Zeitraum;
"K-Faktor" einer LFR-Zone oder eines LFR-Blocks bezeichnet einen in Megawatt pro Hertz ("MW/Hz") angegebenen Wert, der so nahe wie praktisch möglich bei Folgendem liegt oder dieses übersteigt: Summe aus der Selbstregelung der Stromerzeugung, der Eigenregelung der Last und des Beitrags der Frequenzhaltungsreserven, bezogen auf die maximale Frequenzabweichung in stationärem Zustand;
"lokaler Zustand" bezeichnet einen gefährdeten Zustand, Notzustand oder Blackout-Zustand, dessen Folgen sich nicht über die Regelzone einschließlich der angeschlossenen Verbindungsleitungen hinaus auszuweiten drohen;
"maximale Frequenzabweichung in stationärem Zustand" bezeichnet die zu erwartende maximale Frequenzabweichung nach dem Auftreten eines Ungleichgewichts, das höchstens dem Referenzstörfall entspricht, bei der die Netzfrequenz auslegungsbedingt stabilisiert werden kann;
"Observability Area" ("Beobachtungsgebiet") bezeichnet das eigene Übertragungsnetz eines ÜNB sowie die relevanten Teile von Verteilernetzen und Übertragungsnetzen benachbarter ÜNB, die der ÜNB in Echtzeit überwacht und modelliert, um die Betriebssicherheit in seiner Regelzone einschließlich der Verbindungsleitungen aufrechtzuerhalten;
"benachbarte ÜNB" bezeichnet ÜNB, deren Netze über mindestens eine Drehstrom- oder Gleichstromverbindungsleitung miteinander verbunden sind;
"Betriebssicherheitsanalyse" bezeichnet alle computergestützten, manuellen und automatischen Tätigkeiten zur Bewertung der Betriebssicherheit des Übertragungsnetzes sowie zur Abschätzung der für die Erhaltung der Betriebssicherheit erforderlichen Entlastungsmaßnahmen;
"Betriebssicherheitsindikatoren" bezeichnet die von den ÜNB bei der Überwachung der Betriebssicherheit angewandten Indikatoren für die Netzzustände sowie für Fehler und Störungen, die Einfluss auf die Betriebssicherheit haben;
"Betriebssicherheitsranking" bezeichnet das von den ÜNB bei der Überwachung der Betriebssicherheit auf der Grundlage der Betriebssicherheitsindikatoren angewandte Ranking;
"Betriebstests" bezeichnet die von einem ÜNB oder VNB zur Instandhaltung, zur Entwicklung von Netzbetriebsverfahren und -weiterbildungen und zur Gewinnung von Informationen über das Übertragungsnetzverhalten bei anormalen Netzbedingungen durchgeführten Tests sowie die von signifikanten Netznutzern hinsichtlich ihrer Anlagen zu ähnlichen Zwecken durchgeführten Tests;
"gewöhnliche Ausfallvariante" bezeichnet den Ausfall einer einzelnen Abzweigung oder Einspeisung;
"Ausnahme-Ausfallvariante" bezeichnet das gleichzeitige Auftreten mehrerer Ausfälle ohne gemeinsame Ursache oder den Verlust von Stromerzeugungsanlagen mit einem Gesamtverlust an Erzeugungskapazität, der den Referenzstörfall übersteigt;
"Rampengeschwindigkeit" bezeichnet die Geschwindigkeit der Wirkleistungsänderung einer Stromerzeugungsanlage, einer Verbrauchsanlage oder eines HGÜ-Systems;
"Blindleistungsreserve" bezeichnet die für die Aufrechterhaltung der Spannung verfügbare Blindleistung;
"Referenzstörfall" bezeichnet die maximale, momentan zwischen Erzeugung und Verbrauch in einem Synchrongebiet auftretende positive oder negative Leistungsabweichung, die bei der FCR-Dimensionierung berücksichtigt ist;
"Polradwinkelstabilität" bezeichnet die Fähigkeit von Synchronmaschinen, in der N-Situation und nach einer Störung den synchronen Betrieb aufrechtzuerhalten;
"Sicherheitsplan" bezeichnet einen Plan, der eine Risikobewertung hinsichtlich größerer physischer Bedrohungen und Cyberbedrohungen für kritische Anlagen des ÜNB sowie eine Prüfung ihrer möglichen Auswirkungen enthält;
"Stabilitätsgrenzwerte" bezeichnet die zulässigen Grenzwerte für den Betrieb des Übertragungsnetzes und umfasst die Grenzwerte für die Spannungsstabilität, die Polradwinkelstabilität und die Frequenzstabilität;
"regelzonenübergreifender Zustand" bezeichnet einen gefährdeten Zustand, Notzustand oder Blackout-Zustand, der sich auf angeschlossene Übertragungsnetze auszuweiten droht;
"Systemschutzplan" bezeichnet die zu treffenden technischen und organisatorischen Maßnahmen zur Verhinderung der Ausweitung oder Zunahme einer Störung im Übertragungsnetz mit dem Ziel, eine übergreifende Störung und einen Blackout-Zustand zu vermeiden;
"topologie" bezeichnet den Schaltzustand der verschiedenen Übertragungs- oder Verteilernetzbetriebsmittel in einem Umspannwerk und umfasst die elektrische Konfiguration sowie die Stellung der Leistungsschutz- und Trennschalter;
"vorübergehend zulässige Überlastung" bezeichnet die für einen begrenzten Zeitraum zulässige, vorübergehende Überlastung von Übertragungsnetzbetriebsmitteln, die keinen physischen Schaden an Übertragungsnetzbetriebsmitteln verursacht, solange bestimmte Werte für Dauer und Schwellen eingehalten werden;
"Istwertaufschaltung" bezeichnet einen zusätzlichen Eingangswert der Regler der beteiligten LFR-Zonen, der die gleiche Wirkung hat wie ein Messwert einer physischen Verbindungsleitung und es ermöglicht, elektrische Energie zwischen den jeweiligen Gebieten auszutauschen;
"flexible Drehstromübertragungssysteme" oder "FACTS" (Flexible Alternating Current Transmission Systems) bezeichnet Betriebsmittel zur Drehstromübertragung elektrischer Leistung, die dazu dienen, eine bessere Regelbarkeit sowie eine größere Wirkleistungs-Übertragungskapazität zu erreichen;
"Leistungsbilanz" beschreibt die Fähigkeit, die Last in einem Gebiet durch die Einspeisung in diesem Gebiet zu decken;
"aggregierter saldierter externer Fahrplan" bezeichnet einen Fahrplan, der die saldierte Aufsummierung aller externen ÜNB-Fahrpläne sowie der Fahrpläne für den regelzonenüberschreitenden Handel zwischen zwei Fahrplangebieten oder zwischen einem Fahrplangebiet und einer Gruppe anderer Fahrplangebiete wiedergibt;
"Verfügbarkeitsplan" bezeichnet die Kombination aller geplanten Verfügbarkeitszustände einer relevanten Anlage für einen bestimmten Zeitraum;
"Verfügbarkeitsstatus" bezeichnet die Fähigkeit einer Stromerzeugungsanlage, eines Netzbetriebsmittels oder einer Verbrauchsanlage, während eines bestimmten Zeitraums eine Leistung zu erbringen, unabhängig davon, ob sie in Betrieb ist;
"echtzeitnah" bedeutet, dass der Zeitraum zwischen der letzten Intraday-Auktionsschließung und der Echtzeit nicht mehr als 15 Minuten beträgt;
"Verbrauchsfahrplan" bezeichnet einen Fahrplan für den Verbrauch einer Verbrauchsanlage oder einer Gruppe von Verbrauchsanlagen;
"ENTSO for Electricity Operational Planning Data Environment" ("Betriebsplanungs-Datenumgebung von ENTSO (Strom)") oder "OPDE von ENTSO (Strom)" bezeichnet Anwendungsprogramme und Instrumente, die es ermöglichen, die bei den Betriebsplanungsverfahren mehrerer ÜNB genutzten Daten zu speichern, auszutauschen und zu verwalten;
"Fahrplan für den regelzonenüberschreitenden Handel" bezeichnet einen Fahrplan für den gewerblichen Stromhandel zwischen Marktteilnehmern in verschiedenen Fahrplangebieten;
"externer ÜNB-Fahrplan" bezeichnet einen Fahrplan für den Stromaustausch zwischen ÜNB verschiedener Fahrplangebiete;
"störungsbedingte Nichtverfügbarkeit" bezeichnet die ungeplante Außerbetriebnahme einer relevanten Anlage aus einem dringenden Grund, der nicht der betrieblichen Kontrolle des Betreibers der jeweiligen Anlage unterliegt;
"Erzeugungsfahrplan" bezeichnet einen Fahrplan für die Stromerzeugung einer Stromerzeugungsanlage oder einer Gruppe von Stromerzeugungsanlagen;
"Fahrplan für den regelzoneninternen Handel" bezeichnet einen Fahrplan für den gewerblichen Stromhandel zwischen Marktteilnehmern innerhalb eines Fahrplangebietes;
"interne relevante Anlage" bezeichnet eine relevante Anlage innerhalb der Regelzone eines ÜNB oder eine relevante Anlage, die sich in einem Verteilernetz oder geschlossenen Verteilernetz befindet, das direkt oder indirekt mit der Regelzone dieses ÜNB verbunden ist;
"AC-Nettoposition des Gebiets" bezeichnet die saldierte Aufsummierung aller externen Drehstrom-Fahrpläne eines Gebiets;
"Nichtverfügbarkeits-Koordinierungsregion" bezeichnet eine Kombination von Regelzonen, für die die ÜNB Verfahren zur Überwachung und erforderlichenfalls zur Koordination des Verfügbarkeitsstatus der relevanten Anlagen für alle Zeitbereiche festlegen;
"relevante Verbrauchsanlage" bezeichnet eine an der Nichtverfügbarkeits-Koordination beteiligte Verbrauchsanlage, deren Verfügbarkeitsstatus Einfluss auf die grenzübergreifende Betriebssicherheit hat;
"relevante Anlage" bezeichnet jede relevante Verbrauchsanlage, Stromerzeugungsanlage und jedes relevante Netzbetriebsmittel, die/das an der Nichtverfügbarkeits-Koordination beteiligt ist;
"relevantes Netzbetriebsmittel" bezeichnet jeden technischen Bestandteil eines Übertragungsnetzes, einschließlich der Verbindungsleitungen, oder eines Verteilernetzes, einschließlich geschlossener Verteilernetze, wie z.B. eine einzelne Leitung, einen einzelnen Stromkreis, einen einzelnen Transformator, einen einzelnen Phasenschieber-Transformator oder eine Spannungskompensationseinrichtung, der/die an der Nichtverfügbarkeits-Koordination beteiligt ist und dessen/deren Verfügbarkeitsstatus Einfluss auf die grenzübergreifende Betriebssicherheit hat;
"Unvereinbarkeit bei der Nichtverfügbarkeitsplanung" bezeichnet den Zustand, bei dem eine Kombination des Verfügbarkeitsstatus einer oder mehrerer relevanter Netzbetriebsmittel, Stromerzeugungsanlagen und/oder Verbrauchsanlagen und der bestmöglichen Schätzung zur prognostizierten Situation des Stromnetzes zu einer Überschreitung der betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte führt, auch wenn die ÜNB die ihnen zur Verfügung stehenden, nicht mit Kosten verbundenen Entlastungsmaßnahmen treffen;
"Nichtverfügbarkeits-Planungsstelle" bezeichnet eine mit der Planung des Verfügbarkeitsstatus einer relevanten Stromerzeugungsanlage, Verbrauchsanlage oder eines relevanten Netzbetriebsmittels beauftragte Stelle;
"relevante Stromerzeugungsanlage" bezeichnet eine an der Nichtverfügbarkeits-Koordination beteiligte Stromerzeugungsanlage, deren Verfügbarkeitsstatus Einfluss auf die grenzübergreifende Betriebssicherheit hat;
"regionaler Sicherheitskoordinator" bezeichnet die im Eigentum der ÜNB stehende(n) oder von ihnen kontrollierte(n) Organisation(en), die in einer oder mehreren Kapazitätsberechnungsregion(en) Aufgaben im Zusammenhang mit der regionalen Koordination der ÜNB wahrnimmt/wahrnehmen;
"Scheduling Agent" bezeichnet die mit der Übermittlung der Fahrpläne von Marktteilnehmern an ÜNB oder ggf. Dritte beauftragte(n) Stelle(n);
"Fahrplangebiet" bezeichnet ein Gebiet, in dem die Verpflichtungen der ÜNB hinsichtlich der Fahrplanerstellung aufgrund betrieblicher oder organisatorischer Erfordernisse gelten;
"Week-Ahead" bezeichnet die der Kalenderwoche des Betriebs vorausgehende Woche;
"Year-Ahead" bezeichnet das dem Kalenderjahr des Betriebs vorausgehende Jahr;
"betroffener ÜNB" bezeichnet einen ÜNB, der Informationen über den Austausch von Reserven und/oder das Teilen von Reserven und/oder das IN-Verfahren und/oder das grenzübergreifende Aktivierungsverfahren für die Analyse und Aufrechterhaltung der Betriebssicherheit benötigt;
"Reservekapazität" bezeichnet die Menge der FCR, FRR oder RR, die einem ÜNB zur Verfügung stehen muss;
"Reservenaustausch" bezeichnet die Möglichkeit eines ÜNB, auf Reservekapazität zuzugreifen, die in einer anderen LFR-Zone, einem anderen LFR-Block oder einem anderen Synchrongebiet angeschlossen ist, um den aus seinem eigenen Reservedimensionierungsverfahren für FCR, FRR oder RR resultierenden Reservebedarf zu decken, wobei diese Reservekapazität ausschließlich diesem ÜNB zur Verfügung steht und von keinem anderen ÜNB bei der Deckung des aus seinem jeweiligen Reservedimensionierungsverfahren resultierenden Reservebedarfs berücksichtigt wird;
"Reserventeilung" bezeichnet einen Mechanismus, bei dem mehr als ein ÜNB dieselbe Reservekapazität für FCR, FRR oder RR hinsichtlich der Deckung seines aus dem Reservedimensionierungsverfahren resultierenden Reservebedarfs berücksichtigt;
"Auslösezeit des gefährdeten Zustands" bezeichnet die Zeit bis zum aktiven gefährdeten Zustand;
"automatische FRR" bezeichnet FRR, die mithilfe eines automatischen Reglers aktiviert werden können;
"Reaktionszeit der Aktivierung der automatischen FRR" bezeichnet den Zeitraum zwischen der Einstellung eines neuen Sollwerts durch den FRR-Regler und dem Beginn der physischen Bereitstellung automatischer FRR;
"Zeit bis zur vollständigen Aktivierung der automatischen FRR" bezeichnet den Zeitraum zwischen der Einstellung eines neuen Sollwerts durch den Leistungs-Frequenz-Regler und der entsprechenden Aktivierung oder Deaktivierung der automatischen FRR;
"durchschnittliche FRCE-Daten" bezeichnet eine aus den Durchschnittswerten des aufgezeichneten momentanen FRCE einer LFR-Zone oder eines LFR-Blocks innerhalb eines bestimmten Messzeitraums bestehende Datenreihe;
"Regelungskapazität bereitstellender ÜNB" bezeichnet den ÜNB, der die Aktivierung seiner Reservekapazität für einen Regelungskapazität erhaltenden ÜNB gemäß den Bedingungen einer Vereinbarung über die Reserventeilung auslöst;
"Regelungskapazität erhaltender ÜNB" bezeichnet den ÜNB, der bei der Berechnung der Reservekapazität die über einen Regelungskapazität bereitstellenden ÜNB verfügbare Reservekapazität gemäß den Bedingungen einer Vereinbarung über die Reserventeilung berücksichtigt;
"Kriterienanwendungsverfahren" bezeichnet das Verfahren zur Berechnung der Zielparameter für das Synchrongebiet, den LFR-Block und die LFR-Zone auf der Grundlage der im Datenerhebungs- und -bereitstellungsverfahren gewonnenen Daten;
"Datenerhebungs- und -bereitstellungsverfahren" bezeichnet das Verfahren zur Erhebung der erforderlichen Daten für die Anwendung der Frequenzqualitäts-Bewertungskriterien;
"grenzübergreifendes FRR-Aktivierungsverfahren" bezeichnet ein zwischen den beteiligten ÜNB vereinbartes Verfahren, das es ermöglicht, in einer anderen LFR-Zone angeschlossene FRR durch eine entsprechende Anpassung der Eingangsdaten der beteiligten FWP zu aktivieren;
"grenzübergreifendes RR-Aktivierungsverfahren" bezeichnet ein zwischen den beteiligten ÜNB vereinbartes Verfahren, das es ermöglicht, in einer anderen LFR-Zone angeschlossene RR durch eine entsprechende Anpassung der Eingangsdaten der beteiligten ERP zu aktivieren;
"dimensionierungsrelevanter Referenzfall" bezeichnet das höchste zu erwartende momentane Wirkleistungsungleichgewicht innerhalb eines LFR-Blocks sowohl in positiver als auch in negativer Richtung;
"Netzzeitabweichung" bezeichnet den Zeitunterschied zwischen der Synchronzeit und der koordinierten Weltzeit ("UTC");
"der vollständigen FCR-Aktivierung zugrunde liegende Frequenzabweichung" bezeichnet den normierten Wert der Frequenzabweichung, bei der die FCR in einem Synchrongebiet vollständig aktiviert werden;
"Zeit bis zur vollständigen FCR-Aktivierung" bezeichnet den Zeitraum zwischen dem Auftreten des Referenzstörfalls und der entsprechenden vollständigen Aktivierung der FCR;
"FCR-Verpflichtung" bezeichnet die der Verantwortung eines ÜNB unterliegenden FCR bzw. den der Verantwortung eines ÜNB unterliegenden Teil der FCR;
"Frequenzhaltungsprozess" oder "FHP" bezeichnet ein Verfahren zur Stabilisierung der Netzfrequenz durch den Ausgleich von Ungleichgewichten mithilfe angemessener Reserven;
"Frequenzkopplungsverfahren" bezeichnet ein zwischen allen ÜNB zweier Synchrongebiete vereinbartes Verfahren, das es ermöglicht, die Aktivierung von FCR durch Anpassung der HGÜ-Stromflüsse zwischen den Synchrongebieten zu koppeln;
"qualitätsbestimmende Frequenzparameter" bezeichnet die wichtigsten Netzfrequenzvariablen, die die Grundsätze der Frequenzqualität bestimmen;
"Frequenzqualitäts-Zielparameter" bezeichnet das wichtigste Ziel für die Netzfrequenz, anhand dessen das Verhalten der FCR-, FRR- und RR-Aktivierungsverfahren im Normalzustand bewertet wird;
"Frequenzqualitäts-Bewertungskriterien" bezeichnet eine Reihe von Berechnungsvorschriften auf der Basis von Netzfrequenzmessungen, die es ermöglichen, die Qualität der Netzfrequenz anhand der Frequenzqualitäts-Zielparameter zu bewerten;
"Frequenzqualitäts-Bewertungsdaten" bezeichnet eine Reihe von Daten, die es ermöglichen, die Frequenzqualitäts-Bewertungskriterien zu berechnen;
"Frequenzerholungsbereich" bezeichnet in den Synchrongebieten GB und IE/NI den Netzfrequenzbereich, in den die Netzfrequenz nach dem Auftreten eines Ungleichgewichts, das höchstens dem Referenzstörfall entspricht, innerhalb der Frequenzerholungszeit zurückkehren sollte;
"Frequenzerholungszeit" bezeichnet in den Synchrongebieten GB und IE/NI die maximal zu erwartende Zeit, in der die Netzfrequenz nach dem Auftreten eines Ungleichgewichts, das höchstens dem Referenzstörfall entspricht, zur maximalen Frequenzabweichung in stationärem Zustand zurückkehrt;
"Frequenzwiederherstellungsbereich" bezeichnet in den Synchrongebieten GB, IE/NI und Nordeuropa den Netzfrequenzbereich, in den die Netzfrequenz nach dem Auftreten eines Ungleichgewichts, das höchstens dem Referenzstörfall entspricht, innerhalb der Frequenzwiederherstellungszeit zurückkehren sollte;
"FRCE-Zielparameter" bezeichnet die wichtigsten Zielvariablen des LFR-Blocks, auf deren Grundlage die Dimensionierungskriterien für FRR und RR des LFR-Blocks bestimmt und bewertet werden und mit denen das Verhalten des LFR-Blocks im Normalbetrieb wiedergegeben wird;
"FRR-Leistungsaustausch" bezeichnet die zwischen LFR-Zonen im Rahmen des grenzübergreifenden FRR-Aktivierungsverfahrens ausgetauschte Leistung;
"Frequenzsollwert" bezeichnet den im FWP verwendeten Frequenzzielwert, der als Summe der Netznennfrequenz und eines Ausgleichswerts zur Verringerung einer Netzzeitabweichung definiert ist;
"FRR-Verfügbarkeitsanforderungen" bezeichnet die von den ÜNB eines LFR-Blocks festgelegten Anforderungen hinsichtlich der Verfügbarkeit der FRR;
"FRR-Dimensionierungsregeln" bezeichnet die Spezifikationen des FRR-Dimensionierungsverfahrens eines LFR-Blocks;
"Ungleichgewichtssaldierungsverfahren" oder "IN-Verfahren" ("Imbalance-Netting-Verfahren") bezeichnet ein zwischen den ÜNB vereinbartes Verfahren, das es ermöglicht, die gleichzeitige Aktivierung von FRR in entgegengesetzter Richtung zu vermeiden, wobei die jeweiligen FRCE sowie die aktivierten FRR berücksichtigt und die Beiträge der beteiligten FWP entsprechend korrigiert werden;
"IN-Leistungsaustausch" bezeichnet die zwischen LFR-Zonen im Rahmen des IN-Verfahrens ausgetauschte Leistung;
"anfängliche FCR-Verpflichtung" bezeichnet die einem ÜNB auf der Grundlage eines Verteilungsschlüssels zugewiesene FCR-Menge;
"momentane Frequenzdaten" bezeichnet eine Reihe von Datenmessungen zur Gesamtnetzfrequenz für das Synchrongebiet, deren Messzeitraum höchstens eine Sekunde beträgt und die zur Bewertung der Netzfrequenzqualität dienen;
"momentane Frequenzabweichung" bezeichnet eine Reihe von Datenmessungen zu den Gesamtnetzfrequenzabweichungen für das Synchrongebiet, deren Messzeitraum höchstens eine Sekunde beträgt und die zur Bewertung der Netzfrequenzqualität dienen;
"momentane FRCE-Daten" bezeichnet eine Reihe von Daten des FRCE eines LFR-Blocks mit einem Messzeitraum von höchstens 10 Sekunden, die zur Bewertung der Netzfrequenzqualität dienen;
"FRCE-Bereich der Stufe 1" bezeichnet den ersten, zur Bewertung der Netzfrequenzqualität auf der Ebene des LFR-Blocks genutzten Bereich, innerhalb dessen der FRCE während eines bestimmten prozentualen Zeitanteils gehalten werden sollte;
"FRCE-Bereich der Stufe 2" bezeichnet den zweiten, zur Bewertung der Netzfrequenzqualität auf der Ebene des LFR-Blocks genutzten Bereich, innerhalb dessen der FRCE während eines bestimmten prozentualen Zeitanteils gehalten werden sollte;
"Betriebsvereinbarung für den LFR-Block" bezeichnet eine multilaterale Vereinbarung zwischen allen ÜNB eines LFR-Blocks, falls der LFR-Block von mehr als einen ÜNB betrieben wird, bzw. eine vom relevanten ÜNB unilateral einzuführende betriebliche Methode für den Block, wenn der LFR-Block von nur einem ÜNB betrieben wird;
"RR-Leistungsaustausch" bezeichnet die zwischen LFR-Zonen im Rahmen des grenzübergreifenden RR-Aktivierungsverfahrens ausgetauschte Leistung;
"LFR-Block-Ungleichgewichte" bezeichnet die Summe aus FRCE, FRR-Aktivierung und RR-Aktivierung innerhalb des LFR-Blocks, dem IN-Leistungsaustausch, dem FRR-Leistungsaustausch und dem RR-Leistungsaustausch dieses LFR-Blocks mit anderen LFR-Blöcken;
"LFR-Block-Beobachter" bezeichnet einen für die Erhebung der Daten für die Bewertungskriterien für die Frequenzqualität eines LFR-Blocks und für die Anwendung dieser Kriterien zuständigen ÜNB;
"Leistungs-Frequenz-Regelungsstruktur" bezeichnet die grundlegende Struktur, die alle Aspekte der Leistungs-Frequenz-Regelung berücksichtigt, insbesondere die jeweiligen Zuständigkeiten und Verpflichtungen sowie die Arten und Zwecke der Wirkleistungsreserven;
"Prozess-Zuständigkeitsstruktur" bezeichnet die Struktur für die Zuständigkeiten und Pflichten hinsichtlich der Wirkleistungsreserven auf der Grundlage der Regelstruktur des Synchrongebietes;
"Prozessstruktur zur Aktivierung von Reserven" bezeichnet die Struktur zur Kategorisierung der Prozesse für die verschiedenen Arten von Wirkleistungsreserven hinsichtlich deren Zweck und Aktivierung;
"Zeit bis zur vollständigen manuellen FRR-Aktivierung" bezeichnet den Zeitraum zwischen der Änderung eines Sollwerts und der entsprechenden manuellen Aktivierung oder Deaktivierung von FRR;
"maximale momentane Frequenzabweichung" bezeichnet den zu erwartenden maximalen Absolutwert einer momentanen Frequenzabweichung nach dem Auftreten eines Ungleichgewichts, das höchstens dem Referenzstörfall entspricht, bei dessen Überschreiten Notfallmaßnahmen aktiviert werden;
"Monitoring-Gebiet" bezeichnet einen Teil eines Synchrongebietes oder ein vollständiges Synchrongebiet, der/das durch Messpunkte an Verbindungsleitungen von anderen Monitoring-Gebieten abgegrenzt wird und der/das von einem oder mehreren ÜNB betrieben wird, der/die die Verpflichtungen für das Monitoring-Gebiet erfüllt/erfüllen;
"Präqualifikation" bezeichnet das Verfahren zur Überprüfung der Übereinstimmung einer Reserveeinheit oder -gruppe mit den vom ÜNB festgelegten Anforderungen;
"Rampenzeitraum" bezeichnet einen durch einen festen Anfangszeitpunkt und eine Zeitdauer bestimmten Zeitraum, während dessen die Wirkleistungszufuhr und/oder -abgabe erhöht oder verringert wird;
"Reserven anfordernder ÜNB" bezeichnet den ÜNB, der für die Anweisung an eine Reserveeinheit oder -gruppe zur Aktivierung von FRR und/oder RR zuständig ist;
"Reserven anschließender VNB" bezeichnet den VNB, der für das das Verteilernetz zuständig ist, an das eine Reserveeinheit oder -gruppe für einen ÜNB angeschlossen ist;
"Reserven anschließender ÜNB" bezeichnet den ÜNB, der für das das Monitoring-Gebiet zuständig ist, in dem eine Reserveeinheit oder -gruppe angeschlossen ist;
"Reserven erhaltender ÜNB" bezeichnet den ÜNB, der an einem Austausch mit einem Reserven anschließenden ÜNB und/oder einer Reserveeinheit oder -gruppe, die an ein anderes Monitoring-Gebiet oder eine andere LFR-Zone angeschlossen ist, beteiligt ist;
"Ersatzreserven-Prozess" oder "ERP" bezeichnet ein Verfahren zur Wiederherstellung aktivierter FRR und, im Falle der Synchrongebiete GB und IE/NI, auch zur Wiederherstellung der aktivierten FCR;
"RR-Verfügbarkeitsanforderungen" bezeichnet die von den ÜNB eines LFR-Blocks festgelegten Anforderungen hinsichtlich der Verfügbarkeit von RR;
"RR-Dimensionierungsregeln" bezeichnet die Spezifikationen des RR-Dimensionierungsverfahrens eines LFR-Blocks;
"Standardfrequenzbereich" bezeichnet einen festgelegten symmetrischen Bereich ober- und unterhalb der Nennfrequenz, innerhalb dessen sich die Netzfrequenz eines Synchrongebietes befinden sollte;
"Standardfrequenzabweichung" bezeichnet den Absolutwert der Frequenzabweichung, der den Standardfrequenzbereich begrenzt;
"Frequenzabweichung in stationärem Zustand" bezeichnet den Absolutwert der Frequenzabweichung nach dem Auftreten eines Ungleichgewichts, sobald die Netzfrequenz stabilisiert ist;
"Synchrongebiets-Beobachter" bezeichnet einen für die Erhebung der Daten zu den Bewertungskriterien für die Frequenzqualität für das Synchrongebiet sowie für deren Anwendung zuständigen ÜNB;
"Zeitregelungsverfahren" bezeichnet ein Verfahren zur Zeitregelung, das durchgeführt wird, um die Netzzeitabweichung zwischen der Synchronzeit und UTC-Zeit auf null zu bringen.

Artikel 4 Ziele und aufsichtsrechtliche Aspekte

(1) Diese Verordnung dient folgenden Zielen:

Festlegung gemeinsamer Anforderungen und Grundsätze für die Betriebssicherheit;
Festlegung gemeinsamer Betriebsplanungsgrundsätze für das Verbundnetz;
Festlegung gemeinsamer LFR-Verfahren und Regelungsstrukturen;
Gewährleistung der erforderlichen Bedingungen für die Aufrechterhaltung der Betriebssicherheit in der gesamten Union;
Gewährleistung der erforderlichen Bedingungen für die Aufrechterhaltung der Frequenzqualität in allen Synchrongebieten der gesamten Union;
Unterstützung der Koordination beim Netzbetrieb und bei der Betriebsplanung;
Gewährleistung und Verbesserung der Transparenz und Zuverlässigkeit von Informationen über den Übertragungsnetzbetrieb;
Beitrag zum effizienten Betrieb und Ausbau des Übertragungsnetzes und Stromsektors in der Union.

(2) Bei der Anwendung dieser Verordnung müssen die Mitgliedstaaten, die zuständigen Behörden und die Netzbetreiber

die Grundsätze der Verhältnismäßigkeit und Diskriminierungsfreiheit anwenden,
für Transparenz sorgen,
den Grundsatz der Optimierung zwischen höchster Gesamteffizienz und geringsten Gesamtkosten für alle beteiligten Akteure anwenden,
dafür sorgen, dass die ÜNB weitestmöglich marktgestützte Mechanismen nutzen, um die Systemsicherheit und Stabilität zu gewährleisten;
die den relevanten ÜNB auch in nationalem Recht übertragene Verantwortung für die Gewährleistung der Systemsicherheit achten,
die relevanten VNB konsultieren und möglichen Auswirkungen auf deren Netze Rechnung tragen sowie
vereinbarte europäische Normen und technische Spezifikationen berücksichtigen.

Artikel 5 Modalitäten oder Methoden der ÜNB

(1) Die ÜNB entwickeln die nach dieser Verordnung erforderlichen Modalitäten oder Methoden und legen sie gemäß Artikel 6 Absätze 2 und 3 den zuständigen Regulierungsbehörden oder gemäß Artikel 6 Absatz 4 der von dem Mitgliedstaat benannten Stelle innerhalb der in dieser Verordnung genannten Fristen zur Genehmigung vor.

(2) Ist ein Vorschlag für Modalitäten oder Methoden nach dieser Verordnung von mehr als einem ÜNB zu entwickeln und zu vereinbaren, arbeiten die beteiligten ÜNB eng zusammen. Die ÜNB informieren die Regulierungsbehörden und die Agentur mit Unterstützung durch ENTSO (Strom) regelmäßig über die bei der Entwicklung dieser Modalitäten oder Methoden erzielten Fortschritte.

(3) Können die ÜNB kein Einvernehmen über Vorschläge für Modalitäten oder Methoden gemäß Artikel 6 Absatz 2 erzielen, entscheiden sie mit qualifizierter Mehrheit. Zur Erreichung einer qualifizierten Mehrheit für Vorschläge gemäß Artikel 6 Absatz 2 bedarf es

ÜNB, die mindestens 55 % der Mitgliedstaaten vertreten, und
ÜNB, die Mitgliedstaaten vertreten, die mindestens 65 % der Bevölkerung der Union umfassen.

(4) Eine Sperrminorität für Entscheidungen gemäß Artikel 6 Absatz 2 muss ÜNB umfassen, die mindestens vier Mitgliedstaaten vertreten; ansonsten gilt die qualifizierte Mehrheit als erreicht.

(5) Umfassen die betreffenden Regionen mehr als fünf Mitgliedstaaten und können die ÜNB kein Einvernehmen über Vorschläge für Modalitäten oder Methoden gemäß Artikel 6 Absatz 3 erzielen, entscheiden sie mit qualifizierter Mehrheit. Zur Erreichung einer qualifizierten Mehrheit für Vorschläge gemäß Artikel 6 Absatz 3 bedarf es

ÜNB, die mindestens 72 % der betreffenden Mitgliedstaaten vertreten, und
ÜNB, die Mitgliedstaaten vertreten, die mindestens 65 % der Bevölkerung der betreffenden Region umfassen.

(6) Eine Sperrminorität für Entscheidungen gemäß Artikel 6 Absatz 3 muss eine Mindestanzahl von ÜNB umfassen, die mehr als 35 % der Bevölkerung der teilnehmenden Mitgliedstaaten vertreten, zuzüglich der ÜNB, die mindestens einen weiteren betroffenen Mitgliedstaat vertreten; ansonsten gilt die qualifizierte Mehrheit als erreicht.

(7) ÜNB, die über Vorschläge für Modalitäten oder Methoden gemäß Artikel 6 Absatz 3 für Regionen entscheiden, die aus fünf oder weniger Mitgliedstaaten bestehen, treffen ihre Entscheidungen einvernehmlich.

(8) Bei Entscheidungen der ÜNB gemäß den Absätzen 3 und 4 erhält jeder Mitgliedstaat eine Stimme. Ist im Hoheitsgebiet eines Mitgliedstaats mehr als ein ÜNB tätig, weist der Mitgliedstaat den ÜNB die jeweiligen Stimmbefugnisse zu.

(9) Gelingt es den ÜNB nicht, Vorschläge für Modalitäten oder Methoden den Regulierungsbehörden gemäß Artikel 6 Absätze 2 und 3 bzw. den von dem Mitgliedstaat beauftragten Stellen gemäß Artikel 6 Absatz 4 innerhalb der in dieser Verordnung festgelegten Fristen vorzulegen, so übermitteln sie den zuständigen Regulierungsbehörden und der Agentur die Entwürfe der Modalitäten oder Methoden und erläutern, warum sie keine Einigung erzielen konnten. Die Agentur setzt die Kommission hiervon in Kenntnis, geht auf Ersuchen der Kommission in Zusammenarbeit mit den zuständigen Regulierungsbehörden den Gründen für das Scheitern nach und unterrichtet die Kommission darüber. Die Kommission ergreift geeignete Maßnahmen, um dafür zu sorgen, dass die notwendigen Modalitäten oder Methoden binnen vier Monaten nach Eingang der Mitteilung der Agentur angenommen werden können.

Artikel 6 Genehmigung der Modalitäten oder Methoden der ÜNB

(1) Die von ÜNB gemäß den Absätzen 2 und 3 entwickelten Modalitäten oder Methoden bedürfen der Genehmigung jeder Regulierungsbehörde. Die von ÜNB gemäß Absatz 4 entwickelten Modalitäten oder Methoden bedürfen der Genehmigung der von dem Mitgliedstaat benannten Stelle. Soweit der Mitgliedstaat nichts anderes bestimmt, handelt es sich bei der benannten Stelle um die Regulierungsbehörde.

(2) Die Vorschläge für die folgenden Modalitäten oder Methoden bedürfen der Genehmigung aller Regulierungsbehörden der Union, wobei die Mitgliedstaaten gegenüber der betreffenden Regulierungsbehörde Stellung nehmen können:

die wichtigsten organisatorischen Anforderungen, Aufgaben und Zuständigkeiten für den Datenaustausch zur Betriebssicherheit gemäß Artikel 40 Absatz 6;
die Methode zur Erstellung gemeinsamer Netzmodelle gemäß Artikel 67 Absatz 1 und Artikel 70;
die Methode für die Koordination der Betriebssicherheitsanalyse gemäß Artikel 75.

(3) Die Vorschläge für die folgenden Modalitäten oder Methoden bedürfen der Genehmigung aller Regulierungsbehörden der betreffenden Region, wobei die Mitgliedstaaten gegenüber der betreffenden Regulierungsbehörde Stellung nehmen können:

Methoden zur Festlegung der Mindestschwungmasse für jedes Synchrongebiet gemäß Artikel 39 Absatz 3 Buchstabe b;
gemeinsame Bestimmungen für die regionale Koordination der Betriebssicherheit gemäß Artikel 76 für jede Kapazitätsberechnungsregion;
Methoden zur Bewertung der Relevanz von Anlagen für die Nichtverfügbarkeits-Koordination zumindest für jedes Synchrongebiet gemäß Artikel 84;
die in den Betriebsvereinbarungen für das Synchrongebiet gemäß Artikel 118 enthaltenen Methoden, Bedingungen und Werte in Bezug auf
1. die qualitätsbestimmenden Frequenzparameter und die Frequenzqualitäts-Zielparameter gemäß Artikel 127;
2. die Dimensionierungsregeln für FCR gemäß Artikel 153;
3. die zusätzlichen Eigenschaften der FCR gemäß Artikel 154 Absatz 2;
4. für die Synchrongebiete GB und IE/NI die Maßnahmen zur Gewährleistung der Wiederherstellung der Energiespeicher gemäß Artikel 156 Absatz 6 Buchstabe b;
5. für die Synchrongebiete Kontinentaleuropa und Nordeuropa die von den FCR-Anbietern sicherzustellende Mindestaktivierungszeit gemäß Artikel 156 Absatz 10;
6. für die Synchrongebiete Kontinentaleuropa und Nordeuropa die Annahmen und Methoden für Kosten-Nutzen-Analysen gemäß Artikel 156 Absatz 11;
7. für andere Synchrongebiete als Kontinentaleuropa und soweit anwendbar, die Grenzwerte für den FCR-Austausch zwischen ÜNB gemäß Artikel 163 Absatz 2;
8. für die Synchrongebiete GB und IE/NI die Methoden zur Bestimmung der Mindestbereitstellung von FCR-Kapazitäten zwischen Synchrongebieten gemäß Artikel 174 Absatz 2 Buchstabe b;
9. gemäß Artikel 176 Absatz 1 festgelegte Grenzwerte für die Menge des FRR-Austauschs zwischen Synchrongebieten sowie gemäß Artikel 177 Absatz 1 festgelegte Grenzwerte für die Menge der FRR-Teilung zwischen Synchrongebieten;
10. gemäß Artikel 178 Absatz 1 festgelegte Grenzwerte für die Menge der zwischen Synchrongebieten ausgetauschten RR sowie gemäß Artikel 179 Absatz 1 festgelegte Grenzwerte für die Menge der zwischen Synchrongebieten ausgetauschten RR;
die in den Betriebsvereinbarungen für den LFR-Block gemäß Artikel 119 enthaltenen Methoden und Bedingungen hinsichtlich
1. Rampenbeschränkungen für die Wirkleistungsabgabe gemäß Artikel 137 Absätze 3 und 4;
2. Koordinationsmaßnahmen zur Verringerung des FRCE gemäß Artikel 152 Absatz 14;
3. Maßnahmen zur Verringerung des FRCE durch Aufforderung, die Wirkleistungserzeugung oder -aufnahme von Stromerzeugungsanlagen und Verbrauchsanlagen gemäß Artikel 152 Absatz 16 zu ändern;
4. die FRR-Dimensionierungsregeln gemäß Artikel 157 Absatz 1;
Abhilfemaßnahmen je Synchrongebiet oder LFR-Block gemäß Artikel 138;
für jedes Synchrongebiet einen gemeinsamen Vorschlag für die Abgrenzung von LFR-Blöcken gemäß Artikel 141 Absatz 2.

(4) Soweit der Mitgliedstaat nichts anderes bestimmt, bedürfen die folgenden Modalitäten oder Methoden einer Einzelgenehmigung der vom Mitgliedstaat gemäß Absatz 1 benannten Stelle:

in den Synchrongebieten GB und IE/NI der Vorschlag jedes ÜNB für die Höhe des Verlusts an Last, bei dem das Übertragungsnetz in den Blackout-Zustand übergeht;
Umfang des Datenaustauschs mit VNB und signifikanten Netznutzern gemäß Artikel 40 Absatz 5;
zusätzliche Anforderungen an FCR-Gruppen gemäß Artikel 154 Absatz 3;
Ausschluss von FCR-Gruppen von der FCR-Bereitstellung gemäß Artikel 154 Absatz 4;
für die Synchrongebiete Kontinentaleuropa und Nordeuropa der Vorschlag der ÜNB für die von den FCR-Anbietern sicherzustellende zwischenzeitliche Mindestaktivierungszeit gemäß Artikel 156 Absatz 9;
vom ÜNB gemäß Artikel 158 Absatz 3 festgelegte technische Anforderungen hinsichtlich FRR;
Ablehnung der FRR-Bereitstellung durch FRR-Gruppen gemäß Artikel 159 Absatz 7;
vom ÜNB gemäß Artikel 161 Absatz 3 festgelegte technische Anforderungen für den Anschluss von RR-Einheiten und RR-Gruppen sowie
Ablehnung der RR-Bereitstellung durch RR-Gruppen gemäß Artikel 162 Absatz 6.

(5) Ist ein einzelner relevanter Netzbetreiber oder ÜNB nach dieser Verordnung verpflichtet oder berechtigt, Anforderungen festzulegen oder zu vereinbaren, die nicht Absatz 4 unterliegen, können die Mitgliedstaaten vorschreiben, dass die zuständige Regulierungsbehörde diese Anforderungen zunächst genehmigen muss.

(6) Der Vorschlag für Modalitäten oder Methoden muss einen Vorschlag für den Zeitplan ihrer Umsetzung und eine Beschreibung ihrer voraussichtlichen Auswirkungen auf die Ziele dieser Verordnung enthalten. Vorschläge für Modalitäten oder Methoden, für die die Genehmigung mehrerer oder aller Regulierungsbehörden erforderlich ist, werden gleichzeitig den Regulierungsbehörden und der Agentur übermittelt. Auf Ersuchen der zuständigen Regulierungsbehörden gibt die Agentur innerhalb von drei Monaten eine Stellungnahme zu den Vorschlägen für die Modalitäten oder Methoden ab.

(7) Erfordert die Genehmigung der Modalitäten oder Methoden eine Entscheidung von mehr als einer Regulierungsbehörde, müssen die zuständigen Regulierungsbehörden einander konsultieren, eng zusammenarbeiten und sich gegenseitig abstimmen, um zu einer Einigung zu gelangen. Gibt die Agentur eine Stellungnahme ab, so ist diese von den zuständigen Regulierungsbehörden zu berücksichtigen. Die Regulierungsbehörden entscheiden über die vorgelegten Modalitäten oder Methoden gemäß den Absätzen 2 und 3 innerhalb von sechs Monaten nach dem Eingang der Modalitäten oder Methoden bei der Regulierungsbehörde oder ggf. bei der letzten betroffenen Regulierungsbehörde.

(8) Gelingt es den Regulierungsbehörden nicht, innerhalb der in Absatz 7 genannten Frist eine Einigung zu erzielen, oder stellen sie ein entsprechendes gemeinsames Ersuchen, erlässt die Agentur innerhalb von sechs Monaten nach dem Verfahren des Artikels 8 Absatz 1 der Verordnung (EG) Nr. 713/2009 eine Entscheidung über die vorgelegten Vorschläge für Modalitäten oder Methoden.

(9) Ist für die Genehmigung der Modalitäten oder Methoden gemäß Absatz 4 eine Entscheidung einer einzelnen benannten Stelle erforderlich, so erlässt die benannte Stelle ihre Entscheidung binnen sechs Monaten nach Eingang der Modalitäten oder Methoden.

(10) Jeder Beteiligte kann eine Beschwerde gegen einen relevanten Netzbetreiber oder ÜNB hinsichtlich dessen Verpflichtungen oder Entscheidungen im Rahmen dieser Verordnung einlegen und damit die Regulierungsbehörde befassen, die als Streitbeilegungsstelle binnen zwei Monaten nach Eingang der Beschwerde eine Entscheidung trifft. Diese Frist kann um zwei weitere Monate verlängert werden, wenn die Regulierungsbehörde zusätzliche Informationen anfordert. Mit Zustimmung des Beschwerdeführers ist eine weitere Verlängerung dieser Frist möglich. Die Entscheidung der Regulierungsbehörde ist verbindlich, bis sie ggf. aufgrund eines Rechtsbehelfs aufgehoben wird.

Artikel 7 Änderungen der Modalitäten oder Methoden von ÜNB

(1) Ist nach Ansicht einer oder mehrerer Regulierungsbehörden vor der Genehmigung der gemäß Artikel 6 Absätze 2 und 3 vorgelegten Modalitäten oder Methoden eine Änderung erforderlich, legen die relevanten ÜNB innerhalb von zwei Monaten nach der Aufforderung einen Vorschlag für geänderte Modalitäten oder Methoden zur Genehmigung vor. Die zuständigen Regulierungsbehörden entscheiden über die geänderten Modalitäten oder Methoden innerhalb von zwei Monaten nach deren Vorlage.

(2) Ist nach Ansicht einer benannten Stelle vor der Genehmigung der gemäß Artikel 6 Absatz 4 vorgelegten Modalitäten oder Methoden eine Änderung erforderlich, legt ihr der relevante ÜNB innerhalb von zwei Monaten nach der Aufforderung einen Vorschlag für geänderte Modalitäten oder Methoden zur Genehmigung vor. Die benannte Stelle entscheidet über die geänderten Modalitäten oder Methoden innerhalb von zwei Monaten nach deren Vorlage.

(3) Gelingt es den Regulierungsbehörden nicht, innerhalb der Zweimonatsfrist eine Einigung hinsichtlich der Modalitäten oder Methoden gemäß Artikel 6 Absätze 2 und 3 zu erzielen, oder stellen sie ein entsprechendes gemeinsames Ersuchen, erlässt die Agentur innerhalb von sechs Monaten nach dem Verfahren des Artikels 8 Absatz 1 der Verordnung (EG) Nr. 713/2009 eine Entscheidung über die geänderten Modalitäten oder Methoden. Legen die relevanten ÜNB keinen Vorschlag für geänderte Modalitäten oder Methoden vor, wird das in Artikel 5 Absatz 7 vorgesehene Verfahren angewandt.

(4) Die für die Entwicklung eines Vorschlags für Modalitäten oder Methoden zuständigen ÜNB oder die für ihre Annahme gemäß Artikel 6 Absätze 2, 3 und 4 zuständigen Regulierungsbehörden oder benannten Stellen können Änderungen an diesen Modalitäten oder Methoden verlangen. Vorschläge für Änderungen der Modalitäten oder Methoden werden gegebenenfalls gemäß dem in Artikel 11 beschriebenen Verfahren einer Konsultation unterzogen und nach dem in den Artikeln 5 und 6 beschriebenen Verfahren genehmigt.

Artikel 8 Veröffentlichung im Internet

(1) Die für die Festlegung der Modalitäten oder Methoden gemäß dieser Verordnung zuständigen ÜNB veröffentlichen diese nach der Genehmigung durch die zuständigen Regulierungsbehörden - bzw., falls keine solche Genehmigung erforderlich ist, nach ihrer Festlegung - im Internet, sofern die Informationen nicht gemäß Artikel 12 als vertraulich zu betrachten sind.

(2) Die Pflicht zur Veröffentlichung gilt auch für

Verbesserungen der Netzbetriebsinstrumente gemäß Artikel 55 Absatz 1 Buchstabe e;
FRCE-Zielparameter gemäß Artikel 128;
Rampenbeschränkungen für das jeweilige Synchrongebiet gemäß Artikel 137 Absatz 1;
Rampenbeschränkungen für den jeweiligen LFR-Block gemäß Artikel 137 Absatz 3;
im gefährdeten Zustand aufgrund unzureichender Wirkleistungsreserven gemäß Artikel 152 Absatz 11 getroffene Maßnahmen sowie
das Ersuchen des Reserven anschließenden ÜNB gegenüber einem FCR-Anbieter, die Informationen gemäß Artikel 154 Absatz 11 in Echtzeit zur Verfügung zu stellen.

Artikel 9 Kostenanerkennung

(1) Die aufgrund der Verpflichtungen aus dieser Verordnung anfallenden Kosten von Netzbetreibern, die einer Netzentgeltregulierung unterliegen, werden von den relevanten Regulierungsbehörden geprüft. Kosten, die der Prüfung zufolge angemessen und verhältnismäßig sind und denen eines effizienten Netzbetreibers entsprechen, werden durch Netzentgelte oder andere geeignete Mechanismen gedeckt.

(2) Auf Aufforderung der relevanten Regulierungsbehörden legen die in Absatz 1 genannten Netzbetreiber binnen drei Monaten die notwendigen Informationen vor, die die Bewertung der entstandenen Kosten erleichtern.

Artikel 10 Einbeziehung der beteiligten Akteure

Die Agentur sorgt in enger Zusammenarbeit mit ENTSO (Strom) für die Beteiligung der Interessenträger hinsichtlich des sicheren Systembetriebs und anderer Aspekte der Anwendung dieser Verordnung. Dazu organisiert sie unter anderem regelmäßige Sitzungen mit den Interessenträgern, bei denen Probleme aufgezeigt und Verbesserungen vorgeschlagen werden, die den sicheren Systembetrieb betreffen.

Artikel 11 Öffentliche Konsultationen

(1) Die gemäß dieser Verordnung für die Einreichung von Vorschlägen für Modalitäten oder Methoden oder für deren Änderungen zuständigen ÜNB konsultieren die Interessenträger, einschließlich der relevanten Behörden der einzelnen Mitgliedstaaten, zu den Entwürfen von Vorschlägen für die in Artikel 6 Absätze 2 und 3 genannten Modalitäten oder Methoden. Die Konsultation dauert mindestens einen Monat.

(2) Die von den ÜNB auf Unionsebene vorgelegten Vorschläge für Modalitäten oder Methoden werden auf Unionsebene veröffentlicht und einer öffentlichen Konsultation unterzogen. Zu den von den ÜNB auf regionaler Ebene vorgelegten Vorschlägen wird eine öffentliche Konsultation auf mindestens regionaler Ebene durchgeführt. Beteiligte Akteure, die auf bilateraler oder multilateraler Ebene Vorschläge vorlegen, führen mindestens in den betreffenden Mitgliedstaaten eine öffentliche Konsultation durch.

(3) Die für die Entwicklung der Vorschläge für Modalitäten oder Methoden zuständigen ÜNB berücksichtigen die im Rahmen der Konsultationen geäußerten Ansichten der Interessenträger in angemessener Weise, bevor sie ihre Vorschläge der Regulierungsbehörde zur Genehmigung vorlegen. In allen Fällen ist zusammen mit dem Vorschlag eine fundierte Begründung vorzulegen, weshalb die aus der Konsultation hervorgegangenen Stellungnahmen berücksichtigt bzw. nicht berücksichtigt wurden, die rechtzeitig - vor oder gleichzeitig mit der Veröffentlichung des Vorschlags für Modalitäten oder Methoden - zu veröffentlichen ist.

Artikel 12 Vertraulichkeitsverpflichtungen

(1) Vertrauliche Informationen, die gemäß dieser Verordnung empfangen, ausgetauscht oder übermittelt werden, unterliegen den Bestimmungen der Absätze 2, 3 und 4 zum Berufsgeheimnis.

(2) Die Verpflichtung zur Wahrung des Berufsgeheimnisses gilt für alle Personen, die den Bestimmungen dieser Verordnung unterliegen.

(3) Vertrauliche Informationen, die die in Absatz 2 genannten Personen oder Regulierungsbehörden im Rahmen der Erfüllung ihrer Pflichten erhalten, dürfen an keine andere Person oder Behörde weitergegeben werden; davon unberührt bleiben Fälle, die unter das nationale Recht, andere Bestimmungen dieser Verordnung oder andere einschlägige Unionsvorschriften fallen.

(4) Unbeschadet der Fälle, die unter nationales Recht oder Unionsrecht fallen, dürfen Regulierungsbehörden, Einrichtungen oder Personen, die vertrauliche Informationen aufgrund dieser Verordnung erhalten, diese nur für die Wahrnehmung ihrer Aufgaben im Rahmen dieser Verordnung verwenden.

Artikel 13 Vereinbarungen mit ÜNB, die nicht dieser Verordnung unterliegen

Sind in einem Synchrongebiet sowohl ÜNB aus der Union als auch aus Drittländern tätig, müssen sich alle ÜNB aus EU-Mitgliedstaaten in diesem Synchrongebiet bemühen, mit den ÜNB aus Drittländern, die nicht dieser Verordnung unterliegen, binnen 18 Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung eine Vereinbarung zu schließen, die die Grundlage für ihre Zusammenarbeit zur Gewährleistung eines sicheren Netzbetriebs bildet und Regelungen enthält, die sicherstellen, dass die ÜNB aus Drittländern die Verpflichtungen aus dieser Verordnung erfüllen.

Artikel 14 Beobachtung

(1) ENTSO (Strom) beobachtet die Anwendung dieser Verordnung gemäß Artikel 8 Absatz 8 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009. Die Beobachtung erstreckt sich mindestens auf

die Betriebssicherheitsindikatoren gemäß Artikel 15;
die Leistungs-Frequenz-Regelung gemäß Artikel 16;
die Bewertung der regionalen Koordination gemäß Artikel 17;
die Ermittlung von Abweichungen bei der nationalen Anwendung dieser Verordnung hinsichtlich der in Artikel 6 Absatz 3 genannten Modalitäten oder Methoden;
die Ermittlung von zusätzlichen Verbesserungen von Instrumenten und Dienstleistungen gemäß Artikel 55 Buchstaben a und b, die über die von den ÜNB gemäß Artikel 55 Buchstabe e ermittelten Verbesserungen hinausgehen;
die Ermittlung von Verbesserungen in dem auf dem System für die Einstufung von Störfällen gemäß Artikel 15 beruhenden Jahresbericht, die erforderlich sind, um eine nachhaltige und langfristige Betriebssicherheit zu unterstützen, sowie
die Ermittlung von Schwierigkeiten bei der Zusammenarbeit zur Gewährleistung eines sicheren Netzbetriebs mit ÜNB aus Drittländern.

(2) Die Agentur erstellt in Zusammenarbeit mit ENTSO (Strom) binnen zwölf Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung eine Liste der relevanten Informationen, die ENTSO (Strom) der Agentur im Einklang mit Artikel 8 Absatz 9 und Artikel 9 Absatz 1 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 übermitteln muss. Die Liste der einschlägigen Informationen kann aktualisiert werden. ENTSO (Strom) speichert die von der Agentur angeforderten Daten in einem umfassenden digitalen Datenarchiv in standardisiertem Format.

(3) Die relevanten ÜNB übermitteln ENTSO (Strom) die für die Erfüllung der Aufgaben gemäß den Absätzen 1 und 2 erforderlichen Informationen.

(4) Auf Aufforderung der Regulierungsbehörde legen die VNB den ÜNB die in Absatz 2 genannten Informationen vor, soweit die Regulierungsbehörden, die ÜNB, die Agentur oder ENTSO (Strom) sie nicht bereits im Rahmen der Beobachtung der Durchführung erhalten und somit eine zweite Übermittlung nicht erforderlich ist.

Artikel 15 Jahresbericht zu den Betriebssicherheitsindikatoren

(1) ENTSO (Strom) erstellt auf der Grundlage des gemäß Artikel 8 Absatz 3 Buchstabe a der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 angenommenen Systems zur Einstufung von Störfällen bis zum 30. September einen Jahresbericht. Die Agentur kann zu Form und Inhalt dieses Jahresberichts Stellung nehmen, wobei sie unter anderem den geografischen Umfang der gemeldeten Störfälle, die elektrischen Abhängigkeiten zwischen den Regelzonen der ÜNB und etwaige relevante Informationen aus der Vergangenheit berücksichtigt.

(2) Die ÜNB jedes Mitgliedstaats legen ENTSO (Strom) bis zum 1. März die Daten und Informationen vor, die für die Erstellung des in Absatz 1 genannten, auf dem System für die Einstufung von Störfällen beruhenden Jahresberichts erforderlich sind. Die Daten der ÜNB müssen das vorangegangene Jahr umfassen.

(3) Die in Absatz 1 genannten Jahresberichte müssen mindestens folgende für die Betriebssicherheit relevanten Betriebssicherheitsindikatoren umfassen:

Anzahl der vom Netz getrennten Übertragungsnetzbetriebsmittel pro Jahr je ÜNB;
Anzahl der vom Netz getrennten Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung pro Jahr je ÜNB;
Menge der Energie, die aufgrund einer ungeplanten Netztrennung von Verbrauchsanlagen pro Jahr je ÜNB nicht geliefert werden konnte;
Dauer und Anzahl der Fälle, in denen sich das Netz im Warn- oder Notzustand befand, je ÜNB;
Dauer und Anzahl der Fälle, in denen ein Mangel an Reserven ermittelt wurde, je ÜNB;
Dauer und Anzahl der Fälle von Spannungsabweichungen, die die in Anhang II Tabellen 1 und 2 genannten Bereiche überschritten haben, je ÜNB;
Anzahl von Minuten, in denen sich das Netz außerhalb des Standardfrequenzbereichs befand, und Anzahl von Minuten, in denen 50 % der maximalen Frequenzabweichung in stationärem Zustand überschritten wurde, für jedes Synchrongebiet;
Anzahl der Netzauftrennungen oder der lokalen Blackout-Zustände und
Anzahl der Blackouts, von denen mindestens zwei ÜNB betroffen waren.

(4) Der in Absatz 1 genannte Jahresbericht muss folgende für die Betriebsplanung relevanten Betriebssicherheitsindikatoren umfassen:

Anzahl der Fälle, in denen ein Ereignis aus der Ausfallvarianten-Liste zu einer Verschlechterung des Netzbetriebszustands geführt hat;
Anzahl der unter Buchstabe a genannten Fälle, in denen unerwartete Abweichungen von Last- oder Erzeugungsprognosen zu einer Verschlechterung der Netzbetriebsbedingungen geführt haben;
Anzahl der Fälle, in denen eine außergewöhnliche Ausfallvariante zu einer Verschlechterung der Netzbetriebsbedingungen geführt hat;
Anzahl der unter Buchstabe c genannten Fälle, in denen unerwartete Abweichungen von Last- oder Erzeugungsprognosen zu einer Verschlechterung der Netzbetriebsbedingungen geführt haben, und
Anzahl der Fälle, in denen ein Mangel an Wirkleistungsreserven zu einer Verschlechterung der Netzbetriebsbedingungen geführt hat.

(5) In den Jahresberichten sind die Gründe von Störfällen zu erläutern, die im Einklang mit dem System für die Einstufung von Störfällen von ENTSO (Strom) in die Stufen 2 und 3 der Betriebssicherheitsskala eingeordnet werden. Diese Erläuterungen müssen auf einer Untersuchung der Störfälle durch ÜNB basieren, deren Verfahren im System zur Einstufung von Störfällen beschrieben wird. Die ÜNB informieren die betreffenden Regulierungsbehörden über Untersuchungen rechtzeitig vor deren Beginn. Die Regulierungsbehörden und die Agentur können sich auf ihr Ersuchen hin an der Untersuchung beteiligen.

Artikel 16 Jahresbericht zur Leistungs-Frequenz-Regelung

(1) ENTSO (Strom) veröffentlicht auf der Grundlage der von den ÜNB gemäß Absatz 2 vorgelegten Informationen bis zum 30. September einen Jahresbericht zur Leistungs-Frequenz-Regelung. Der Jahresbericht zur Leistungs-Frequenz-Regelung muss für jeden Mitgliedstaat die in Absatz 2 genannten Angaben enthalten.

(2) Ab dem 14. September 2018 übermitteln die ÜNB jedes Mitgliedstaats dem ENTSO (Strom) bis zum 1. März jährlich folgende Informationen für das vorangegangene Jahr:

Angabe aller LFR-Blöcke, LFR-Zonen und Monitoring-Gebiete des Mitgliedstaats;
Angabe der LFR-Blöcke, die nicht vollständig in dem Mitgliedstaat liegen, aber LFR-Zonen und Monitoring-Gebiete umfassen, die sich in dem Mitgliedstaat befinden;
Angabe des Synchrongebietes, zu dem jeder Mitgliedstaat gehört;
die Daten hinsichtlich der Frequenzqualitäts-Bewertungskriterien für jedes Synchrongebiet und jeden LFR-Block gemäß den Buchstaben a, b und c für jeden Monat mindestens der beiden vorangegangenen Kalenderjahre;
die FCR-Verpflichtung und die anfängliche FCR-Verpflichtung jedes in dem Mitgliedstaat tätigen ÜNB für jeden Monat mindestens der beiden vorangegangenen Kalenderjahre sowie
eine Beschreibung und das Datum der Anwendung sämtlicher im vorangegangenen Kalenderjahr getroffenen Abhilfemaßnahmen und Rampenbestimmungen zur Verringerung deterministischer Frequenzabweichungen gemäß den Artikeln 137 und 138, an denen ÜNB des Mitgliedstaats beteiligt waren.

(3) Die Daten der ÜNB müssen das vorangegangene Jahr umfassen. Die Informationen zu Synchrongebieten, LFR-Blöcken, LFR-Zonen und Monitoring-Gebieten gemäß den Absätzen a, b und c werden einmal übermittelt. Ändern sich diese Gebiete, werden die Informationen bis zum 1. März des Folgejahres übermittelt.

(4) Soweit zweckmäßig, arbeiten alle ÜNB desselben Synchrongebietes oder LFR-Blocks bei der Zusammenstellung der in Absatz 2 genannten Daten zusammen.

Artikel 17 Jahresbericht zur Bewertung der regionalen Koordination

(1) ENTSO (Strom) veröffentlicht bis zum 30. September einen Jahresbericht zur Bewertung der regionalen Koordination auf der Grundlage der von den regionalen Sicherheitskoordinatoren gemäß Absatz 2 bereitgestellten Jahresberichte zur Bewertung der regionalen Koordination, prüft etwaige Interoperabilitätsprobleme und schlägt Änderungen vor, um die Wirksamkeit und Effizienz der Koordination des Netzbetriebs zu verbessern.

(2) Bis zum 1. März erstellt jeder regionale Sicherheitskoordinator einen Jahresbericht mit den folgenden Angaben zu seinen Aufgaben und übermittelt ihn an ENTSO (Strom):

Anzahl, durchschnittliche Dauer und Gründe für Fälle, in denen Aufgaben nicht erfüllt wurden;
statistische Angaben zu Einschränkungen, einschließlich deren Dauer, Ort und Anzahl, zusammen mit den damit verbundenen aktivierten Entlastungsmaßnahmen und ggf. deren Kosten;
Anzahl der Fälle, in denen ÜNB es abgelehnt haben, die vom regionalen Sicherheitskoordinator empfohlenen Maßnahmen zu treffen, und die Gründe hierfür;
Anzahl der gemäß Artikel 80 ermittelten Unvereinbarkeiten bei der Nichtverfügbarkeitsplanung und
eine Beschreibung der Fälle, in denen eine unzureichende regionale Leistungsbilanz festgestellt wurde, sowie der getroffenen Abhilfemaßnahmen.

(3) Die Daten, die die regionalen Sicherheitskoordinatoren ENTSO vorlegen, müssen sich auf das Vorjahr beziehen.

Teil II
Betriebssicherheit

Titel 1
Bestimmungen für die Betriebssicherheit

Kapitel 1
Netzzustände, Entlastungsmaßnahmen und betriebliche Sicherheitsgrenzwerte

Artikel 18 Klassifizierung der Netzzustände

(1) Ein Übertragungsnetz befindet sich im Normalzustand, wenn alle der folgenden Bedingungen erfüllt sind:

Spannung und Leistungsflüsse liegen innerhalb der gemäß Artikel 25 festgelegten betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte;
die Frequenz erfüllt die folgenden Kriterien:
1. die Netzfrequenz im stationären Zustand liegt innerhalb des Standard-Frequenzbereichs; oder
2. der Absolutwert der Netzfrequenzabweichung in stationärem Zustand entspricht höchstens der maximalen Frequenzabweichung in stationärem Zustand und die für den gefährdeten Zustand festgelegten Netzfrequenzgrenzwerte sind nicht erreicht;
Wirkleistungs- und Blindleistungsreserven reichen aus, um den gemäß Artikel 33 definierten Ausfällen auf der Ausfallvarianten-Liste standzuhalten, ohne dass dabei betriebliche Sicherheitsgrenzwerte überschritten werden;
die betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte werden beim Betrieb der Regelzone des betreffenden ÜNB eingehalten und auch dann nicht überschritten, wenn nach dem Eintreten einer gemäß Artikel 33 definierten Ausfallvariante auf der Ausfallvarianten-Liste Entlastungsmaßnahmen aktiviert werden.

(2) Ein Übertragungsnetz befindet sich im gefährdeten Zustand, wenn

Spannung und Leistungsflüsse innerhalb der gemäß Artikel 25 festgelegten betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte liegen; und
die Reservekapazität des ÜNB länger als 30 Minuten um mehr als 20 % reduziert ist und keine Mittel zur Verfügung stehen, um diese Verringerung im Echtzeitnetzbetrieb auszugleichen, oder
wenn die Frequenz die folgenden Kriterien erfüllt:
1. der Absolutwert der Netzfrequenz im stationären Zustand entspricht höchstens der maximalen Frequenzabweichung im stationären Zustand und
2. der Absolutwert der Netzfrequenzabweichung im stationären Zustand hat 50 % der maximalen Frequenzabweichung im stationären Zustand während eines Zeitraums, der die Auslösezeit des gefährdeten Zustands übersteigt, oder den Standard-Frequenzbereich während eines Zeitraums, der die Frequenzwiederherstellungszeit übersteigt, kontinuierlich überschritten oder
mindestens ein gemäß Artikel 33 definierter Ausfall auf der Ausfallvarianten-Liste führt zu einer Überschreitung der betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte des ÜNB, selbst wenn Entlastungsmaßnahmen aktiviert werden.

(3) Ein Übertragungsnetz befindet sich im Notzustand, wenn mindestens eine der folgenden Bedingungen erfüllt ist:

Mindestens ein vom ÜNB gemäß Artikel 25 festgelegter betrieblicher Sicherheitsgrenzwert wird nicht eingehalten;
die Frequenz erfüllt gemäß den Absätzen 1 und 2 weder die Kriterien für den Normalzustand noch die Kriterien für den gefährdeten Zustand;
mindestens eine Maßnahme des Systemschutzplans des ÜNB ist aktiviert;
eine(s) der gemäß Artikel 24 Absatz 1 definierten Instrumente, Mittel und Anlagen funktioniert nicht ordnungsgemäß und steht daher länger als 30 Minuten nicht zur Verfügung.

(4) Ein Übertragungsnetz befindet sich im Blackout-Zustand, wenn mindestens eine der folgenden Bedingungen erfüllt ist:

Verlust von mehr als 50 % der Last in der Regelzone des betreffenden ÜNB;
Spannungslosigkeit in der Regelzone des betreffenden ÜNB für mindestens drei Minuten, sodass Netzwiederaufbaupläne aktiviert werden.

Die ÜNB der Synchrongebiete GB und IE/NI können einen Vorschlag für die Höhe des Verlusts an Last entwickeln, bei dem das Übertragungsnetz in den Blackout-Zustand übergeht. Die ÜNB der Synchrongebiete GB und IE/NI übermitteln diesen Fall ENTSO (Strom).

(5) Ein Übertragungsnetz befindet sich im Netzwiederaufbau-Zustand, wenn ein ÜNB, dessen Netz sich im Not- oder Blackout-Zustand befindet, mit der Aktivierung von Maßnahmen seines Netzwiederaufbauplans begonnen hat.

Artikel 19 Überwachung und Bestimmung der Netzzustände durch ÜNB

(1) Jeder ÜNB bestimmt im Echtzeitbetrieb den Netzzustand seines Übertragungsnetzes.

(2) Jeder ÜNB überwacht in seiner Regelzone in Echtzeit die folgenden Übertragungsnetzparameter anhand von Echtzeit-Telemetriemessungen oder berechneten Werten aus seiner Observability Area, wobei er die Stamm- und Echtzeitdaten gemäß Artikel 42 berücksichtigt:

Wirkleistungs- und Blindleistungsflüsse;
Spannungen an den Sammelschienen;
Frequenz und FRCE seiner LFR-Zone;
Wirkleistungs- und Blindleistungsreserven sowie
Stromerzeugung und Last.

(3) Zur Bestimmung des Netzzustands führt der ÜNB mindestens einmal alle 15 Minuten eine Ausfallvarianten-Rechnung durch und überwacht dazu die in Absatz 2 genannten Übertragungsnetzparameter anhand der gemäß Artikel 25 festgelegten betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte und der in Artikel 18 festgelegten Kriterien für Netzzustände. Jeder ÜNB überwacht darüber hinaus die Menge der verfügbaren Reserven im Vergleich zur Reservekapazität. Bei der Durchführung der Ausfallvarianten-Rechnung berücksichtigt jeder ÜNB die Auswirkungen von Entlastungsmaßnahmen sowie die Maßnahmen des Systemschutzplans.

(4) Befindet sich sein Übertragungsnetz in einem Zustand, der nicht dem Normalzustand entspricht und als übergreifend anzusehen ist,

informiert der ÜNB alle ÜNB über den Netzzustand seines Übertragungsnetzes mithilfe eines IT-Instruments für den europaweiten Echtzeit-Datenaustausch und
stellt der ÜNB zusätzliche Informationen über seine Übertragungsnetzbetriebsmittel, die zur Observability Area anderer ÜNB gehören, diesen ÜNB bereit.

Artikel 20 Entlastungsmaßnahmen beim Netzbetrieb

(1) Jeder ÜNB bemüht sich darum, sein Übertragungsnetz im Normalzustand zu halten, und ist für den Umgang mit Verstößen gegen die Betriebssicherheit verantwortlich. Dazu entwickelt jeder ÜNB Entlastungsmaßnahmen, wobei er ihre Verfügbarkeit, die Zeit und die Mittel, die für ihre Aktivierung erforderlich sind, sowie etwaige außerhalb des Übertragungsnetzes vorliegende, für jede Entlastungsmaßnahme relevante Bedingungen berücksichtigt, bereitet diese Maßnahmen vor und aktiviert sie.

(2) Die von den ÜNB beim Netzbetrieb gemäß Absatz 1 sowie gemäß den Artikeln 21 bis 23 dieser Verordnung angewandten Entlastungsmaßnahmen müssen mit den Entlastungsmaßnahmen vereinbar sein, die gemäß Artikel 25 der Verordnung (EU) 2015/1222 bei der Kapazitätsberechnung zu berücksichtigen sind.

Artikel 21 Grundsätze und Kriterien für Entlastungsmaßnahmen

(1) Jeder ÜNB wendet bei der Aktivierung und Koordination von Entlastungsmaßnahmen gemäß Artikel 23 folgende Grundsätze an:

Bei Verstößen gegen die Betriebssicherheit, die kein koordiniertes Vorgehen erfordern, werden die Entlastungsmaßnahmen zur Wiederherstellung des Netz-Normalzustands sowie zur Verhinderung der Ausweitung des Warn- oder Notzustands über die Regelzone des ÜNB hinaus vom ÜNB festgelegt, vorbereitet und aktiviert, wobei er die in Artikel 22 definierten Arten von Entlastungsmaßnahmen berücksichtigt;
bei Verstößen gegen die Betriebssicherheit, die ein koordiniertes Vorgehen erfordern, werden die Entlastungsmaßnahmen von den ÜNB in Abstimmung mit anderen beteiligten ÜNB erstellt, vorbereitet und aktiviert, wobei die Methode zur koordinierten Vorbereitung von Entlastungsmaßnahmen gemäß Artikel 76 Absatz 1 Buchstabe b einzuhalten und die Empfehlung eines regionalen Sicherheitskoordinators gemäß Artikel 78 Absatz 4 zu berücksichtigen ist.

(2) Bei der Auswahl geeigneter Entlastungsmaßnahmen legt jeder ÜNB folgende Kriterien zugrunde:

Aktivierung der wirksamsten und wirtschaftlichsten Entlastungsmaßnahmen;
möglichst echtzeitnahe Aktivierung von Entlastungsmaßnahmen, wobei die zu erwartende Aktivierungszeit und die Dringlichkeit der zu behebenden Netzsituation zu berücksichtigen sind;
Berücksichtigung des Risikos von Fehlern bei der Anwendung der Entlastungsmaßnahmen sowie von deren Auswirkungen auf die Betriebssicherheit, wie z.B.
1. Risiken von Fehlern oder Kurzschlüssen aufgrund von topologieänderungen;
2. Risiken von Nichtverfügbarkeiten aufgrund von Wirkleistungs- oder Blindleistungsänderungen von Stromerzeugungs- oder Verbrauchsanlagen sowie
3. Risiken von Funktionsstörungen aufgrund des Verhaltens der Betriebsmittel;
vorzugsweise Anwendung von Entlastungsmaßnahmen, die es ermöglichen, eine möglichst große zonenübergreifende Kapazität für die Kapazitätszuweisung zur Verfügung zu stellen und gleichzeitig alle betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte einzuhalten.

Artikel 22 Arten von Entlastungsmaßnahmen

(1) Jeder ÜNB wendet folgende Arten von Entlastungsmaßnahmen an:

Änderung der Dauer einer geplanten Nichtverfügbarkeit oder Wiederinbetriebnahme von Übertragungsnetzbetriebsmitteln, damit diese für den Betrieb zur Verfügung stehen;
aktive Einflussnahme auf die Leistungsflüsse durch
1. Änderung der Stufenschalterstellung von Leistungstransformatoren;
2. Änderung der Stufenschalterstellung von Phasenschieber-Transformatoren;
3. Änderung der topologien;
Spannungsregelung und Blindleistungsmanagement durch
1. Änderung der Stufenschalterstellung von Leistungstransformatoren;
2. Schalten von Kondensatoren und Drosseln;
3. Schalten von leistungselektronikgestützten Spannungs- und Blindleistungsmanagementgeräten;
4. Anweisungen an VNB und signifikante Netznutzer mit Übertragungsnetzanschluss, die automatische Spannungs- und Blindleistungsregelung von Transformatoren zu blockieren oder in ihren Anlagen die unter den Ziffern i bis iii beschriebenen Entlastungsmaßnahmen zu aktivieren, wenn eine Verschlechterung der Spannungsqualität die Betriebssicherheit gefährdet oder zu einem Zusammenbruch der Spannung in einem Übertragungsnetz zu führen droht;
5. Aufforderung zur Änderung der Blindleistungsabgabe oder des Spannungssollwerts von synchronen Stromerzeugungsanlagen mit Übertragungsnetzanschluss;
6. Aufforderung zur Änderung der Blindleistungsabgabe der Konverteranlagen von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Übertragungsnetzanschluss;
Neuberechnung der zonenübergreifenden Day-Ahead- und Intraday-Kapazität gemäß der Verordnung (EU) 2015/1222;
Redispatch von Netznutzern mit Übertragungs- oder Verteilernetzanschluss innerhalb der Regelzone des ÜNB zwischen zwei oder mehr ÜNB;
Countertrading zwischen zwei oder mehr Gebotszonen;
Anpassung der Wirkleistungsflüsse von HGÜ-Systemen;
Aktivierung von Verfahren zum Management von Frequenzabweichungen;
Einschränkung der bereits zugewiesenen zonenübergreifenden Kapazität in einem Notfall gemäß Artikel 16 Absatz 2 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009, sofern die Nutzung dieser Kapazität die Betriebssicherheit gefährdet, alle für eine bestimmte Verbindungsleitung zuständigen ÜNB dieser Anpassung zustimmen und ein Redispatch oder Countertrading nicht möglich ist, und
ggf. auch im Normalzustand oder im gefährdeten Zustand ein manuell gesteuerter Lastabwurf.

(2) Soweit dies im Hinblick auf die Aufrechterhaltung der Betriebssicherheit erforderlich und gerechtfertigt ist, kann jeder ÜNB zusätzliche Entlastungsmaßnahmen vorbereiten und aktivieren. Der ÜNB meldet diese Fälle der relevanten Regulierungsbehörde und ggf. dem Mitgliedstaat mindestens einmal jährlich nach der Aktivierung der zusätzlichen Entlastungsmaßnahmen und gibt die Gründe hierfür an. Die einschlägigen Berichte und Begründungen werden veröffentlicht. Die Europäische Kommission oder die Agentur können die relevante Regulierungsbehörde auffordern, weitere Informationen über die Aktivierung zusätzlicher Entlastungsmaßnahmen bereitzustellen, wenn diese Einfluss auf ein benachbartes Übertragungsnetz haben.

Artikel 23 Vorbereitung, Aktivierung und Koordination von Entlastungsmaßnahmen

(1) Jeder ÜNB bereitet Entlastungsmaßnahmen nach den in Artikel 21 Absatz 2 genannten Kriterien vor und aktiviert sie, um eine Verschlechterung des Netzzustands zu verhindern, wobei er Folgendes berücksichtigt:

Überwachung und Bestimmung der Netzzustände gemäß Artikel 19;
die Ausfallvarianten-Rechnung beim Echtzeitbetrieb gemäß Artikel 34 und
die Ausfallvarianten-Rechnung bei der Betriebsplanung gemäß Artikel 72.

(2) Bei der Vorbereitung und Aktivierung von Entlastungsmaßnahmen, einschließlich des Redispatch oder Countertrading gemäß den Artikeln 25 und 35 der Verordnung (EU) 2015/1222, oder von Verfahren des Systemschutzplans eines ÜNB, die Auswirkungen auf andere ÜNB haben, bewertet der relevante ÜNB in Abstimmung mit den anderen beteiligten ÜNB die Auswirkungen dieser Entlastungs- oder Systemschutzmaßnahme innerhalb und außerhalb seiner Regelzone gemäß Artikel 75 Absatz 1, Artikel 76 Absatz 1 Buchstabe b sowie Artikel 78 Absätze 1, 2 und 4 und stellt den betreffenden ÜNB die Informationen über diese Auswirkungen bereit.

(3) Wenn sich das Übertragungsnetz im Normalzustand oder im gefährdeten Zustand befindet, bewertet jeder ÜNB bei der Vorbereitung und Aktivierung von Entlastungsmaßnahmen, die Auswirkungen auf SNN und VNB mit Übertragungsnetzanschluss haben, die Auswirkungen dieser Entlastungsmaßnahmen in Abstimmung mit den betroffenen SNN und VNB und wählt Entlastungsmaßnahmen aus, die zur Aufrechterhaltung des Normalzustands und der Betriebssicherheit aller Beteiligten beitragen. Jeder betroffene SNN und VNB stellt dem ÜNB alle für diese Abstimmung erforderlichen Informationen bereit.

(4) Befindet sich das Übertragungsnetz nicht im Normalzustand oder im gefährdeten Zustand, stimmt jeder ÜNB seine Entlastungsmaßnahmen bei der Vorbereitung und Aktivierung dieser Maßnahmen so weit wie möglich mit den betroffenen SNN und VNB mit Übertragungsnetzanschluss ab, um die Betriebssicherheit und Integrität des Übertragungsnetzes aufrechtzuerhalten.

Wenn ein ÜNB eine Entlastungsmaßnahme aktiviert, führt jeder betroffene signifikante Netznutzer mit Übertragungsnetzanschluss und jeder VNB mit Übertragungsnetzanschluss die vom ÜNB erteilten Anweisungen aus.

(5) Haben Einschränkungen nur lokale Folgen für den Zustand innerhalb der Regelzone des ÜNB und erfordert der Verstoß gegen die Betriebssicherheit kein koordiniertes Vorgehen, so kann der für das Vorgehen verantwortliche ÜNB entscheiden, keine mit Kosten verbundenen Entlastungsmaßnahmen zu aktivieren.

Artikel 24 Verfügbarkeit von Mitteln, Instrumenten und Anlagen von ÜNB

(1) Jeder ÜNB sorgt für die Verfügbarkeit, Zuverlässigkeit und Redundanz von

Anlagen zur Überwachung des Netzzustands des Übertragungsnetzes, einschließlich Anwendungen zur Zustandserkennung und Anlagen zur Leistungs-Frequenz-Regelung;
Mitteln zur Steuerung der Schaltung von Leistungsschaltern, Sammelschienentrennern, Transformator-Stufenschaltern und sonstigen Betriebsmitteln zur Steuerung von Übertragungsnetzbetriebsmitteln;
Mitteln zur Kommunikation mit den Leitwarten anderer ÜNB und RSC;
Instrumenten für die Betriebssicherheitsanalyse sowie
Instrumenten und Kommunikationsmitteln, die ÜNB benötigen, um grenzübergreifende Marktvorgänge zu erleichtern.

(2) Haben die in Absatz 1 genannten Instrumente, Mittel und Anlagen des ÜNB Auswirkungen auf VNB mit Übertragungsnetzanschluss oder SNN, die an der Erbringung von Regelenergie- oder Systemdienstleistungen, an Systemschutz- oder Netzwiederaufbaumaßnahmen oder an der Bereitstellung von Echtzeit-Betriebsdaten gemäß den Artikeln 44, 47, 50, 51 und 52 beteiligt sind, müssen sich der relevante ÜNB und diese VNB und SNN abstimmen und zusammenarbeiten, um die Verfügbarkeit, Zuverlässigkeit und Redundanz dieser Instrumente, Mittel und Anlagen zu bestimmen und sicherzustellen.

(3) Innerhalb von 18 Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung erstellt jeder ÜNB einen Betriebskontinuitätsplan, der seine Maßnahmen für den Fall eines Verlusts kritischer Instrumente, Mittel und Anlagen sowie Bestimmungen für deren Instandhaltung, Ersatz und Weiterentwicklung enthält. Jeder ÜNB überprüft seinen Betriebskontinuitätsplan mindestens einmal jährlich und aktualisiert ihn bei Bedarf, in jedem Fall aber nach signifikanten Änderungen der kritischen Instrumente, Mittel und Anlagen oder der relevanten Netzbetriebsbedingungen. Der ÜNB stellt Teile des Betriebskontinuitätsplans, die Auswirkungen auf VNB und SNN haben, auch den betreffenden VNB und SNN bereit.

Artikel 25 Betriebliche Sicherheitsgrenzwerte

(1) Jeder ÜNB legt für jedes seiner Übertragungsnetzbetriebsmittel betriebliche Sicherheitsgrenzwerte fest und berücksichtigt dabei mindestens die folgenden physikalischen Parameter:

Spannungsgrenzwerte gemäß Artikel 27;
Grenzwerte für den Kurzschlussstrom gemäß Artikel 30 und
Grenzwerte für den Strom hinsichtlich der thermischen Belastbarkeit, einschließlich vorübergehend zulässiger Überlastungen.

(2) Bei der Festlegung der betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte berücksichtigt jeder ÜNB die Fähigkeiten von SNN, im Normalzustand und im gefährdeten Zustand eine Netztrennung aufgrund der Spannungsbereiche und Frequenzgrenzwerte zu verhindern.

(3) Im Falle von Änderungen an eines seiner Übertragungsnetzbetriebsmittel überprüft jeder ÜNB die betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte und aktualisiert sie bei Bedarf.

(4) Jeder ÜNB vereinbart mit dem benachbarten ÜNB für jede Verbindungsleitung gemäß Absatz 1 gemeinsame betriebliche Sicherheitsgrenzwerte.

Artikel 26 Sicherheitsplan zum Schutz kritischer Infrastrukturen

(1) Jeder ÜNB erstellt unter Berücksichtigung des Artikels 5 der Richtlinie 2008/114/EG des Rates¹⁰ einen vertraulichen Sicherheitsplan, in dem er die Risiken der vom jeweiligen Mitgliedstaat bestimmten Szenarien größerer physischer Bedrohungen und Cyberbedrohungen für die in seinem Eigentum stehenden oder von ihm betriebenen Anlagen bewertet.

(2) Der Sicherheitsplan muss möglichen Auswirkungen auf die europäischen Übertragungsverbundnetze Rechnung tragen und organisatorische und physische Maßnahmen zur Verringerung der festgestellten Risiken umfassen.

(3) Jeder ÜNB überprüft den Sicherheitsplan regelmäßig, um ihn an Änderungen der Bedrohungsszenarien und die Entwicklung des Übertragungsnetzes anzupassen.

Kapitel 2
Spannungsregelung und Blindleistungsmanagement

Artikel 27 Verpflichtungen aller ÜNB hinsichtlich Spannungsgrenzwerten

(1) Jeder ÜNB bemüht sich gemäß Artikel 18, die Spannung im stationären Zustand an den Netzanschlusspunkten des Übertragungsnetzes innerhalb der in Anhang II Tabellen 1 und 2 angegebenen Bereiche zu halten, solange sich das Netz im Normalzustand befindet.

(2) Verlangt der relevante ÜNB in Spanien gemäß Artikel 16 Absatz 2 der Verordnung (EU) 2016/631, dass Stromerzeugungsanlagen mit einer Netz-Nennanschlussspannung zwischen 300 und 400 kV im Spannungsbereich zwischen 1,05 und 1,0875 p. u. zeitlich unbegrenzt mit dem Netz verbunden bleiben, berücksichtigt dieser ÜNB diesen erweiterten Spannungsbereich bei der Anwendung von Absatz 1.

(3) Jeder ÜNB legt die Basisspannung für die Angabe der Per-Unit-Spannung (p. u.) fest.

(4) Jeder ÜNB bemüht sich sicherzustellen, dass die Spannung im Normalzustand und nach einem Ausfall für begrenzte Betriebszeiten innerhalb breiterer Spannungsbereiche bleibt, sofern diese breiteren Spannungsbereiche gemäß Artikel 16 Absatz 2 der Verordnung (EU) 2016/631 mit den VNB oder den Eigentümern von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung mit Übertragungsnetzanschluss oder gemäß Artikel 18 der Verordnung (EU) 2016/1447 mit den Eigentümern von HGÜ-Systemen vereinbart wurden.

(5) Jeder ÜNB vereinbart mit den VNB und SNN mit Übertragungsnetzanschluss Spannungsbereiche an den Netzanschlusspunkten, die eine Spannung von weniger als 110 kV aufweisen, wenn diese Spannungsbereiche für die Einhaltung der betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte von Bedeutung sind. Jeder ÜNB bemüht sich sicherzustellen, dass die Spannung im Normalzustand und nach einem Ausfall im vereinbarten Bereich bleibt.

Artikel 28 Verpflichtungen von SNN hinsichtlich Spannungsregelung und Blindleistungsmanagement beim Netzbetrieb

(1) Alle Eigentümer von SNN, bei denen es sich um Stromerzeugungsanlagen mit Übertragungsnetzanschluss außerhalb des Anwendungsbereichs des Artikels 16 der Verordnung (EU) 2016/631 oder um HGÜ-System außerhalb des Anwendungsbereichs des Artikels 18 der Verordnung (EU) 2016/1447 handelt, unterrichten ihren ÜNB innerhalb von drei Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung über die Fähigkeiten ihrer Anlagen zur Einhaltung der in Artikel 16 der Verordnung (EU) 2016/631 bzw. Artikel 18 der Verordnung (EU) 2016/1447 festgelegten Bestimmungen hinsichtlich der Spannung und geben dabei die Fähigkeiten ihrer Anlagen hinsichtlich der Spannung und den Zeitraum an, während dessen sie Spannungsänderungen ohne Trennung vom Netz standhalten können.

(2) SNN, bei denen es sich um Verbrauchsanlagen handelt, die nicht den Anforderungen des Artikels 3 der Verordnung (EU) 2016/1388 unterliegen, dürfen sich innerhalb der in Artikel 27 genannten Spannungsbereiche bei Störungen nicht vom Netz trennen. Eigentümer von SNN, bei denen es sich um Verbrauchsanlagen mit Übertragungsnetzanschluss handelt, die nicht Artikel 3 der Verordnung (EU) 2016/1388 unterliegen, unterrichten den zuständigen ÜNB innerhalb von drei Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung über die Fähigkeiten ihrer Anlagen hinsichtlich der in Anhang II der Verordnung (EU) 2016/1388 festgelegten Anforderungen in Bezug auf die Spannung und geben dabei die Fähigkeiten ihrer Anlagen hinsichtlich der Spannung und den Zeitraum an, während dessen sie Spannungsänderungen ohne Trennung vom Netz standhalten können.

(3) Jeder SNN, bei dem es sich um eine Verbrauchsanlage mit Übertragungsnetzanschluss handelt, hält die Blindleistungssollwerte, Leistungsfaktorbereiche und Spannungssollwerte für die Spannungsregelung in dem mit dem zuständigen ÜNB gemäß Artikel 27 vereinbarten Bereich ein.

Artikel 29 Verpflichtungen aller ÜNB hinsichtlich Spannungsregelung und Blindleistungsmanagement beim Netzbetrieb

(1) Liegt die Spannung an einem Netzanschlusspunkt mit dem Übertragungsnetz außerhalb der in Anhang II Tabellen 1 und 2 dieser Verordnung festgelegten Bereiche, trifft jeder ÜNB gemäß Artikel 22 Absatz 1 Buchstabe c dieser Verordnung Entlastungsmaßnahmen zur Spannungsregelung und zum Blindleistungsmanagement, um die Spannung am Netzanschlusspunkt innerhalb des in Artikel 16 der Verordnung (EU) 2016/631 und Artikel 13 der Verordnung (EU) 2016/1388 genannten Zeitraums wieder in den in Anhang II angegebenen Bereich zu bringen.

(2) Jeder ÜNB berücksichtigt bei seiner Betriebssicherheitsanalyse die Spannungswerte, bei denen sich SNN mit Übertragungsnetzanschluss, die nicht den Anforderungen der Verordnung (EU) 2016/631 oder der Verordnung (EU) 2016/1388 unterliegen, vom Netz trennen dürfen.

(3) Jeder ÜNB sorgt für eine ausreichende Menge ausreichend schnell aktivierbarer Blindleistungsreserven, um die Spannungen in seiner Regelzone und an den Verbindungsleitungen innerhalb der in Anhang II angegebenen Bereiche zu halten.

(4) Über Drehstrom-Verbindungsleitungen miteinander verbundene ÜNB legen gemeinsam angemessene Regeln zur Spannungsregelung fest, um sicherzustellen, dass die gemäß Artikel 25 Absatz 4 festgelegten gemeinsamen betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte eingehalten werden.

(5) Jeder ÜNB vereinbart mit jedem VNB mit Übertragungsnetzanschluss gemäß Artikel 15 der Verordnung (EU) 2016/1388 die Blindleistungssollwerte, Leistungsfaktorbereiche und Spannungssollwerte für die Spannungsregelung an ihrem gemeinsamen Netzanschlusspunkt. Damit diese Parameter eingehalten werden, nutzt jeder VNB mit Übertragungsnetzanschluss seine Blindleistungsressourcen und kann den an das Verteilernetz angeschlossenen SNN Anweisungen zur Spannungsregelung erteilen.

(6) Jeder ÜNB ist berechtigt, alle verfügbaren Blindleistungskapazitäten mit Übertragungsnetzanschluss innerhalb seiner Regelzone zu nutzen, um für ein wirksames Blindleistungsmanagement zu sorgen und die Spannung in den in Anhang II Tabellen 1 und 2 angegebenen Bereichen zu halten.

(7) Jeder ÜNB betreibt innerhalb seiner Regelzone direkt oder indirekt (ggf. in Abstimmung mit dem VNB mit Übertragungsnetzanschluss) Blindleistungsressourcen, z.B. durch Blockieren der automatischen Spannungs-/Blindleistungsregelung von Transformatoren oder durch Spannungsverringerung und Unterspannungslastabwurf, um die Einhaltung der betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte aufrechtzuerhalten und einen Zusammenbruch der Spannung im Übertragungsnetz zu verhindern.

(8) Jeder ÜNB legt in Abstimmung mit den SNN und VNB mit Übertragungsnetzanschluss sowie mit benachbarten ÜNB Maßnahmen zur Spannungsregelung fest.

(9) Soweit dies für die Spannungsregelung und das Blindleistungsmanagement des Übertragungsnetzes relevant ist, kann ein ÜNB in Abstimmung mit einem VNB von einem SNN mit Verteilernetzanschluss verlangen, Anweisungen hinsichtlich der Spannungsregelung zu befolgen.

Kapitel 3
Kurzschlussstrommanagement

Artikel 30 Kurzschlussstrom

Jeder ÜNB ermittelt Folgendes:

den maximalen Kurzschlussstrom, bei dem die Nennkurzschlussfähigkeit der Leistungsschalter und anderer Betriebsmittel überschritten wird, und
den minimalen Kurzschlussstrom für den ordnungsgemäßen Betrieb der Schutzeinrichtungen.

Artikel 31 Berechnung des Kurzschlussstroms und damit verbundene Maßnahmen

(1) Jeder ÜNB führt Berechnungen zum Kurzschlussstrom durch, um die Auswirkungen der Netze von benachbarten ÜNB sowie von SNN mit Übertragungsnetzanschluss und von Verteilernetzen mit Übertragungsnetzanschluss, einschließlich geschlossener Verteilernetze, auf die Höhe der Kurzschlussströme im Übertragungsnetz zu beurteilen. Hat ein Verteilernetz (einschließlich geschlossener Verteilernetze) mit Übertragungsnetzanschluss Auswirkungen auf die Höhe der Kurzschlussströme, so wird es bei den Berechnungen der Kurzschlussströme für das Übertragungsnetz berücksichtigt.

(2) Bei der Berechnung der Kurzschlussströme muss jeder ÜNB

die genauesten und zuverlässigsten verfügbaren Daten verwenden,
internationale Normen berücksichtigen und
der Berechnung des maximalen Kurzschlussstroms diejenigen Betriebsbedingungen zugrunde legen, die mit dem höchstmöglichen Kurzschlussstrom verbunden sind, wobei auch die Kurzschlussströme aus anderen Übertragungsnetzen und Verteilernetzen einschließlich geschlossener Verteilernetze zu berücksichtigen sind.

(3) Jeder ÜNB trifft für jeden Zeitbereich und für alle Schutzeinrichtungen betriebliche und sonstige Maßnahmen, um eine Abweichung von den in Artikel 30 genannten Grenzwerten für den maximalen und minimalen Kurzschlussstrom zu verhindern. Tritt eine solche Abweichung auf, aktiviert jeder ÜNB Entlastungsmaßnahmen oder sonstige Maßnahmen, um sicherzustellen, dass die in Artikel 30 genannten Grenzwerte wieder eingehalten werden. Eine Abweichung von diesen Grenzwerten ist nur während Schaltsequenzen erlaubt.

Kapitel 4
Leistungsflussmanagement

Artikel 32 Leistungsflussgrenzwerte

(1) Jeder ÜNB hält die Leistungsflüsse innerhalb der festgelegten betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte, wenn sich das Netz im Normalzustand befindet und nachdem eine Ausfallvariante aus der Ausfallvarianten-Liste gemäß Artikel 33 Absatz 1 aufgetreten ist.

(2) In der (N-1)-Situation hält jeder ÜNB die Leistungsflüsse im Normalzustand unterhalb der vorübergehend zulässigen Überlasten gemäß Artikel 25 Absatz 1 Buchstabe c, nachdem er innerhalb des für vorübergehend zulässige Überlasten zulässigen Zeitraums Entlastungsmaßnahmen vorbereitet und umgesetzt hat.

Kapitel 5
Ausfallvarianten-Rechnung und -Management

Artikel 33 Ausfallvarianten-Listen

(1) Jeder ÜNB erstellt eine Ausfallvarianten-Liste mit den internen und externen Ausfällen seiner Observability Area, indem er prüft, ob einer dieser Ausfälle die Betriebssicherheit der Regelzone des ÜNB gefährdet. Die Ausfallvarianten-Liste muss sowohl gewöhnliche als auch außergewöhnliche Ausfallvarianten enthalten, die anhand der gemäß Artikel 75 entwickelten Methode bestimmt wurden.

(2) Bei der Erstellung der Ausfallvarianten-Liste stuft jeder ÜNB jede Ausfallvariante danach ein, ob es sich um eine gewöhnliche oder außergewöhnliche Ausfallvariante oder eine Ausnahme-Ausfallvariante handelt, wobei er ihre Eintrittswahrscheinlichkeit und die folgenden Grundsätze berücksichtigt:

Jeder ÜNB stuft die Ausfallvarianten für seine eigene Regelzone ein;
ist die Auftrittswahrscheinlichkeit einer außergewöhnlichen Ausfallvariante aufgrund der Betriebs- oder Wetterbedingungen deutlich erhöht, nimmt jeder ÜNB diese außergewöhnliche Ausfallvariante in seine Ausfallvarianten-Liste auf; und
um außergewöhnliche Ausfallvarianten mit starken Auswirkungen auf sein eigenes oder benachbarte Übertragungsnetze zu berücksichtigen, nimmt jeder ÜNB diese außergewöhnlichen Ausfallvarianten in seine Ausfallvarianten-Liste auf.

(3) Jeder VNB mit Übertragungsnetzanschluss und jeder Eigentümer eines SNN, bei dem es sich um eine Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung mit Übertragungsnetzanschluss handelt, legt dem ÜNB auf dessen Anforderung alle für die Ausfallvarianten-Rechnung relevanten Informationen vor, einschließlich Prognosen und Echtzeitdaten, wobei die Daten ggf. gemäß Artikel 50 Absatz 2 zusammengefasst werden können.

(4) Jeder ÜNB stimmt seine Ausfallvarianten-Rechnung mindestens mit den ÜNB seiner Observability Area ab, um die Einheitlichkeit der Ausfallvarianten-Listen gemäß Artikel 75 zu gewährleisten.

(5) Jeder ÜNB informiert die ÜNB seiner Observability Area über die externen Ausfallvarianten auf seiner Ausfallvarianten-Liste.

(6) Jeder ÜNB informiert die betroffenen ÜNB seiner Observability Area rechtzeitig im Voraus über etwaige beabsichtigte topologieänderungen seiner Übertragungsnetzbetriebsmittel, die als externe Ausfallvarianten in den Ausfallvarianten-Listen der betreffenden ÜNB aufgeführt sind.

(7) Jeder ÜNB stellt sicher, dass die Echtzeitdaten ausreichend genau sind, um zur Konvergenz der im Rahmen der Ausfallvarianten-Rechnung durchgeführten Lastfluss-Berechnungen beizutragen.

Artikel 34 Ausfallvarianten-Rechnung

(1) Jeder ÜNB führt in seiner Observability Area eine Ausfallvarianten-Rechnung durch, um Ausfallvarianten zu ermitteln, die die Betriebssicherheit seiner Regelzone gefährden oder gefährden könnten, und um Entlastungsmaßnahmen zu bestimmen, die für die Behebung dieser Ausfallvarianten erforderlich sein könnten, darunter auch die Minderung der Auswirkungen außergewöhnlicher Ausfallvarianten.

(2) Jeder ÜNB stellt sicher, dass bei der Ausfallvarianten-Rechnung ermittelte mögliche Verstöße gegen die betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte in seiner Regelzone die Betriebssicherheit seines Übertragungsnetzes oder angeschlossener Übertragungsnetze nicht gefährden.

(3) Jeder ÜNB führt auf der Grundlage von Prognosen und Echtzeit-Betriebsdaten seiner Observability Area eine Ausfallvarianten-Rechnung durch. Ausgangspunkt für die Ausfallvarianten-Rechnung in der N-Situation ist die relevante topologie des Übertragungsnetzes, einschließlich der in den Betriebsplanungsphasen geplanten Nichtverfügbarkeiten.

Artikel 35 Umgang mit Ausfallvarianten

(1) Jeder ÜNB prüft die mit Ausfallvarianten verbundenen Risiken, nachdem er jede Ausfallvariante der Ausfallvarianten-Liste simuliert und beurteilt hat, ob er sein Übertragungsnetz in der (N-1)-Situation innerhalb der betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte halten kann.

(2) Stellt der ÜNB fest, dass die mit einer Ausfallvariante verbundenen Risiken so erheblich sind, dass er Entlastungsmaßnahmen möglicherweise nicht so rechtzeitig vorbereiten und aktivieren kann, dass die Einhaltung des (N-1)-Kriteriums sichergestellt ist, oder dass ein Risiko der Ausweitung einer Störung auf angeschlossene Übertragungsnetze besteht, muss er Entlastungsmaßnahmen zur Einhaltung des (N-1)-Kriteriums so bald wie möglich vorbereiten und aktivieren.

(3) Bei einer (N-1)-Situation aufgrund einer Störung aktiviert jeder ÜNB eine Entlastungsmaßnahme, um sicherzustellen, dass das Übertragungsnetz so bald wie möglich zum Normalzustand zurückkehrt und diese (N-1)-Situation zur neuen N-Situation wird.

(4) In den folgenden Fällen braucht der ÜNB das (N-1)-Kriterium nicht einzuhalten:

während Schaltsequenzen,
während des für die Vorbereitung und Aktivierung von Entlastungsmaßnahmen erforderlichen Zeitraums.

(5) Soweit ein Mitgliedstaat nichts anderes bestimmt, braucht der ÜNB das (N-1)-Kriterium nicht einzuhalten, solange nur lokale Folgen innerhalb der Regelzone des ÜNB bestehen.

Kapitel 6
Schutz

Artikel 36 Allgemeine Anforderungen an den Schutz

(1) Jeder ÜNB betreibt sein Übertragungsnetz mit Schutzeinrichtungen und Reserve-Schutzeinrichtungen, die die Ausweitung von Störungen automatisch verhindern, die die Betriebssicherheit seines eigenen Übertragungsnetzes und der angeschlossenen Übertragungsnetze gefährden könnten.

(2) Jeder ÜNB überprüft seine Schutzstrategie und -konzepte mindestens einmal alle fünf Jahre und aktualisiert sie bei Bedarf, um die korrekte Funktionsweise der Schutzeinrichtungen und die Erhaltung der Betriebssicherheit zu gewährleisten.

(3) Nach einer Schutzauslösung, die Auswirkungen außerhalb der Regelzone eines ÜNB einschließlich der Verbindungsleitungen hatte, prüft dieser ÜNB, ob die Schutzeinrichtungen in seiner Regelzone wie geplant funktioniert haben, und nimmt erforderlichenfalls Korrekturmaßnahmen vor.

(4) Jeder ÜNB legt Sollwerte für die Schutzeinrichtungen seines Übertragungsnetzes fest, um eine zuverlässige, schnelle und selektive Fehlerklärung zu gewährleisten, einschließlich Reserve-Schutzeinrichtungen zur Fehlerklärung für den Fall, dass das Hauptschutzsystem nicht korrekt funktioniert.

(5) Vor der Inbetriebnahme der Schutzeinrichtungen und Reserve-Schutzeinrichtungen sowie nach allen Änderungen vereinbart jeder ÜNB mit den benachbarten ÜNB die Schutzsollwerte für die Verbindungsleitungen und stimmt sich mit diesen ÜNB vor der Änderung der Einstellungen ab.

Artikel 37 Spezielle Schutzmaßnahmen (Special Protection Schemes, SPS)

Wendet ein ÜNB spezielle Schutzmaßnahmen an, so muss er

die Selektivität, Zuverlässigkeit und Wirksamkeit aller dieser speziellen Schutzmaßnahmen sicherstellen;
bei der Auslegung der speziellen Schutzmaßnahmen die Folgen von Funktionsproblemen für das Übertragungsnetz beurteilen und dabei auch die Folgen für andere betroffene ÜNB berücksichtigen,
sich vergewissern, dass die speziellen Schutzmaßnahmen vergleichbar zuverlässig sind wie die für den Hauptschutz der Übertragungsnetzbetriebsmittel eingesetzten Schutzsysteme,
das Übertragungsnetz mit den speziellen Schutzmaßnahmen innerhalb der gemäß Artikel 25 festgelegten betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte betreiben und
die Funktionen, Aktivierungsgrundsätze und Sollwerte der speziellen Schutzmaßnahmen mit benachbarten ÜNB und betroffenen VNB mit Übertragungsnetzanschluss, einschließlich geschlossener Verteilernetze, sowie mit den betroffenen SNN mit Übertragungsnetzanschluss abstimmen.

Artikel 38 Überwachung und Bewertung der dynamischen Stabilität

(1) Jeder ÜNB überwacht die dynamische Stabilität des Übertragungsnetzes mithilfe von Offline-Studien gemäß Absatz 6. Jeder ÜNB tauscht die relevanten Daten für die Überwachung der dynamischen Stabilität des Übertragungsnetzes mit den anderen ÜNB seines Synchrongebietes aus.

(2) Jeder ÜNB führt mindestens einmal jährlich eine Bewertung der dynamischen Stabilität durch, um Stabilitätsgrenzwerte und mögliche Stabilitätsprobleme in seinem Übertragungsnetz zu ermitteln. Alle ÜNB des jeweiligen Synchrongebietes stimmen ihre Bewertungen der dynamischen Stabilität, die sich auf das gesamte Synchrongebiet oder Teile des Synchrongebietes beziehen müssen, miteinander ab.

(3) Bei der koordinierten Bewertung der dynamischen Stabilität bestimmen die betreffenden ÜNB

den Umfang der koordinierten Bewertung der dynamischen Stabilität, zumindest hinsichtlich eines gemeinsamen Netzmodells;
die zwischen den betreffenden ÜNB für die koordinierte Bewertung der dynamischen Stabilität auszutauschenden Daten;
eine gemeinsam vereinbarte Liste von Szenarien, die bei der koordinierten Bewertung der dynamischen Stabilität zu berücksichtigen sind, und
eine gemeinsam vereinbarte Liste von Ausfallvarianten oder Störungen, deren Auswirkungen im Rahmen der koordinierten Bewertung der dynamischen Stabilität zu prüfen sind.

(4) Im Falle von Stabilitätsproblemen aufgrund schlecht gedämpfter zonenübergreifender Pendelungen, die mehrere ÜNB innerhalb eines Synchrongebietes betreffen, beteiligt sich jeder ÜNB so bald wie praktisch möglich an einer koordinierten Bewertung der dynamischen Stabilität auf der Ebene des Synchrongebietes und stellt die für diese Bewertung erforderlichen Daten bereit. Diese Bewertung wird von den betreffenden ÜNB oder von ENTSO (Strom) eingeleitet und durchgeführt.

(5) Ermittelt ein ÜNB hinsichtlich anderer angeschlossener Übertragungsnetze einen möglichen Einfluss auf die Spannungs-, Polradwinkel- oder Frequenzstabilität, stimmen die betreffenden ÜNB die bei der Bewertung der dynamischen Stabilität angewandten Methoden ab, stellen dazu die erforderlichen Daten bereit und planen gemeinsame Entlastungsmaßnahmen zur Verbesserung der Stabilität, darunter auch Kooperationsverfahren zwischen den ÜNB.

(6) Bei der Entscheidung über die bei der Bewertung der dynamischen Stabilität anzuwendenden Methoden legt jeder ÜNB folgende Grundsätze zugrunde:

Werden hinsichtlich der Ausfallvarianten-Liste die Grenzwerte für den stationären Zustand vor den Stabilitätsgrenzwerten erreicht, stützen die ÜNB sich bei der Bewertung der dynamischen Stabilität nur auf die in der Planungsphase für den längerfristigen Betrieb durchgeführten Offline-Stabilitätsstudien;
liegen hinsichtlich der Ausfallvarianten-Liste unter den Bedingungen geplanter Nichtverfügbarkeiten Grenzwerte für den stationären Zustand und Stabilitätsgrenzwerte nahe beieinander oder werden die Stabilitätsgrenzwerte vor den Grenzwerten für den stationären Zustand erreicht, führt der ÜNB in der Day-Ahead-Betriebsplanungsphase eine Bewertung der dynamischen Stabilität durch, solange diese Bedingungen vorliegen. Die ÜNB planen erforderlichenfalls die im Echtzeitbetrieb zu treffenden Entlastungsmaßnahmen; und
befindet sich das Übertragungsnetz auf der Grundlage der Ausfallvarianten-Liste in der N-Situation und werden die Stabilitätsgrenzwerte vor den Grenzwerten für den stationären Zustand erreicht, führt der ÜNB in allen Phasen der Betriebsplanung eine Bewertung der dynamischen Stabilität durch und überprüft die Stabilitätsgrenzwerte so bald wie möglich erneut, nachdem eine deutliche Änderung in der N-Situation festgestellt wurde.

Artikel 39 Management der dynamischen Stabilität

(1) Ergibt die Bewertung der dynamischen Stabilität eine Überschreitung der Stabilitätsgrenzwerte, legen die ÜNB, in deren Regelzone diese Überschreitung aufgetreten ist, Entlastungsmaßnahmen fest, bereiten diese vor und aktivieren sie, um das Übertragungsnetz stabil zu halten. Bei diesen Entlastungsmaßnahmen können auch SNN einbezogen werden.

(2) Jeder ÜNB stellt sicher, dass die Fehlerklärungszeiten bei Fehlern, die zu einer übergreifenden Instabilität im Übertragungsnetz führen können, kürzer sind als die vom ÜNB im Rahmen seiner Bewertung der dynamischen Stabilität gemäß Artikel 38 berechnete kritische Fehlerklärungszeit.

(3) Für die Anforderungen an die Mindestschwungmasse, die für die Frequenzstabilität auf der Ebene des Synchrongebietes relevant sind, gilt Folgendes:

Alle ÜNB dieses Synchrongebietes führen spätestens zwei Jahre nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung eine gemeinsame Studie für das jeweilige Synchrongebiet durch, um festzustellen, ob eine erforderliche Mindestschwungmasse festgelegt werden muss, wobei sie Kosten und Nutzen sowie mögliche Alternativen berücksichtigen. Alle ÜNB übermitteln ihre Studien ihren Regulierungsbehörden. Alle ÜNB überprüfen diese Studien regelmäßig und aktualisieren sie alle zwei Jahre;
ergeben die unter Buchstabe a genannten Studien, dass eine erforderliche Mindestschwungmasse festgelegt werden sollte, erarbeiten alle ÜNB des betreffenden Synchrongebietes gemeinsam eine Methode zur Festlegung der Mindestschwungmasse, die erforderlich ist, um die Betriebssicherheit aufrechtzuerhalten und eine Überschreitung der Stabilitätsgrenzwerte zu verhindern. Diese Methode muss den Grundsätzen der Effizienz und Verhältnismäßigkeit entsprechen, ist innerhalb von sechs Monaten nach Abschluss der unter Buchstabe a genannten Studien zu erstellen und binnen sechs Monaten zu aktualisieren, wenn die Studien aktualisiert wurden und zur Verfügung stehen; und
jeder ÜNB setzt die Mindestschwungmasse in seiner eigenen Regelzone im Echtzeitbetrieb anhand der festgelegten Methode und der gemäß Absatz b erzielten Ergebnisse um.

Titel 2
Datenaustausch

Kapitel 1
Allgemeine Anforderungen an den Datenaustausch

Artikel 40 Organisation, Aufgaben und Zuständigkeiten sowie Qualität des Datenaustauschs

(1) Beim Austausch und der Bereitstellung von Daten und Informationen gemäß diesem Titel ist der tatsächlichen und prognostizierten Situation des Übertragungsnetzes so weit wie möglich Rechnung zu tragen.

(2) Jeder ÜNB ist für die Bereitstellung und Verwendung hochwertiger Daten und Informationen verantwortlich.

(3) Jeder ÜNB erfasst die folgenden Informationen über seine Observability Area und tauscht sie mit allen anderen ÜNB aus, soweit dies für die Durchführung der Betriebssicherheitsanalyse gemäß Artikel 72 erforderlich ist:

Stromerzeugung;
Verbrauch;
Fahrpläne;
Bilanzierungspositionen;
geplante Nichtverfügbarkeiten und topologien von Umspannwerken sowie
Prognosen.

(4) Jeder ÜNB stellt die in Absatz 3 genannten Informationen als Einspeisungen und Entnahmen an jedem Knotenpunkt seines Einzelnetzmodells gemäß Artikel 64 dar.

(5) In Abstimmung mit den VNB und SNN bestimmt jeder ÜNB die Anwendbarkeit und den Umfang des Datenaustauschs auf der Grundlage der folgenden Kategorien:

Stammdaten gemäß Artikel 48;
Fahrplan- und Prognosedaten gemäß Artikel 49;
Echtzeitdaten gemäß den Artikeln 44, 47 und 50 sowie
Bestimmungen gemäß den Artikeln 51, 52 und 53.

(6) Innerhalb von sechs Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung vereinbaren alle ÜNB gemeinsam die wichtigsten organisatorischen Anforderungen, Aufgaben und Zuständigkeiten im Zusammenhang mit dem Datenaustausch. Diese organisatorischen Anforderungen, Aufgaben und Zuständigkeiten müssen den betrieblichen Bedingungen der gemäß Artikel 16 der Verordnung (EU) 2015/1222 entwickelten Methode für die Bereitstellung von Erzeugungs- und Lastdaten Rechnung tragen und diese erforderlichenfalls ergänzen. Sie gelten für alle Bestimmungen dieses Titels über den Datenaustausch und umfassen folgende organisatorische Anforderungen, Aufgaben und Zuständigkeiten:

Verpflichtungen der ÜNB, allen benachbarten ÜNB jegliche Änderungen der Schutzeinstellungen, Temperaturgrenzwerte und technischen Kapazitäten der Verbindungsleitungen zwischen ihren Regelzonen unverzüglich mitzuteilen;
Verpflichtungen der VNB, deren Netze direkt an das Übertragungsnetz angeschlossen sind, den betreffenden ÜNB innerhalb der vereinbarten Fristen alle Änderungen der Daten und Informationen gemäß diesem Titel mitzuteilen;
Verpflichtungen benachbarter und/oder nach- bzw. vorgelagerter VNB, einander innerhalb vereinbarter Fristen alle Änderungen der Daten und Informationen gemäß diesem Titel mitzuteilen;
Verpflichtungen der SNN, ihren ÜNB oder VNB innerhalb vereinbarter Fristen alle relevanten Änderungen der Daten und Informationen gemäß diesem Titel mitzuteilen;
den genauen Inhalt der in diesem Titel genannten Daten und Informationen, einschließlich der wichtigsten Grundsätze, der Art der Daten, der zu verwendenden Kommunikationsmittel, Formate und Standards sowie der Fristen und Zuständigkeiten;
Zeitstempel und Frequenz der Übermittlung der von VNB und SNN bereitzustellenden Daten, die von den ÜNB innerhalb verschiedener Fristen zu verwenden sind. Es wird festgelegt, in welchen zeitlichen Abständen Echtzeitdaten, Fahrplandaten und die aktualisierten Stammdaten auszutauschen sind; und
das Format, das bei der Meldung der gemäß diesem Titel zu übermittelnden Daten und Informationen zu verwenden ist.

Die organisatorischen Anforderungen, Aufgaben und Zuständigkeiten werden von ENTSO (Strom) veröffentlicht.

(7) Innerhalb von 18 Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung vereinbart jeder ÜNB mit den relevanten VNB wirksame, effiziente und verhältnismäßige Verfahren für die Durchführung und Verwaltung des Datenaustauschs, einschließlich der Bereitstellung von Daten zu Verteilernetzen und SNN, soweit dies für einen effizienten Netzbetrieb erforderlich ist. Unbeschadet Absatz 6 Buchstabe g vereinbart jeder ÜNB mit den relevanten VNB das Format für den Datenaustausch.

(8) SNN mit Übertragungsnetzanschluss müssen Zugang zu den Daten zu ihren in Betrieb befindlichen Netzanlagen am Netzanschlusspunkt haben.

(9) Jeder ÜNB vereinbart mit den VNB mit Übertragungsnetzanschluss den Umfang zusätzlicher Informationen, die zwischen ihnen in Bezug auf in Betrieb befindliche Netzanlagen auszutauschen sind.

(10) VNB, die über einen Netzanschlusspunkt mit einem Übertragungsnetz verfügen, sind berechtigt, die relevanten Stamm-, Fahrplan- und Echtzeitdaten von den relevanten ÜNB entgegenzunehmen und die relevanten Stamm-, Fahrplan- und Echtzeitdaten von benachbarten VNB einzuholen. Benachbarte VNB legen den Umfang der Informationen, die ausgetauscht werden können, auf koordinierte Weise fest.

Kapitel 2
Datenaustausch zwischen ÜNB

Artikel 41 Austausch von Stamm- und Prognosedaten

(1) Benachbarte ÜNB tauschen mindestens die folgenden Stammdaten zu ihrer Observability Area aus:

die übliche topologie von Umspannwerken und sonstige relevante Daten, pro Spannungsebene;
technische Daten zu den Übertragungsleitungen;
technische Daten zu Transformatoren, über die Verteilernetze und SNN, bei denen es sich um Verbrauchsanlagen handelt, angeschlossen sind, sowie zu Blocktransformatoren, über die SNN, bei denen es sich um Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung handelt, angeschlossen sind;
die maximale und minimale Wirk- und Blindleistungsabgabe von SNN, bei denen es sich um Stromerzeugungsanlagen handelt;
technische Daten zu Phasenschieber-Transformatoren;
technische Daten zu HGÜ-Systemen;
technische Daten zu Drosseln, Kondensatoren und statischen Blindleistungskompensatoren sowie
von jedem ÜNB gemäß Artikel 25 festgelegte betriebliche Sicherheitsgrenzwerte.

(2) Zur Abstimmung des Schutzes ihrer Übertragungsnetze tauschen benachbarte ÜNB die Schutzsollwerte der Leitungen aus, deren Ausfälle als externe Ausfallvarianten auf ihren Ausfallvarianten-Listen aufgeführt sind.

(3) Zur Abstimmung ihrer Betriebssicherheitsanalyse und zur Erstellung des gemeinsamen Netzmodells gemäß den Artikeln 67, 68, 69 und 70 tauscht jeder ÜNB zumindest mit allen anderen ÜNB desselben Synchrongebietes mindestens die folgenden Daten aus:

die topologie von Übertragungsnetzen mit einer Spannung von mindestens 220 kV innerhalb seiner Regelzone;
ein Modell von Übertragungsnetzen mit einer Spannung von weniger als 220 kV, die wesentliche Auswirkungen auf sein eigenes Übertragungsnetz haben, oder gleichwertige Daten;
die Temperaturgrenzwerte der Übertragungsnetzbetriebsmittel sowie
realistische und genaue Angaben zur prognostizierten Gesamtmenge der Einspeisung und Entnahme je Primärenergieträger an jedem Knotenpunkt des Übertragungsnetzes für verschiedene Zeitbereiche.

(4) Zur Abstimmung und Durchführung der Bewertungen der dynamischen Stabilität gemäß Artikel 38 Absätze 2 und 4 tauscht jeder ÜNB mit den anderen ÜNB desselben Synchrongebietes oder des für ihn relevanten Teils des Synchrongebietes folgende Daten aus:

Daten in Bezug auf SNN, bei denen es sich um Stromerzeugungsanlagen handelt, darunter (ohne hierauf beschränkt zu sein)
1. für die Bewertung der dynamischen Stabilität geeignete elektrische Parameter des Generators, einschließlich der Gesamtschwungmasse;
2. Schutzmodelle;
3. Generator und Hauptantriebsmaschine;
4. eine Beschreibung der Netztransformatoren;
5. Mindest- und Höchstblindleistung;
6. Spannungs- und Drehzahlreglermodelle sowie
7. für die Prüfung großer Störungen geeignete Modelle der Hauptantriebsmaschine und des Erregersystems;
Daten zur Art der Regelung sowie zum Spannungsregelbereich von Stufenschaltern, einschließlich einer Beschreibung vorhandener Last-Stufenschalter, sowie Daten zur Art der Regelung und zum Spannungsregelbereich von Aufspann- und Netztransformatoren, sowie
Daten zu HGÜ-Systemen und FACTS-Geräten für die dynamischen Modelle des Systems oder des Gerätes sowie zu den dazugehörigen, für größere Störungen geeigneten Regelungen.

Artikel 42 Echtzeit-Datenaustausch

(1) Gemäß den Artikeln 18 und 19 tauscht jeder ÜNB mit den anderen ÜNB desselben Synchrongebietes mithilfe des von ENTSO (Strom) für den europaweiten Echtzeit-Datenaustausch vorgesehenen IT-Instruments die folgenden Daten zum Netzzustand seines Übertragungsnetzes aus:

Frequenz;
Frequenzwiederherstellungs-Regelfehler;
gemessener Wirkleistungsaustausch zwischen LFR-Zonen;
Gesamteinspeisung;
Netzzustand gemäß Artikel 18;
Sollwert des Leistungs-Frequenz-Reglers und
Leistungsaustausch über Istwertaufschaltungen.

(2) Jeder ÜNB tauscht mit den anderen ÜNB seiner Observability Area die folgenden Daten über sein Übertragungsnetz aus, wobei er den Echtzeit-Datenaustausch zwischen den Prozesssteuerungs- und Datenerfassungssystemen (SCADA) und den Energiemanagementsystemen der ÜNB nutzt:

Ist-topologie der Umspannwerke;
Wirk- und Blindleistung im Leitungsschaltfeld, einschließlich Übertragungs- und Verteilernetzleitungen sowie Leitungen zum Anschluss von SNN;
Wirk- und Blindleistung im Transformatorschaltfeld, auch für Übertragungsnetz-Transformatoren, Verteilernetz-Transformatoren und Transformatoren für den Anschluss von SNN;
Wirk- und Blindleistung im Schaltfeld von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung;
Reglerstellung der Transformatoren, einschließlich Phasenschieber-Transformatoren;
Messung oder Schätzung der Spannung an der Sammelschiene;
Blindleistung im Drossel- und Kondensatorschaltfeld oder eines statischen Blindleistungskompensators und
Beschränkungen der Wirk- und Blindleistungsversorgung hinsichtlich der Observability Area.

(3) Jeder ÜNB kann alle ÜNB seiner Observability Area ersuchen, Echtzeit-Protokolle der geschätzten Zustandsdaten für die Regelzone bereitzustellen, sofern dies für die Betriebssicherheit seines Übertragungsnetzes relevant ist.

Kapitel 3
Datenaustausch zwischen ÜNB und VNB innerhalb der Regelzone des ÜNB

Artikel 43 Stammdatenaustausch

(1) Jeder ÜNB bestimmt anhand der gemäß Artikel 75 entwickelten Methode die Observability Area der Verteilernetze mit Übertragungsnetzanschluss, die er für eine genaue und effiziente Ermittlung des Netzzustands benötigt.

(2) Ist ein ÜNB der Ansicht, dass ein Verteilernetz ohne Übertragungsnetzanschluss hinsichtlich Spannung, Leistungsflüssen oder sonstiger elektrischer Parameter bedeutenden Einfluss auf die Abbildung des Übertragungsnetzverhaltens hat, nimmt er dieses Verteilernetz gemäß Artikel 75 in die Observability Area auf.

(3) Die Stamminformationen, die jeder VNB dem ÜNB gemäß den Absätzen 1 und 2 zu seiner Observability Area übermittelt, müssen mindestens Folgendes umfassen:

Umspannwerke je Spannungsebene;
Leitungen zum Anschluss der Umspannwerke gemäß Buchstabe a;
Transformatoren der Umspannwerke gemäß Buchstabe a;
SNN und
an die Umspannwerke gemäß Buchstabe a angeschlossene Drosseln und Kondensatoren.

(4) Jeder VNB mit Übertragungsnetzanschluss legt dem ÜNB gemäß Absatz 3 mindestens alle sechs Monate aktualisierte Stammdaten vor.

(5) Jeder VNB mit Übertragungsnetzanschluss übermittelt dem ÜNB für jeden Primärenergieträger mindestens einmal jährlich die Gesamterzeugungskapazität der an sein Verteilernetz angeschlossenen Stromerzeugungsanlagen des Typs A, die den Anforderungen der Verordnung (EU) 2016/631 unterliegen, sowie bestmögliche Schätzungen der Erzeugungskapazität der an sein Verteilernetz angeschlossenen Stromerzeugungsanlagen des Typs A, die nicht der Verordnung (EU) 2016/631 unterliegen oder von deren Anforderungen freigestellt sind, und die damit verbundenen Informationen hinsichtlich ihres Frequenzverhaltens.

Artikel 44 Echtzeit-Datenaustausch

Soweit der ÜNB nichts anderes bestimmt, übermittelt jeder VNB dem zuständigen ÜNB Informationen zu der in Artikel 43 Absätze 1 und 2 genannten Observability Area des ÜNB in Echtzeit, darunter

die Ist-topologie der Umspannwerke;
Wirk- und Blindleistung im Leitungsschaltfeld;
Wirk- und Blindleistung im Transformator-Schaltfeld;
Wirk- und Blindleistungseinspeisung im Schaltfeld der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung;
Stufenschalterstellung der an das Übertragungsnetz angeschlossenen Transformatoren;
Spannungen an den Sammelschienen;
Blindleistung im Drossel- und Kondensator-Schaltfeld;
die genauesten verfügbaren Daten zur Gesamtstromerzeugung je Primärenergieträger im Gebiet des VNB sowie
die genauesten verfügbaren Daten zum Gesamtstromverbrauch im Gebiet des VNB.

Kapitel 4
Datenaustausch zwischen ÜNB, Eigentümern von Verbindungsleitungen oder anderen Leitungen und Stromerzeugungsanlagen mit Übertragungsnetzanschluss

Artikel 45 Stammdatenaustausch

(1) Jeder Eigentümer eines SNN, bei dem es sich um eine Stromerzeugungsanlage des Typs D mit Übertragungsnetzanschluss handelt, übermittelt dem ÜNB mindestens die folgenden Daten:

allgemeine Daten zur Stromerzeugungsanlage, einschließlich der installierten Leistung und des Primärenergieträgers;
Daten zur Turbine und zur Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, einschließlich der Anfahrzeit für den Kalt- und Warmstart;
Daten für die Kurzschlussstromberechnung;
Daten zu den Transformatoren der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung;
FCR-Daten für Stromerzeugungsanlagen, die FCR-Leistungen anbieten oder erbringen, gemäß Artikel 154;
FRR-Daten für Stromerzeugungsanlagen, die FRR-Leistungen anbieten oder erbringen, gemäß Artikel 158;
RR-Daten für Stromerzeugungsanlagen, die RR-Leistungen anbieten oder erbringen, gemäß Artikel 161;
für den Wiederaufbau des Übertragungsnetzes erforderliche Daten;
für die Durchführung dynamischer Simulationen erforderliche Daten und Modelle;
Daten der Schutzeinrichtungen;
Daten, die erforderlich sind, um die Kosten von Entlastungsmaßnahmen gemäß Artikel 78 Absatz 1 Buchstabe b zu bestimmen; nutzt ein ÜNB marktgestützte Mechanismen gemäß Artikel 4 Absatz 2 Buchstabe d, reicht hierfür die Angabe der von dem ÜNB zu zahlenden Preise aus;
Fähigkeit zur Spannungs- und Blindleistungsregelung.

(2) Jeder Eigentümer eines SNN, bei dem es sich um eine Stromerzeugungsanlage des Typs B oder C mit Übertragungsnetzanschluss handelt, übermittelt dem ÜNB mindestens die folgenden Daten:

allgemeine Daten zur Stromerzeugungsanlage, einschließlich der installierten Leistung und des Primärenergieträgers;
Daten für die Kurzschlussstromberechnung;
FCR-Daten gemäß der Definition und den Bestimmungen des Artikels 173 für Stromerzeugungsanlagen, die FCR-Leistungen anbieten oder erbringen;
FRR-Daten für Stromerzeugungsanlagen, die FRR-Leistungen anbieten oder erbringen;
RR-Daten für Stromerzeugungsanlagen, die RR-Leistungen anbieten oder erbringen;
Daten der Schutzeinrichtungen;
Fähigkeit zur Blindleistungsregelung
Daten, die erforderlich sind, um die Kosten von Entlastungsmaßnahmen gemäß Artikel 78 Absatz 1 Buchstabe b zu bestimmen; nutzt ein ÜNB marktgestützte Mechanismen gemäß Artikel 4 Absatz 2 Buchstabe d, reicht hierfür die Angabe der von dem ÜNB zu zahlenden Preise aus;
für die Bewertung der dynamischen Stabilität gemäß Artikel 38 erforderliche Daten.

(3) Ein ÜNB kann vom Eigentümer einer Stromerzeugungsanlage mit Übertragungsnetzanschluss weitere Daten anfordern, wenn dies hinsichtlich der Betriebssicherheitsanalyse gemäß Teil III Titel 2 zweckmäßig ist.

(4) Jeder Eigentümer eines HGÜ-Systems oder einer Verbindungsleitung stellt dem ÜNB die folgenden Daten zu dem HGÜ-System oder der Verbindungsleitung bereit:

Daten des typenschilds der Anlage;
Transformator-Daten;
Daten zu Filtern und Filterreihen;
Daten zur Blindleistungskompensation;
Fähigkeit zur Wirkleistungsregelung;
Fähigkeit zur Blindleistungs- und Spannungsregelung;
Vorrang des Wirkleistungs- oder des Blindleistungsbetriebsmodus, soweit vorhanden;
Fähigkeit zur Reaktion auf Frequenzänderungen;
dynamische Modelle für dynamische Simulationen;
Daten der Schutzeinrichtungen sowie
FRT-Fähigkeit.

(5) Jeder Eigentümer einer Drehstrom-Verbindungsleitung stellt dem ÜNB mindestens folgende Daten bereit:

Daten des typenschilds der Anlage;
elektrische Parameter;
damit verbundene Schutzeinrichtungen.

Artikel 46 Austausch von Fahrplandaten

(1) Jeder Eigentümer eines SNN, bei dem es sich um eine Stromerzeugungsanlage des Typs B, C oder D mit Übertragungsnetzanschluss handelt, übermittelt dem ÜNB mindestens die folgenden Daten:

Wirkleistungsabgabe sowie Menge und Verfügbarkeit der Wirkleistungsreserven auf Day-Ahead- und Intraday-Basis;
unverzüglich jede fahrplanmäßige Nichtverfügbarkeit oder Wirkleistungsbeschränkung;
jede prognostizierte Beschränkung der Fähigkeit zur Blindleistungsregelung sowie
in Regionen mit einem zentralen Dispatch-System - abweichend von den Buchstaben a und b - vom ÜNB für die Erstellung seines Fahrplans für die Wirkleistungsabgabe angeforderte Daten.

(2) Jeder Betreiber eines HGÜ-Systems übermittelt den ÜNB mindestens folgende Daten:

Fahrplan und Verfügbarkeit der Wirkleistungsabgabe auf Day-Ahead- und Intraday-Basis;
unverzüglich jede fahrplanmäßige Nichtverfügbarkeit oder Beschränkung der Wirkleistung sowie
jede prognostizierte Beschränkung der Fähigkeit zur Blindleistungs- oder Spannungsregelung.

(3) Jeder Betreiber einer Drehstrom-Verbindungsleitung oder einer sonstigen Drehstromleitung übermittelt den ÜNB seine Daten zu fahrplanmäßigen Nichtverfügbarkeiten oder Wirkleistungsbeschränkungen.

Artikel 47 Echtzeit-Datenaustausch

(1) Soweit der ÜNB nichts anderes bestimmt, übermittelt jeder Eigentümer eines SNN, bei dem es sich um eine Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung mit einer Stromerzeugungsanlage des Typs B, C oder D handelt, dem ÜNB in Echtzeit mindestens folgende Daten:

Stellung der Leistungsschalter am Netzanschlusspunkt oder an einer sonstigen mit dem ÜNB vereinbarten Schnittstelle;
Wirk- und Blindleistung am Netzanschlusspunkt oder an einer sonstigen mit dem ÜNB vereinbarten Schnittstelle sowie
im Falle von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, deren Verbrauch über den Verbrauch von Eigenbedarfseinrichtungen hinausgeht, die Netto-Wirk- und Blindleistung.

(2) Soweit der ÜNB nichts anderes bestimmt, übermittelt jeder Eigentümer eines HGÜ-Systems oder einer Drehstrom-Verbindungsleitung den ÜNB in Echtzeit mindestens folgende Daten zum Netzanschlusspunkt des HGÜ-Systems oder der Drehstrom-Verbindungsleitung:

Stellung der Leistungsschalter;
Betriebszustand sowie
Wirk- und Blindleistung.

Kapitel 5
Datenaustausch zwischen ÜNB, VNB und Stromerzeugungsanlagen mit Verteilernetzanschluss

Artikel 48 Stammdatenaustausch

(1) Soweit der ÜNB nichts anderes bestimmt, übermittelt jeder Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung mit einer Stromerzeugungsanlage, bei der es sich gemäß Artikel 2 Absatz 1 Buchstabe a um einen SNN mit Verteilernetzanschluss oder gemäß Artikel 2 Absatz 1 Buchstabe e um aggregierte SNN mit Verteilernetzanschluss handelt, dem ÜNB und dem VNB, mit dem er über einen Netzanschlusspunkt verfügt, mindestens folgende Daten:

allgemeine Daten zur Stromerzeugungsanlage, einschließlich der installierten Leistung und des Primärenergieträgers oder der Brennstoffart;
FCR-Daten gemäß der Definition und den Bestimmungen des Artikels 173 für Stromerzeugungsanlagen, die FCR-Leistungen anbieten oder erbringen;
FRR-Daten für Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, die FRR-Leistungen anbieten oder erbringen;
RR-Daten für Stromerzeugungsanlagen, die RR-Leistungen anbieten oder erbringen;
Daten der Schutzeinrichtungen;
Fähigkeit zur Blindleistungsregelung;
Fähigkeit zur Fernsteuerung der Leistungsschalter;
für dynamische Simulationen gemäß der Verordnung (EU) 2016/631 erforderliche Daten sowie
Spannungsebene und Ort jeder Stromerzeugungsanlage.

(2) Jeder Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung mit einer Stromerzeugungsanlage, bei der es sich gemäß Artikel 2 Absatz 1 Buchstaben a und e um einen SNN handelt, informiert den ÜNB und den VNB, mit dem er über einen Netzanschlusspunkt verfügt, innerhalb der vereinbarten Fristen, spätestens jedoch zum Zeitpunkt der ersten Inbetriebnahme oder zum Zeitpunkt einer Änderung an der vorhandenen Anlage, über alle Änderungen an Umfang und Inhalt der in Absatz 1 genannten Daten.

Artikel 49 Austausch von Fahrplandaten

Soweit der ÜNB nichts anderes bestimmt, übermittelt jeder Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung mit einer Stromerzeugungsanlage, bei der es sich gemäß Artikel 2 Absatz 1 Buchstaben a und e um einen SNN mit Verteilernetzanschluss handelt, dem ÜNB und dem VNB, mit dem er über einen Netzanschlusspunkt verfügt, mindestens folgende Daten:

fahrplanmäßige Nichtverfügbarkeiten und Wirkleistungsbeschränkungen der Anlage sowie die prognostizierte fahrplanmäßige Wirkleistungsabgabe am Netzanschlusspunkt;
jede prognostizierte Beschränkung der Fähigkeit zur Blindleistungsregelung und
in Regionen mit einem zentralen Dispatch-System - abweichend von den Buchstaben a und b - die vom ÜNB für die Erstellung seines Fahrplans für die Wirkleistungsabgabe angeforderten Daten.

Artikel 50 Echtzeit-Datenaustausch

(1) Soweit der ÜNB nichts anderes bestimmt, übermittelt jeder Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung mit einer Stromerzeugungsanlage, bei der es sich gemäß Artikel 2 Absatz 1 Buchstaben a und e um einen SNN mit Verteilernetzanschluss handelt, dem ÜNB und dem VNB, mit dem er über einen Netzanschlusspunkt verfügt, in Echtzeit mindestens folgende Daten:

Status der Schaltgeräte und Leistungsschalter am Netzanschlusspunkt und
Wirk- und Blindleistungsflüsse sowie Strom und Spannung am Netzanschlusspunkt.

(2) Jeder ÜNB legt in Abstimmung mit den zuständigen VNB fest, welche SNN von der Verpflichtung befreit werden können, die in Absatz 1 genannten Echtzeitdaten direkt dem ÜNB bereitzustellen. In diesen Fällen vereinbaren die zuständigen ÜNB und VNB, welche aggregierten Echtzeitdaten der betreffenden SNN dem ÜNB zur Verfügung zu stellen sind.

Artikel 51 Datenaustausch zwischen ÜNB und VNB in Bezug auf signifikante Stromerzeugungsanlagen

(1) Soweit der ÜNB nichts anderes bestimmt, stellt jeder VNB dem zuständigen ÜNB die in den Artikeln 48, 49 und 50 genannten Daten gemäß den Vorgaben des ÜNB hinsichtlich Häufigkeit und Detailliertheit des Datenaustauschs bereit.

(2) Jeder ÜNB stellt den VNB, an deren Verteilernetze SNN angeschlossen sind, die in den Artikeln 48, 49 und 50 genannten Daten auf Anforderung des VNB bereit.

(3) Ein ÜNB kann von einem Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung mit einer Stromerzeugungsanlage, bei der es sich gemäß Artikel 2 Absatz 1 Buchstaben a und e um einen SNN mit Verteilernetzanschluss handelt, weitere Daten anfordern, soweit dies für die Betriebssicherheitsanalyse und die Validierung von Modellen erforderlich ist.

Kapitel 6
Datenaustausch zwischen ÜNB und Verbrauchsanlagen

Artikel 52 Datenaustausch zwischen ÜNB und Verbrauchsanlagen mit Übertragungsnetzanschluss

(1) Soweit der ÜNB nichts anderes bestimmt, stellt jeder Eigentümer einer Verbrauchsanlage mit Übertragungsnetzanschluss dem ÜNB die folgenden Stammdaten bereit:

elektrotechnische Daten zu den an das Übertragungsnetz angeschlossenen Transformatoren;
Merkmale der Last der Verbrauchsanlage sowie
Merkmale der Blindleistungsregelung.

(2) Soweit der ÜNB nichts anderes bestimmt, stellt jeder Eigentümer einer Verbrauchsanlage mit Übertragungsnetzanschluss dem ÜNB die folgenden Daten bereit:

ihren fahrplanmäßigen Wirkleistungsverbrauch sowie ihre prognostizierte Blindleistungsaufnahme auf Day-Ahead- und Intraday-Basis, einschließlich etwaiger Änderungen dieser Fahrpläne oder Prognosen;
jede prognostizierte Beschränkung der Fähigkeit zur Blindleistungsregelung;
bei Beteiligung an der Laststeuerung einen Fahrplan für die strukturelle minimale und maximale Leistungsverringerung sowie
in Regionen mit einem zentralen Dispatch-System - abweichend von Buchstabe a - die vom ÜNB für die Erstellung seines Fahrplans für die Wirkleistungsabgabe angeforderten Daten.

(3) Soweit der ÜNB nichts anderes bestimmt, stellt jeder Eigentümer einer Verbrauchsanlage mit Übertragungsnetzanschluss dem ÜNB die folgenden Daten bereit:

Wirk- und Blindleistung am Netzanschlusspunkt sowie
minimale und maximale Leistungsverringerung.

(4) Jeder Eigentümer einer Verbrauchsanlage mit Übertragungsnetzanschluss beschreibt dem ÜNB deren Verhalten in den in Artikel 27 genannten Spannungsbereichen.

Artikel 53 Datenaustausch zwischen ÜNB und Verbrauchsanlagen mit Verteilernetzanschluss oder Dritten, die an der Laststeuerung beteiligt sind

(1) Soweit der ÜNB nichts anderes bestimmt, übermittelt jeder Eigentümer eines SNN, bei dem es sich um eine Verbrauchsanlage mit Verteilernetzanschluss handelt, die Laststeuerungsdienste erbringt, ohne dass dies durch einen Dritten erfolgt, dem ÜNB und dem VNB die folgenden Fahrplan- und Echtzeit-Daten:

für die Laststeuerung zur Verfügung stehende strukturelle minimale und maximale Wirkleistung sowie maximale und minimale Dauer einer möglichen Nutzung dieser Leistung für die Laststeuerung;
eine Prognose der unbeschränkt für die Laststeuerung zur Verfügung stehenden Wirkleistung sowie jede geplante Laststeuerung;
Echtzeit-Wirk- und Blindleistung am Netzanschlusspunkt und
eine Bestätigung, dass die abgeschätzten Werte der Laststeuerung angewandt werden.

(2) Soweit der ÜNB nichts anderes bestimmt, stellt jeder SNN, bei dem es sich um einen Dritten handelt, der an der Laststeuerung gemäß Artikel 27 der Verordnung (EU) 2016/1388 beteiligt ist, dem ÜNB und dem VNB am Vortag sowie echtzeitnah am selben Tag für alle seine Verbrauchsanlagen mit Verteilernetzanschluss folgende Daten bereit:

für die Laststeuerung zur Verfügung stehende strukturelle minimale und maximale Wirkleistung sowie minimale und maximale Dauer einer möglichen Aktivierung der Laststeuerung in einem vom ÜNB und VNB bestimmten geografischen Gebiet;
eine Prognose der unbeschränkt für die Laststeuerung zur Verfügung stehenden Wirkleistung sowie jede geplante Höhe der Laststeuerung in einem vom ÜNB und VNB bestimmten geografischen Gebiet;
die Echtzeit-Wirk- und Blindleistung sowie
eine Bestätigung, dass die abgeschätzten Werte der Laststeuerung angewandt werden.

Titel 3
Konformität

Kapitel 1
Aufgaben und Zuständigkeiten

Artikel 54 Zuständigkeiten der SNN

(1) Jeder Eigentümer eines SNN unterrichtet den ÜNB oder VNB, mit dem er über einen Netzanschlusspunkt verfügt, über jede geplante Änderung der technischen Fähigkeiten seiner Anlage, die sich auf die Erfüllung der Anforderungen dieser Verordnung auswirken könnte, bevor er sie vornimmt.

(2) Jeder Eigentümer eines SNN unterrichtet den ÜNB oder VNB, mit dem er über einen Netzanschlusspunkt verfügt, über jede Betriebsstörung in seiner Anlage, die sich auf die Erfüllung der Anforderungen dieser Verordnung auswirken könnte, so bald wie möglich nach deren Auftreten.

(3) Jeder Eigentümer eines SNN unterrichtet den ÜNB oder VNB, mit dem er über einen Netzanschlusspunkt verfügt, über die Testpläne und -verfahren zur Überprüfung der Konformität seiner Anlage mit den Anforderungen dieser Verordnung rechtzeitig vor dem Beginn der Tests. Der ÜNB oder VNB genehmigt die geplanten Testpläne und -verfahren rechtzeitig im Voraus und darf seine Genehmigung nicht ohne triftigen Grund vorenthalten. Verfügt der SNN über einen Netzanschlusspunkt mit dem VNB und interagiert er gemäß Absatz 2 ausschließlich mit dem VNB, kann der ÜNB vom betreffenden VNB alle Ergebnisse von Konformitätstests anfordern, die für die Betriebssicherheit seines Übertragungsnetzes relevant sind.

(4) Auf Anforderung des ÜNB oder VNB gemäß Artikel 41 Absatz 2 der Verordnung (EU) 2016/631 und Artikel 35 Absatz 2 der Verordnung (EU) 2016/1388 führt der Eigentümer des SNN im Einklang mit den genannten Verordnungen während der gesamten Lebensdauer seiner Anlage Konformitätstests und -simulationen durch, insbesondere nach einem Fehler, einer Änderung oder dem Austausch von Betriebsmitteln, der/die sich auf die Übereinstimmung der Anlage mit den Bestimmungen dieser Verordnung auswirken könnte, was die Fähigkeit zur Einhaltung der angegebenen Werte, die zeitlichen Vorgaben in Bezug auf diese Werte und die Verfügbarkeit oder in Auftrag gegebene Erbringung von Systemdienstleistungen betrifft. Dritte, die Laststeuerungsdienste direkt für den ÜNB erbringen, sowie Bereitsteller von Redispatch mithilfe aggregierter Stromerzeugungsanlagen oder Verbrauchsanlagen und andere Anbieter von Wirkleistungsreserven müssen sicherstellen, dass die in ihrem Portfolio befindlichen Anlagen den Anforderungen dieser Verordnung entsprechen.

Artikel 55 Aufgaben von ÜNB hinsichtlich des Netzbetriebs

Jeder ÜNB ist für die Betriebssicherheit in seiner eigenen Regelzone verantwortlich; dazu muss er insbesondere

Netzbetriebsinstrumente entwickeln und umsetzen, die für den Echtzeitbetrieb relevant sind und die Betriebsplanung in seiner Regelzone betreffen;
Instrumente und Lösungen zur Verhinderung und Behebung von Störungen entwickeln und einsetzen;
gegebenenfalls durch Auftragsvergabe Dienstleistungen Dritter in Anspruch nehmen, darunter Redispatch oder Countertrading, Engpassmanagementdienste, Dienstleistungen für Erzeugungsreserven und andere Systemdienstleistungen;
das von ENTSO (Strom) gemäß Artikel 8 Absatz 3 Buchstabe a der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 angenommene System zur Einstufung von Störfällen anwenden und ENTSO (Strom) die für die Erstellung des Systems zur Einstufung von Störfällen erforderlichen Informationen übermitteln und
die Angemessenheit der gemäß den Buchstaben a und b erstellten, für die Aufrechterhaltung der Betriebssicherheit erforderlichen Netzbetriebsinstrumente jährlich überprüfen. Jeder ÜNB ermittelt etwaige angemessene Verbesserungen dieser Netzbetriebsinstrumente, wobei er die von ENTSO (Strom) auf der Grundlage des Systems für die Einstufung von Störfällen gemäß Artikel 15 erstellten Jahresberichte berücksichtigt. Anschließend setzt er jede ermittelte Verbesserung um.

Kapitel 2
Betriebstests

Artikel 56 Zweck und Zuständigkeiten

(1) Jeder ÜNB sowie jeder VNB oder SNN mit Übertragungsnetzanschluss kann hinsichtlich seiner Übertragungsnetzbetriebsmittel bzw. Anlagen für einen begrenzten Zeitraum unter simulierten Betriebsbedingungen Betriebstests durchführen. Er ist jedoch verpflichtet, dies rechtzeitig vor dem Testbeginn anzukündigen und die Auswirkungen auf den Echtzeit-Netzbetrieb zu minimieren. Das Ziel der Betriebstests muss darin bestehen,

nachzuweisen, dass ein neues Übertragungsnetzbetriebsmittel bei der ersten Inbetriebnahme mit allen relevanten technischen und organisatorischen Bestimmungen dieser Verordnung im Einklang steht,
nachzuweisen, dass eine neue Anlage des SNN oder VNB bei der ersten Inbetriebnahme mit allen relevanten technischen und organisatorischen Bestimmungen dieser Verordnung im Einklang steht,
nachzuweisen, dass ein Übertragungsnetzbetriebsmittel oder eine Anlage des SNN oder VNB, die für den Netzbetrieb relevant ist, nach einer Änderung mit allen relevanten technischen und organisatorischen Bestimmungen dieser Verordnung im Einklang steht,
mögliche negative Auswirkungen eines Fehlers, Kurzschlusses oder eines sonstigen ungeplanten und unerwarteten Störfalls im Netzbetrieb auf das Übertragungsnetzbetriebsmittel oder die Anlage des SNN oder VNB zu bewerten.

(2) Mithilfe der Ergebnisse der in Absatz 1 genannten Betriebstests

stellt der ÜNB sicher, dass seine Übertragungsnetzbetriebsmittel korrekt funktionieren,
stellen VNB und SNN sicher, dass ihre Verteilernetze bzw. Anlagen korrekt funktionieren,
werden bestehende Betriebsverfahren der ÜNB, VNB oder SNN aufrechterhalten und neue Betriebsverfahren entwickelt,
sorgen die ÜNB für die Erbringung von Systemdienstleistungen,
gewinnt der ÜNB, VNB bzw. SNN auf folgende Weise Informationen über Übertragungsnetzbetriebsmittel bzw. Anlagen der SNN und VNB unter jeglichen Bedingungen sowie im Einklang mit allen einschlägigen betrieblichen Bestimmungen dieser Verordnung:
1. durch die kontrollierte Durchführung von Frequenz- oder Spannungsänderungen, um Informationen über das Verhalten des Übertragungsnetzes und seiner Betriebsmittel zu erhalten, sowie
2. durch Tests von Betriebsverfahren im Notzustand sowie im Netzwiederaufbau-Zustand.

(3) Jeder ÜNB stellt sicher, dass die Betriebstests die Betriebssicherheit seines Übertragungsnetzes nicht gefährden. Alle Betriebstests können verschoben oder unterbrochen werden, wenn ungeplante Netzbedingungen auftreten oder um die Sicherheit der Mitarbeiter, der Öffentlichkeit, der zu testenden Anlagen oder Geräte, der Übertragungsnetzbetriebsmittel oder der Anlagen des VNB oder SNN zu gewährleisten.

(4) Bei einer Verschlechterung des Zustands des Übertragungsnetzes, in dem die Betriebstests durchgeführt werden, kann der ÜNB dieses Übertragungsnetzes die Betriebstests unterbrechen. Hat die Durchführung eines Tests Auswirkungen auf einen anderen ÜNB, dessen Netzzustand sich dadurch verschlechtert, bricht der ÜNB, VNB oder SNN, der den Test durchführt, den Betriebstest nach einer entsprechenden Mitteilung des betreffenden ÜNB umgehend ab.

(5) Jeder ÜNB stellt sicher, dass die Ergebnisse der einschlägigen Betriebstests und alle damit verbundenen Analysen

in die Aus- und Weiterbildungs- und Zertifizierungsverfahren der für den Echtzeitbetrieb zuständigen Mitarbeiter einbezogen werden,
in den Forschungs- und Entwicklungsverfahren von ENTSO (Strom) genutzt werden können und
zur Verbesserung der Betriebsverfahren, auch im Not- und Netzwiederaufbau-Zustand, genutzt werden.

Artikel 57 Durchführung von Betriebstests und -analysen

(1) Jeder ÜNB oder VNB, der über einen Netzanschlusspunkt mit dem SNN verfügt, kann die Übereinstimmung des SNN mit den Bestimmungen dieser Verordnung, dessen zu erwartende Leistungsaufnahme oder Einspeisung und dessen Erbringung vertraglicher Systemdienstleistungen zu jeder Zeit während der Lebensdauer der Anlage prüfen. Das Verfahren für diese Betriebstests teilt der ÜNB oder VNB dem SNN rechtzeitig vor dem Beginn des Tests mit.

(2) Der ÜNB oder VNB, mit dessen Netz der SNN über einen Netzanschlusspunkt verbunden ist, veröffentlicht die Liste der zu übermittelnden Informationen und Unterlagen sowie der vom SNN hinsichtlich der Konformitäts-Betriebstests zu erfüllenden Anforderungen. Diese Liste muss mindestens die folgenden Informationen umfassen:

alle vom Eigentümer des SNN vorzulegenden Unterlagen und Betriebsmittelbescheinigungen;
für den Netzbetrieb relevante detaillierte technische Daten zur Anlage des SNN;
Anforderungen an Modelle zur Bewertung der dynamischen Stabilität und
ggf. Studien des SNN zum Nachweis des zu erwartenden Ergebnisses der Bewertung der dynamischen Stabilität.

(3) Soweit relevant, veröffentlicht jeder ÜNB bzw. VNB die Aufteilung der Zuständigkeiten für die Betriebs-Konformitätstests zwischen den SNN und dem ÜNB bzw. VNB.

Titel 4
Ausbildung und Training

Artikel 58 Ausbildungs- und Trainingsprogramm

(1) Innerhalb von 18 Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung entwickelt und verabschiedet jeder ÜNB

ein Programm für die Grundausbildung zur Zertifizierung seiner für den Echtzeitbetrieb des Übertragungsnetzes zuständigen Mitarbeiter sowie ein weiterführendes Trainingsprogramm für deren kontinuierliche Weiterbildung;
ein Trainingsprogramm für seine für die Betriebsplanung zuständigen Mitarbeiter. Jeder ÜNB trägt zudem zur Entwicklung und Umsetzung von Trainingsprogrammen für die Mitarbeiter der relevanten RSC bei;
ein Trainingsprogramm für seine für die Leistungs-Frequenz-Regelung zuständigen Mitarbeiter.

(2) Die Wissensvermittlung im Rahmen der Ausbildungs- und Trainingsprogramme des ÜNB muss die Übertragungsnetzbetriebsmittel und den Übertragungsnetzbetrieb, die Anwendung der praktischen Systeme und Verfahren, den ÜNB-übergreifenden Betrieb, Marktregelungen, die Erkennung außergewöhnlicher Situationen im Netzbetrieb und die Reaktion auf diese Situationen sowie Tätigkeiten und Instrumente für die Betriebsplanung umfassen.

(3) Die für den Echtzeitbetrieb des Übertragungsnetzes zuständigen Mitarbeiter des ÜNB müssen im Rahmen ihrer Grundausbildung auch Kenntnisse der Interoperabilität zwischen den Übertragungsnetzen erwerben; dabei sind Betriebserfahrungen und Rückmeldungen aus den gemeinsamen Weiterbildungsveranstaltungen mit benachbarten ÜNB gemäß Artikel 63 zu berücksichtigen. Das Training zum Thema Interoperabilität muss die Vorbereitung und Aktivierung der erforderlichen koordinierten Entlastungsmaßnahmen für alle Netzzustände umfassen.

(4) Jeder ÜNB legt in seinem Ausbildungs- und Trainingsprogramm der für den Echtzeitbetrieb des Übertragungsnetzes zuständigen Mitarbeiter die Trainingsfrequenz fest und nimmt darin folgende Inhalte auf:

eine Beschreibung der Übertragungsnetzbetriebsmittel;
den Betrieb des Übertragungsnetzes in allen Netzzuständen, einschließlich des Netzwiederaufbaus;
die Anwendung der operativen Systeme und Prozesse;
die ÜNB-übergreifende Koordination des Betriebs und die Marktregelungen;
die Erkennung außergewöhnlicher Betriebssituationen und die Reaktion darauf;
relevante Bereiche der elektrischen Energietechnik;
relevante Aspekte des Elektrizitätsbinnenmarktes der Europäischen Union;
relevante Aspekte der gemäß den Artikeln 6 und 18 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 entwickelten Netzkodizes und -leitlinien;
Personenschutz und Betriebssicherheit von kerntechnischen und sonstigen Betriebsmitteln im Übertragungsnetzbetrieb;
Zusammenarbeit und Koordination zwischen verschiedenen ÜNB beim Echtzeitbetrieb und bei der Betriebsplanung für alle Hauptleitwarten, wobei die Veranstaltung in englischer Sprache abzuhalten ist, soweit nichts anderes vereinbart ist;
gemeinsame Trainingsmaßnahmen mit VNB und SNN, die über einen Übertragungsnetzanschluss verfügen, soweit relevant;
Handlungskompetenzen, insbesondere was das Stressmanagement, das Verhalten in kritischen Situationen, das Verantwortungsbewusstsein und die Motivationsfähigkeit betrifft, sowie
Betriebsplanungsverfahren und -instrumente, einschließlich der bei der Betriebsplanung mit den relevanten regionalen Sicherheitskoordinatoren genutzten Verfahren und Instrumente.

(5) Das Trainingsprogramm der für die Betriebsplanung zuständigen Mitarbeiter muss mindestens die in Absatz 4 Buchstaben c, f, g, h, j und m genannten Punkte umfassen.

(6) Das Trainingsprogramm der für die Leistungs-Frequenz-Regelung zuständigen Mitarbeiter muss mindestens die in Absatz 4 Buchstaben c, g und h genannten Punkte umfassen.

(7) Jeder ÜNB bewahrt während des Beschäftigungsverhältnisses seiner Mitarbeiter Nachweise über die von ihnen absolvierten Ausbildungs- und Trainingsveranstaltungen auf. Auf Anforderung der relevanten Regulierungsbehörde legt jeder ÜNB ihr Informationen über Umfang und Einzelheiten seiner Ausbildungs- und Trainingsprogramme vor.

(8) Jeder ÜNB überprüft seine Ausbildungs- und Trainingsprogramme mindestens einmal jährlich sowie nach wesentlichen Systemänderungen. Jeder ÜNB aktualisiert seine Ausbildungs- und Trainingsprogramme, um den sich ändernden betrieblichen Gegebenheiten, Marktvorschriften, Netzkonfigurationen und Systemeigenschaften Rechnung zu tragen, und berücksichtigt dabei insbesondere neue Technologien, sich ändernde Stromerzeugungs- und Verbrauchsmuster sowie die Entwicklung des Marktes.

Artikel 59 Ausbildungs- und Trainingsbedingungen

(1) Die Ausbildungs- und Trainingsprogramme jedes ÜNB für die für den Echtzeitbetrieb zuständigen Mitarbeiter umfassen ein praktisches Training am Arbeitsplatz ("On-the-job-Training") und ein simulatorgestütztes Training ("Offline-Training"). Das On-the-job-Training wird unter der Aufsicht eines erfahrenen, im Echtzeitbetrieb tätigen Mitarbeiters durchgeführt. Das Offline-Training erfolgt in einer Umgebung, die die Funktionalität der Leitwarte simuliert und deren Netzmodell ausreichend detailliert ist, um die relevanten Aufgaben zu behandeln.

(2) Jeder ÜNB führt die Ausbildungs- und Trainingsveranstaltungen der für den Echtzeitbetrieb zuständigen Mitarbeiter auf der Grundlage eines umfassenden Datenmodells seines Netzes sowie mit den entsprechenden Daten mindestens der anderen Netze seiner Observability Area durch; die Daten müssen ausreichend detailliert sein, um ÜNB-übergreifende operative Themen behandeln zu können. Die Trainingsszenarien müssen auf realen und simulierten Netzsituationen beruhen. Soweit relevant, werden auch die Rollen anderer ÜNB und die Tätigkeiten von VNB und SNN mit Übertragungsnetzanschluss simuliert, soweit diese nicht in gemeinsamen Trainingsveranstaltungen direkt vertreten sind.

(3) Jeder ÜNB koordiniert Offline-Trainingsmaßnahmen der für den Echtzeitbetrieb zuständigen Mitarbeiter mit den VNB und SNN mit Übertragungsnetzanschluss auf umfassende und verhältnismäßige Weise und unter Berücksichtigung der Auswirkungen ihrer Anlagen auf den Echtzeitbetrieb des Übertragungsnetzes, wobei er der aktuellen Netztopologie und den Merkmalen der Sekundärbetriebsmittel Rechnung trägt. Soweit relevant, führen ÜNB sowie VNB und SNN mit Übertragungsnetzanschluss zu Weiterbildungszwecken gemeinsame Offline-Simulationen oder -Workshops durch.

Artikel 60 Trainingskoordinatoren und Trainer

(1) Die Trainingskoordinatoren sind unter anderem für die Konzeption, Überwachung und Aktualisierung der Ausbildungs- und Trainingsprogramme sowie für die Festlegung der folgenden Punkte zuständig:

die Qualifikationen und das Auswahlverfahren für die Mitarbeiter des ÜNB, die an den Ausbildungs- und Trainingsmaßnahmen teilnehmen sollen;
Ausbildungs- und Trainingsmaßnahmen, die die Voraussetzung für die Zertifizierung der für den Echtzeitbetrieb zuständigen Mitarbeiter des Netzbetreibers bilden;
die Verfahren für die Grundausbildung und die weiterführenden Trainingsmaßnahmen, einschließlich der relevanten Unterlagen;
das Verfahren zur Zertifizierung der für den Echtzeitbetrieb zuständigen Mitarbeiter des Netzbetreibers und
das Verfahren zur Verlängerung eines Trainings- und Zertifizierungszeitraums der für den Echtzeitbetrieb zuständigen Mitarbeiter des Netzbetreibers.

(2) Jeder ÜNB legt die erforderlichen Fähigkeiten und Qualifikationen der On-the-job-Trainer fest. On-the-job-Trainer müssen nach ihrer Zertifizierung ausreichend Betriebserfahrung gesammelt haben.

(3) Jeder ÜNB führt ein Verzeichnis der für den Echtzeitbetrieb zuständigen Mitarbeiter des Netzbetreibers, die als On-the-job-Trainer tätig sind, und überprüft ihre Fähigkeiten zur Durchführung des On-the-job-Trainings, wenn er über eine Verlängerung ihrer Zertifizierung entscheidet.

Artikel 61 Zertifizierung der für den Echtzeitbetrieb zuständigen Mitarbeiter des Netzbetreibers

(1) Mitarbeiter von Netzbetreibern dürfen Verantwortung im Echtzeitbetrieb übernehmen, wenn sie ausgebildet wurden und anschließend innerhalb des im Ausbildungs- und Trainingsprogramm festgelegten Zeitraums von einem beauftragten Vertreter des jeweiligen ÜNB für die betreffenden Aufgaben zertifiziert wurden. Für den Echtzeitbetrieb zuständige Mitarbeiter des Netzbetreibers dürfen in der Leitwarte nur dann ohne Aufsicht arbeiten, wenn sie zertifiziert sind.

(2) Innerhalb von 18 Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung legt jeder ÜNB ein Verfahren für die Zertifizierung der für den Echtzeitbetrieb zuständigen Mitarbeiter fest, einschließlich der erforderlichen Fähigkeiten und Qualifikationen, und führt dieses ein.

(3) Für den Echtzeitbetrieb zuständige Mitarbeiter von ÜNB werden nach einer formellen Bewertung zertifiziert, die eine mündliche und/oder schriftliche Prüfung und/oder eine praktische Prüfung nach vorab festgelegten Kriterien umfasst.

(4) Der ÜNB bewahrt eine Kopie des erteilten Zertifikats und der Ergebnisse der formellen Bewertung auf. Auf Anforderung der Regulierungsbehörde legt der ÜNB dieser eine Kopie der Aufzeichnungen über die Zertifizierungsprüfung vor.

(5) Jeder ÜNB führt Aufzeichnungen über die Geltungsdauer der Zertifizierung seiner für den Echtzeitbetrieb zuständigen Mitarbeiter.

(6) Jeder ÜNB bestimmt die maximale Geltungsdauer der Zertifizierung, die fünf Jahre nicht überschreiten darf, aber auf der Grundlage der von jedem ÜNB festgelegten Kriterien verlängert werden kann, und kann dabei die Teilnahme der für den Echtzeitbetrieb zuständigen, über ausreichende praktische Erfahrung verfügenden Mitarbeiter an einem kontinuierlichen Trainingsprogramm berücksichtigen.

Artikel 62 Gemeinsame Sprache für die Kommunikation zwischen den für den Echtzeitbetrieb zuständigen Mitarbeitern der Netzbetreiber

(1) Soweit nicht abweichend vereinbart, ist die gemeinsame Sprache für die Kommunikation zwischen den Mitarbeitern eines ÜNB und denen des benachbarten ÜNB Englisch.

(2) Jeder ÜNB sorgt dafür, dass seine relevanten Mitarbeiter über ausreichende Kenntnisse der für die Kommunikation mit den benachbarten ÜNB vereinbarten gemeinsamen Sprache verfügen.

Artikel 63 Zusammenarbeit zwischen ÜNB hinsichtlich Ausbildung und Training

(1) Jeder ÜNB organisiert regelmäßige Trainingsmaßnahmen mit seinen benachbarten ÜNB, um die Kenntnisse der Besonderheiten benachbarter Übertragungsnetze sowie die Kommunikation und Koordination zwischen den für den Echtzeitbetrieb zuständigen Mitarbeitern benachbarter ÜNB zu verbessern. Diese gemeinsamen Veranstaltungen der ÜNB müssen detaillierte Informationen zu den erforderlichen Abstimmungsmaßnahmen für jeden Netzzustand umfassen.

(2) Jeder ÜNB bestimmt zumindest zusammen mit dem benachbarten ÜNB die Notwendigkeit und Frequenz gemeinsamer Trainingsmaßnahmen, einschließlich des mindestens erforderlichen Inhalts und Umfangs, wobei er das Ausmaß der gegenseitigen Beeinflussung und der erforderlichen betrieblichen Zusammenarbeit berücksichtigt. Die gemeinsamen Trainingsmaßnahmen der ÜNB können gemeinsame Workshops und gemeinsame simulatorgestützte Trainingsmaßnahmen umfassen, sollten sich jedoch nicht darauf beschränken.

(3) Jeder ÜNB nimmt mindestens einmal jährlich gemeinsam mit anderen ÜNB an Trainingsmaßnahmen zu Fragen des Echtzeitbetriebs teil, die ein gemeinsames Vorgehen mehrerer ÜNB erfordern. Die Häufigkeit dieser Maßnahmen wird unter Berücksichtigung des Ausmaßes der gegenseitigen Beeinflussung der Übertragungsnetze und des Verbindungstyps (Gleichstrom- oder Drehstromverbindung) festgelegt.

(4) Alle ÜNB tauschen mit ihren benachbarten ÜNB, mit allen ÜNB, mit denen sie im Betrieb interagieren oder interagiert haben, sowie mit den relevanten regionalen Sicherheitskoordinatoren beim Echtzeitbetrieb gewonnene Erfahrungen aus, unter anderem durch Besuche und den Erfahrungsaustausch zwischen den für den Echtzeitbetrieb zuständigen Mitarbeitern der Netzbetreiber.

Teil III
Betriebsplanung

Titel 1
Daten für die Betriebssicherheitsanalyse bei der Betriebsplanung

Artikel 64 Allgemeine Bestimmungen für Einzelnetzmodelle und gemeinsame Netzmodelle

(1) Zur Durchführung der Betriebssicherheitsanalyse gemäß Titel 2 erstellt jeder ÜNB für jeden der folgenden Zeitbereiche Einzelnetzmodelle nach den gemäß Artikel 17 der Verordnung (EU) 2015/1222 und Artikel 18 der Verordnung (EU) 2016/1719 festgelegten Methoden und verwendet dabei das im Einklang mit Artikel 114 Absatz 2 festgelegte Datenformat:

Year-Ahead-Modelle gemäß den Artikeln 66, 67 und 68;
soweit anwendbar, Week-Ahead-Modelle gemäß Artikel 69;
Day-Ahead-Modelle gemäß Artikel 70 und
Intraday-Modelle gemäß Artikel 70.

(2) Die Einzelnetzmodelle müssen die in Artikel 41 genannten Stamminformationen und -daten enthalten.

(3) Das gemäß Artikel 114 Absatz 2 festgelegte Datenformat wird von jedem ÜNB bei der Erstellung der Einzelnetzmodelle und von jedem regionalen Sicherheitskoordinator bei seinem Beitrag zur Erstellung der gemeinsamen Netzmodelle verwendet.

Artikel 65 Year-Ahead-Szenarien

(1) Alle ÜNB entwickeln gemeinsam eine Liste von Year-Ahead-Szenarien, anhand deren sie den Betrieb des Verbundübertragungsnetzes für das folgende Jahr abschätzen. Diese Szenarien müssen es ermöglichen, den Einfluss des Verbundübertragungsnetzes auf die Betriebssicherheit zu ermitteln und zu bewerten. Die Szenarien müssen folgende Variablen umfassen:

elektrische Last;
Bedingungen im Zusammenhang mit dem Beitrag erneuerbarer Energieträger;
festgelegte Import-/Exportpositionen, einschließlich vereinbarter Referenzwerte, die eine Zusammenführung (Merging) ermöglichen;
die Erzeugungsstruktur für den Fall, dass alle Erzeugungsanlagen vollständig zur Verfügung stehen;
die Year-Ahead-Netzentwicklung.

(2) Bei der Entwicklung der gemeinsamen Liste von Szenarien berücksichtigen die ÜNB

die typischen Muster des grenzübergreifenden Austauschs für verschiedene Verbrauchshöhen und Anteile erneuerbarer Energieträger sowie der konventionellen Stromerzeugung;
die Eintrittswahrscheinlichkeit dieser Szenarien;
mögliche Abweichungen von den betrieblichen Sicherheitsgrenzwerten für jedes Szenario;
die Höhe der Stromerzeugung der an Verteilernetze angeschlossenen Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung und die Höhe des Verbrauchs der an Verteilernetze angeschlossenen Verbrauchsanlagen.

(3) Gelingt es den ÜNB nicht, die in Absatz 1 genannte gemeinsame Liste von Szenarien zu erstellen, verwenden sie die folgenden Standard-Szenarien:

Winterhöchstlast, 3. Mittwoch im Januar des laufenden Jahres, 10:30 MEZ;
Wintermindestlast, 2. Sonntag im Januar des laufenden Jahres, 03:30 MEZ;
Frühjahrshöchstlast, 3. Mittwoch im April des laufenden Jahres, 10:30 MEZ;
Frühjahrsmindestlast, 2. Sonntag im April des laufenden Jahres, 03:30 MEZ;
Sommerhöchstlast, 3. Mittwoch im Juli des vorangegangenen Jahres, 10:30 MEZ;
Sommermindestlast, 2. Sonntag im Juli des vorangegangenen Jahres, 03:30 MEZ;
Herbsthöchstlast, 3. Mittwoch im Oktober des vorangegangenen Jahres, 10:30 MEZ;
Herbstmindestlast, 2. Sonntag im Oktober des vorangegangenen Jahres, 03:30 MEZ;

(4) ENTSO (Strom) veröffentlicht jedes Jahr bis zum 15. Juli die für das Folgejahr erstellte gemeinsame Liste von Szenarien mit einer Beschreibung der Szenarien und dem Zeitraum, während dessen diese Szenarien anzuwenden sind.

Artikel 66 Year-Ahead-Einzelnetzmodelle

(1) Jeder ÜNB erstellt für jedes der gemäß Artikel 65 entwickelten Szenarien ein Year-Ahead-Einzelnetzmodell mithilfe bestmöglicher Schätzungen der in Artikel 65 Absatz 1 genannten Variablen. Jeder ÜNB veröffentlicht seine Year-Ahead-Einzelnetzmodelle gemäß Artikel 114 Absatz 1 in der OPDE von ENTSO (Strom).

(2) Bei der Festlegung seines Year-Ahead-Einzelnetzmodells muss jeder ÜNB

sich mit den benachbarten ÜNB hinsichtlich der geschätzten Leistungsflüsse in HGÜ-Systemen einigen, die ihre Regelzonen verbinden;
für jedes Szenario die Summe der folgenden Elemente ausgleichen:
1. Nettoaustausch über Drehstromleitungen;
2. geschätzte Leistungsflüsse auf HGÜ-Systemen;
3. Last, einschließlich geschätzter Verluste, sowie
4. Stromerzeugung.

(3) Jeder ÜNB berücksichtigt in seinen Year-Ahead-Einzelnetzmodellen die Gesamtleistungsabgabe der an Verteilernetze angeschlossenen Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung. Die Angabe der Gesamtleistungsabgabe muss

mit den gemäß den Artikeln 41, 43, 45 und 48 bereitgestellten Strukturdaten im Einklang stehen;
mit den gemäß Artikel 65 entwickelten Szenarien im Einklang stehen und
nach Art des Primärenergieträgers differenziert sein.

Artikel 67 Gemeinsame Year-Ahead-Netzmodelle

(1) Innerhalb von sechs Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung entwickeln alle ÜNB gemeinsam einen Vorschlag für die Methode zur Erstellung und Speicherung der gemeinsamen Year-Ahead-Netzmodelle auf der Grundlage der gemäß Artikel 66 Absatz 1 erstellten Einzelnetzmodelle. Die Methode muss den Betriebsbedingungen der im Einklang mit Artikel 17 der Verordnung (EU) 2015/1222 und Artikel 18 der Verordnung (EU) 2016/1719 entwickelten Methode für gemeinsame Netzmodelle Rechnung tragen und diese erforderlichenfalls ergänzen; dies betrifft

Fristen für die Einholung der Year-Ahead-Einzelnetzmodelle, für deren Zusammenführung zu einem gemeinsamen Netzmodell und für die Speicherung der Einzelnetzmodelle und der gemeinsamen Netzmodelle;
Qualitätskontrolle für die Einzelnetzmodelle und die gemeinsamen Netzmodelle zur Gewährleistung ihrer Vollständigkeit und Konsistenz; und
Korrekturen und Verbesserungen der Einzelnetzmodelle und gemeinsamen Netzmodelle, wobei mindestens die unter Buchstabe b genannten Qualitätskontrollen durchzuführen sind.

(2) Jeder ÜNB kann von einem anderen ÜNB Informationen zu Änderungen der Netztopologie oder zu betrieblichen Regelungen anfordern, wie z.B. Schutzsollwerte oder Netzschutzkonzepte, Stromlaufpläne und die Konfiguration der Umspannwerke oder zusätzliche Netzmodelle, die für eine genaue Abbildung des Übertragungsnetzes bei der Betriebssicherheitsanalyse relevant sind.

Artikel 68 Aktualisierung von Year-Ahead-Einzelnetzmodellen und von gemeinsamen Year-Ahead-Modellen

(1) Wenn ein ÜNB seine bestmöglichen Schätzungen der für die Erstellung des Year-Ahead-Einzelmodells gemäß Artikel 66 Absatz 1 genutzten Variablen ändert oder eine solche Änderung feststellt und diese Änderung Auswirkungen auf die Betriebssicherheit hat, aktualisiert er sein Year-Ahead-Einzelnetzmodell und veröffentlicht es in der OPDE von ENTSO (Strom).

(2) Bei jeder Aktualisierung eines Einzelnetzmodells wird das gemeinsame Year-Ahead-Netzmodell nach der gemäß Artikel 67 Absatz 1 festgelegten Methode entsprechend aktualisiert.

Artikel 69 Week-Ahead-Einzelnetzmodelle und gemeinsame Week-Ahead-Netzmodelle

(1) Falls zwei oder mehr ÜNB dies für notwendig halten, bestimmen sie die repräsentativsten Szenarien für die Koordination der Betriebssicherheitsanalyse ihrer Übertragungsnetze für den Week-Ahead-Zeitbereich und entwickeln analog zu der in Artikel 67 Absatz 1 genannten Methode für die Erstellung des gemeinsamen Year-Ahead-Netzmodells auf der Grundlage der Year-Ahead-Einzelnetzmodelle eine Methode für die Zusammenführung der Einzelnetzmodelle.

(2) Jeder in Absatz 1 genannte ÜNB erstellt bzw. aktualisiert seine Week-Ahead-Einzelnetzmodelle anhand der gemäß Absatz 1 festgelegten Szenarien.

(3) Die in Absatz 1 genannten ÜNB oder Dritte, an die die in Absatz 1 genannte Aufgabe delegiert wurde, erstellen die gemeinsamen Week-Ahead-Netzmodelle nach der gemäß Absatz 1 entwickelten Methode, wobei sie die gemäß Absatz 2 erstellten Einzelnetzmodelle verwenden.

Artikel 70 Methode für die Erstellung der gemeinsamen Day-Ahead- und Intraday-Netzmodelle

(1) Innerhalb von sechs Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung entwickeln alle ÜNB gemeinsam einen Vorschlag für die Methode zur Erstellung und Speicherung der gemeinsamen Day-Ahead- und Intraday-Netzmodelle auf der Grundlage der Einzelnetzmodelle. Diese Methode muss hinsichtlich der folgenden Aspekte den Betriebsbedingungen der nach Artikel 17 der Verordnung (EU) 2015/1222 entwickelten Methode für gemeinsame Netzmodelle Rechnung tragen und diese erforderlichenfalls ergänzen:

Festlegung der Zeitstempel;
Fristen für die Einholung der Einzelnetzmodelle, für deren Zusammenführung zu einem gemeinsamen Netzmodell und für die Speicherung der Einzelnetzmodelle und der gemeinsamen Netzmodelle. Die Fristen müssen mit den regionalen Verfahren für die Vorbereitung und Aktivierung von Entlastungsmaßnahmen vereinbar sein;
Qualitätskontrollen für die Einzelnetzmodelle und das gemeinsame Netzmodell zur Gewährleistung ihrer Vollständigkeit und Einheitlichkeit;
Korrekturen und Verbesserungen der Einzelnetzmodelle und gemeinsamen Netzmodelle, wobei mindestens die unter Buchstabe c genannten Qualitätskontrollen durchzuführen sind, und
Verwaltung zusätzlicher Informationen zu betrieblichen Regelungen, wie z.B. Schutzsollwerte oder Netzschutzkonzepte, Stromlaufpläne und Konfigurationen von Umspannwerken zur Bewerkstelligung der Betriebssicherheit.

(2) Jeder ÜNB erstellt Day-Ahead- und Intraday-Einzelnetzmodelle gemäß Absatz 1 und veröffentlicht sie in der OPDE von ENTSO (Strom).

(3) Bei der Erstellung von Day-Ahead- oder Intraday-Einzelnetzmodellen gemäß Absatz 2 verwendet jeder ÜNB

aktuelle Last- und Erzeugungsprognosen;
die verfügbaren Ergebnisse der Day-Ahead- und Intraday-Marktverfahren;
die verfügbaren Ergebnisse der in Teil III Titel 6 beschriebenen fahrplanbezogenen Aufgaben;
bei an Verteilernetze angeschlossenen Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung die Gesamtwirkleistungsabgabe im Einklang mit den gemäß den Artikeln 40, 43, 44, 48, 49 und 50 übermittelten Daten, differenziert nach Art des Primärenergieträgers;
die aktuelle Übertragungsnetztopologie.

(4) Die Day-Ahead- und Intraday-Einzelnetzmodelle müssen alle bereits beschlossenen Entlastungsmaßnahmen umfassen, die von Einspeisungen und Entnahmen gemäß Artikel 40 Absatz 4 und der Netztopologie ohne angewandte Entlastungsmaßnahmen klar unterscheidbar sein müssen.

(5) Jeder ÜNB prüft die Genauigkeit der in Absatz 3 genannten Variablen, indem er die Variablen mit ihren Ist-Werten vergleicht, wobei er die in Artikel 75 Absatz 1 Buchstabe c festgelegten Grundsätze berücksichtigt.

(6) Ist ein ÜNB nach einer Prüfung nach Absatz 5 der Ansicht, dass die Genauigkeit der Variablen für die Beurteilung der Betriebssicherheit nicht ausreicht, ermittelt er die Gründe für die Ungenauigkeit. Sind die Gründe durch die Verfahren des ÜNB für die Erstellung der Einzelnetzmodelle bedingt, überarbeitet der ÜNB diese Verfahren, um genauere Ergebnisse zu erhalten. Sind die Gründe durch die von anderen Beteiligten bereitgestellten Variablen bedingt, bemüht sich dieser ÜNB zusammen mit diesen anderen Beteiligten, für die Genauigkeit der betreffenden Variablen zu sorgen.

Artikel 71 Qualitätskontrollen für Netzmodelle

Bei der Festlegung der Qualitätskontrollen gemäß Artikel 67 Absatz 1 Buchstabe b und Artikel 70 Absatz 1 Buchstabe c legen alle ÜNB gemeinsam Kontrollen fest, um mindestens Folgendes zu überprüfen:

die Übereinstimmung des Schaltzustands von Verbindungsleitungen;
die Übereinstimmung der Spannungswerte mit den üblichen betrieblichen Werten bei Übertragungsnetzbetriebsmitteln, die Einfluss auf andere Regelzonen haben;
die Übereinstimmung der vorübergehend zulässigen Überlastungen von Verbindungsleitungen und
die Vereinbarkeit der Wirk- und Blindleistungseinspeisungen und -entnahmen mit den üblichen Betriebswerten.

Titel 2
Betriebssicherheitsanalyse

Artikel 72 Betriebssicherheitsanalyse bei der Betriebsplanung

(1) Jeder ÜNB führt koordinierte Betriebssicherheitsanalysen mindestens für die folgenden Zeitbereiche durch:

Year-Ahead-Zeitbereich;
Week-Ahead-Zeitbereich, soweit nach Artikel 69 erforderlich;
Day-Ahead-Zeitbereich und
Intraday-Zeitbereich.

(2) Bei der Durchführung einer koordinierten Betriebssicherheitsanalyse wendet der ÜNB die gemäß Artikel 75 vereinbarte Methode an.

(3) Bei der Durchführung der Betriebssicherheitsanalysen simuliert jeder ÜNB in der N-Situation jede Ausfallvariante auf seiner Ausfallvarianten-Liste gemäß Artikel 33 und vergewissert sich, dass die nach Artikel 25 festgelegten betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte in seiner Regelzone in der (N-1)-Situation nicht überschritten werden.

(4) Jeder ÜNB führt seine Betriebssicherheitsanalysen mindestens anhand der gemäß den Artikeln 67, 68 und 70 sowie gegebenenfalls Artikel 69 erstellten gemeinsamen Netzmodelle durch und berücksichtigt dabei die geplanten Nichtverfügbarkeiten.

(5) Jeder ÜNB übermittelt die Ergebnisse seiner Betriebssicherheitsanalyse zumindest den ÜNB, deren Betriebsmittel zur Observability Area des ÜNB gehören und der Betriebssicherheitsanalyse zufolge betroffen sind, damit sich diese ÜNB vergewissern können, dass die betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte innerhalb ihrer Regelzonen eingehalten werden.

Artikel 73 Betriebssicherheitsanalyse für den Year-Ahead- bis einschließlich Week-Ahead-Zeitbereich

(1) Jeder ÜNB führt für den Year-Ahead-Zeitbereich und ggf. auch für den Week-Ahead-Zeitbereich Betriebssicherheitsanalysen durch, um mindestens die folgenden Einschränkungen zu ermitteln:

Leistungsflüsse und Spannungen, die die betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte überschreiten;
Verstöße gegen die gemäß Artikel 38 Absätze 2 und 6 ermittelten Stabilitätsgrenzwerte des Übertragungsnetzes sowie
Verstöße gegen die Schwellenwerte für den Kurzschlussstrom des Übertragungsnetzes.

(2) Stellt ein ÜNB eine mögliche Einschränkung fest, legt er Entlastungsmaßnahmen gemäß den Artikeln 20 bis 23 fest. Sind keine Entlastungsmaßnahmen verfügbar, die nicht mit Kosten verbunden sind, und betrifft die Einschränkung die geplante Nichtverfügbarkeit einiger relevanter Anlagen, ist die Einschränkung als Unvereinbarkeit bei der Nichtverfügbarkeitsplanung anzusehen, sodass der ÜNB - in Abhängigkeit vom Jahr der Einleitung dieser Maßnahme - gemäß Artikel 95 oder Artikel 100 für die Nichtverfügbarkeits-Koordination sorgt.

Artikel 74 Day-Ahead-, Intraday- und echtzeitnahe Betriebssicherheitsanalyse

(1) Jeder ÜNB führt Day-Ahead-, Intraday- und echtzeitnahe Betriebssicherheitsanalysen durch, um mögliche Einschränkungen zu ermitteln und Entlastungsmaßnahmen mit etwaigen anderen betroffenen ÜNB sowie ggf. betroffenen VNB oder SNN vorzubereiten und zu aktivieren.

(2) Jeder ÜNB überwacht Last- und Stromerzeugungsprognosen. Deuten diese Prognosen auf eine wesentliche Abweichung der Last oder Stromerzeugung hin, aktualisiert der ÜNB seine Betriebssicherheitsanalyse entsprechend.

(3) Bei der Durchführung der echtzeitnahen Betriebssicherheitsanalyse in seiner Observability Area wendet jeder ÜNB eine Zustandserkennung an.

Artikel 75 Methode zur Koordination der Betriebssicherheitsanalyse

(1) Innerhalb von zwölf Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung entwickeln alle ÜNB gemeinsam einen Vorschlag für eine Methode zur Koordination der Betriebssicherheitsanalyse. Diese Methode muss darauf abzielen, die Betriebssicherheitsanalyse zumindest je Synchrongebiet zu standardisieren, und folgende Bestandteile umfassen:

Methoden zur Bewertung des Einflusses von Übertragungsnetzbetriebsmitteln und SNN außerhalb der Regelzone eines ÜNB, um die Betriebsmittel zu bestimmen, die zur Observability Area des ÜNB gehören, und um die Ausfallvarianten-Einflussschwellen zu ermitteln, bei deren Überschreiten Ausfallvarianten dieser Betriebsmittel externe Ausfallvarianten darstellen;
Grundsätze für die gemeinsame Risikobewertung, die für die in Artikel 33 genannten Ausfallvarianten mindestens Folgendes umfassen:
1. die Auftrittswahrscheinlichkeit;
2. vorübergehend zulässige Überlastungen und
3. die Auswirkungen der Ausfälle;
Grundsätze für die Bewertung und Behandlung von Unsicherheiten von Stromerzeugung und Last unter Berücksichtigung einer Zuverlässigkeitsmarge gemäß Artikel 22 der Verordnung (EU) 2015/1222;
Anforderungen an die Koordination und den Informationsaustausch zwischen regionalen Sicherheitskoordinatoren in Bezug auf die in Artikel 77 Absatz 3 genannten Aufgaben;
Rolle von ENTSO (Strom) bei der Verwaltung der gemeinsamen Instrumente, der Verbesserung der Bestimmungen für die Datenqualität, der Überwachung der Methode für die koordinierte Betriebssicherheitsanalyse und der gemeinsamen Bestimmungen für die regionale Koordination der Betriebssicherheit in jeder Kapazitätsberechnungsregion.

(2) Die in Absatz 1 Buchstabe a genannten Methoden müssen es ermöglichen, alle Betriebsmittel der Observability Area eines ÜNB zu ermitteln, darunter Netzbetriebsmittel von anderen ÜNB oder von VNB mit Übertragungsnetzanschluss, Stromerzeugungsanlagen oder Verbrauchsanlagen. Diese Methoden müssen den folgenden Merkmalen von Übertragungsnetzbetriebsmitteln und SNN Rechnung tragen:

Anschlussstatus oder elektrische Werte (z.B. Spannungen, Leistungsflüsse, Polradwinkel), die einen wesentlichen Einfluss auf die Genauigkeit der Ergebnisse der Zustandserkennung für die Regelzone des ÜNB haben, oberhalb gemeinsamer Schwellen;
Anschlussstatus oder elektrische Werte (z.B. Spannungen, Leistungsflüsse, Polradwinkel), die einen wesentlichen Einfluss auf die Genauigkeit der Ergebnisse der Betriebssicherheitsanalyse des ÜNB haben, oberhalb gemeinsamer Schwellen und
der Notwendigkeit, die in der Observability Area des ÜNB angeschlossenen Betriebsmittel angemessen darzustellen.

(3) Die in Absatz 2 Buchstaben a und b genannten Werte werden anhand von Situationen ermittelt, die für die verschiedenen zu erwartenden Bedingungen repräsentativ sind und durch Variablen wie z.B. Höhe und Muster der Stromerzeugung, Höhe des grenzübergreifenden Stromaustauschs und Nichtverfügbarkeit von Anlagen charakterisiert werden.

(4) Die in Absatz 1 Buchstabe a genannten Methoden müssen es ermöglichen, alle Betriebsmittel auf der Liste externer Ausfälle eines ÜNB mit den folgenden Merkmalen zu ermitteln:

Das Betriebsmittel hat in der Regelzone des ÜNB einen Einflussfaktor auf elektrische Werte, wie Spannungen, Leistungsflüsse oder Polradwinkel, der die Ausfallvarianten-Einflussschwellen übersteigt, d. h., die Nichtverfügbarkeit dieses Betriebsmittels kann die Ergebnisse der Ausfallvarianten-Rechnung des ÜNB wesentlich beeinflussen;
durch die Wahl der Ausfallvarianten-Einflussschwellen muss das Risiko minimiert werden, dass das Auftreten einer Ausfallvariante, die in der Regelzone eines anderen ÜNB ermittelt wurde und nicht auf der externen Ausfallvarianten-Liste des ÜNB enthalten ist, in dem Netz des ÜNB zu einem Netzverhalten führen könnte, das für ein Betriebsmittel auf seiner internen Ausfallvarianten-Liste als nicht akzeptabel anzusehen ist, wie z.B. zu einem Notzustand;
die Bewertung eines solchen Risikos muss auf Situationen beruhen, die für die verschiedenen zu erwartenden Bedingungen repräsentativ sind und durch Variablen wie z.B. Höhe und Muster der Stromerzeugung, Höhe des Austauschs und Nichtverfügbarkeit von Anlagen charakterisiert werden.

(5) Die Grundsätze der gemeinsamen Risikobewertung gemäß Absatz 1 Buchstabe b müssen Kriterien für die Bewertung der Sicherheit des Verbundnetzes umfassen. Diese Kriterien sind in Bezug auf eine harmonisierte Höhe des Risikos festzulegen, die die ÜNB hinsichtlich ihrer Sicherheitsanalyse gemeinsam vereinbaren. Diese Grundsätze müssen sich auf Folgendes beziehen:

die Einheitlichkeit bei der Festlegung außergewöhnlicher Ausfallvarianten;
die Bewertung der Wahrscheinlichkeit und der Auswirkungen von außergewöhnlichen Ausfallvarianten sowie
die Berücksichtigung außergewöhnlicher Ausfallvarianten auf der Ausfallvarianten-Liste eines ÜNB, wenn ihre Wahrscheinlichkeit eine gemeinsame Schwelle überschreitet.

(6) Die Grundsätze für die Bewertung von Unsicherheiten gemäß Absatz 1 Buchstabe c sowie für den Umgang mit ihnen müssen es ermöglichen, die Auswirkungen der Unsicherheiten hinsichtlich Stromerzeugung oder Verbrauch unterhalb eines für die Betriebssicherheitsanalyse jedes ÜNB akzeptablen, harmonisierten Höchstwertes zu halten. Diese Grundsätze müssen Folgendes umfassen:

harmonisierte Bedingungen, bei denen ein ÜNB seine Betriebssicherheitsanalyse aktualisieren muss. Die Bedingungen müssen relevanten Aspekten, wie z.B. dem Zeithorizont der Stromerzeugungs- und Verbrauchsprognosen, dem Umfang der Änderungen prognostizierter Werte innerhalb der Regelzone des ÜNB oder anderer ÜNB, den Erzeugungs- und Verbrauchsstandorten sowie früheren Ergebnissen der Betriebssicherheitsanalyse, Rechnung tragen; sowie
Mindestfrequenz für die Aktualisierung der Stromerzeugungs- und Verbrauchsprognosen unter Berücksichtigung der Variabilität und installierten Kapazität der nicht planbaren Stromerzeugung.

Artikel 76 Vorschlag für die regionale Koordination der Betriebssicherheit

(1) Innerhalb von drei Monaten nach der Genehmigung der in Artikel 75 Absatz 1 genannten Methode für die Koordination der Betriebssicherheitsanalyse entwickeln alle ÜNB jeder Kapazitätsberechnungsregion gemeinsam einen Vorschlag für gemeinsame Bestimmungen zur regionalen Koordination der Betriebssicherheit, die die regionalen Sicherheitskoordinatoren und die ÜNB der Kapazitätsberechnungsregion anwenden müssen. Der Vorschlag muss den im Einklang mit Artikel 75 Absatz 1 entwickelten Methoden für die Koordination der Betriebssicherheitsanalyse Rechnung tragen und die gemäß den Artikeln 35 und 74 der Verordnung (EU) 2015/1222 entwickelten Methoden erforderlichenfalls ergänzen. Der Vorschlag muss Folgendes enthalten:

Bedingungen und Häufigkeit der Intraday-Koordination der Betriebssicherheitsanalyse sowie der Aktualisierung des gemeinsamen Netzmodells durch den regionalen Sicherheitskoordinator;
die Methode für die koordinierte Vorbereitung von Entlastungsmaßnahmen unter Berücksichtigung ihrer grenzübergreifenden Bedeutung gemäß Artikel 35 der Verordnung (EU) 2015/1222 und der Anforderungen der Artikel 20 bis 23, wobei mindestens Folgendes festzulegen ist:
1. das Verfahren für den Informationsaustausch zu den verfügbaren Entlastungsmaßnahmen zwischen den relevanten ÜNB und dem regionalen Sicherheitskoordinator;
2. die Klassifizierung von Einschränkungen und die Entlastungsmaßnahmen gemäß Artikel 22;
3. die Bestimmung der wirksamsten und wirtschaftlichsten Entlastungsmaßnahmen bei einer Verletzung der Betriebssicherheit gemäß Artikel 22;
4. die Vorbereitung und Aktivierung von Entlastungsmaßnahmen gemäß Artikel 23 Absatz 2;
5. die Kostenteilung bei den in Artikel 22 genannten Entlastungsmaßnahmen, wobei die gemäß Artikel 74 der Verordnung (EU) 2015/1222 entwickelte Methode erforderlichenfalls zu ergänzen ist. Grundsätzlich werden die Kosten von Engpässen ohne grenzübergreifende Bedeutung von dem für die jeweilige Regelzone zuständigen ÜNB getragen, während die Kosten für die Behebung von Engpässen mit grenzübergreifender Bedeutung - proportional zum verstärkenden Effekt des Energieaustauschs zwischen bestimmten Regelzonen auf das überlastete Netzbetriebsmittel - von den für die Regelzonen zuständigen ÜNB getragen werden.

(2) Bei der Ermittlung der grenzübergreifenden Bedeutung eines Engpasses berücksichtigen die ÜNB, welcher Engpass entstehen würde, wenn zwischen den Regelzonen kein Energieaustausch stattfinden würde.

Artikel 77 Organisation der regionalen Koordination der Betriebssicherheit

(1) Der Vorschlag aller ÜNB einer Kapazitätsberechnungsregion für gemeinsame Bestimmungen für die regionale Koordination der Betriebssicherheit gemäß Artikel 76 Absatz 1 muss auch gemeinsame Bestimmungen zur Organisation der regionalen Koordination der Betriebssicherheit umfassen, darunter zumindest

die Einsetzung des regionalen Sicherheitskoordinators/der regionalen Sicherheitskoordinatoren für die in Absatz 3 genannten Aufgaben in dieser Kapazitätsberechnungsregion;
Bestimmungen für Leitung und Betrieb des regionalen Sicherheitskoordinators/der regionalen Sicherheitskoordinatoren, wobei eine ausgewogene Behandlung aller beteiligten ÜNB sicherzustellen ist;
falls die ÜNB vorschlagen, mehr als einen regionalen Sicherheitskoordinator gemäß Buchstabe a zu ernennen,
1. einen Vorschlag für eine kohärente Aufgabenverteilung zwischen den regionalen Sicherheitskoordinatoren in dieser Kapazitätsberechnungsregion. In dem Vorschlag ist zu berücksichtigen, dass die Aufgaben der regionalen Sicherheitskoordinatoren umfassend koordiniert werden müssen;
2. eine Bewertung, die zeigt, dass die vorgeschlagene Einsetzung regionaler Sicherheitskoordinatoren und die Zuweisung der Aufgaben effizient und wirksam ist und mit der koordinierten regionalen Kapazitätsberechnung gemäß den Artikeln 20 und 21 der Verordnung (EU) 2015/1222 im Einklang steht;
3. ein wirksames Koordinations- und Entscheidungsverfahren zur Behebung von Meinungsverschiedenheiten zwischen regionalen Sicherheitskoordinatoren innerhalb der Kapazitätsberechnungsregion.

(2) Für die Entwicklung des Vorschlags für gemeinsame Bestimmungen zur Organisation der regionalen Koordination der Betriebssicherheit gemäß Absatz 1 gelten folgende Anforderungen:

Für jeden ÜNB ist mindestens ein regionaler Sicherheitskoordinator zuständig;
alle ÜNB stellen sicher, dass die Gesamtzahl der regionalen Sicherheitskoordinatoren in der Union höchstens sechs beträgt.

(3) Die ÜNB jeder Kapazitätsberechnungsregion schlagen vor, die folgenden Aufgaben gemäß Absatz 1 zu delegieren:

regionale Koordination der Betriebssicherheit gemäß Artikel 78 zur Unterstützung der ÜNB bei der Erfüllung ihrer Verpflichtungen hinsichtlich der Year-Ahead-, Day-Ahead- und Intraday-Zeitbereiche gemäß Artikel 34 Absatz 3 und den Artikeln 72 und 74.
Erstellung des gemeinsamen Netzmodells gemäß Artikel 79;
regionale Nichtverfügbarkeits-Koordination gemäß Artikel 80 zur Unterstützung der ÜNB bei der Erfüllung ihrer Verpflichtungen gemäß den Artikeln 98 und 100;
regionale Bewertung der Leistungsbilanz gemäß Artikel 81 zur Unterstützung der ÜNB bei der Erfüllung ihrer Verpflichtungen gemäß Artikel 107.

(4) Bei der Erfüllung ihrer Aufgaben berücksichtigen die regionalen Sicherheitskoordinatoren Daten, die mindestens alle Kapazitätsberechnungsregionen umfassen, für die ihnen Aufgaben zugewiesen wurden, einschließlich der Observability Areas aller ÜNB in diesen Kapazitätsberechnungsregionen.

(5) Alle regionalen Sicherheitskoordinatoren stimmen sich bei der Erfüllung ihrer Aufgaben ab, um die Erreichung der Ziele dieser Verordnung zu unterstützen. Alle regionalen Sicherheitskoordinatoren sorgen für die Harmonisierung der Verfahren und, soweit Doppelarbeit nicht aus Gründen der Effizienz oder durch die Notwendigkeit der Gewährleistung der Betriebskontinuität gerechtfertigt ist, die Einrichtung gemeinsamer Instrumente zur Gewährleistung einer effizienten Zusammenarbeit und Abstimmung der regionalen Sicherheitskoordinatoren.

Artikel 78 Regionale Koordination der Betriebssicherheit

(1) Jeder ÜNB stellt dem regionalen Sicherheitskoordinator alle für die koordinierte Bewertung der regionalen Betriebssicherheit erforderlichen Daten und Informationen bereit, darunter mindestens

die aktualisierte Ausfallvarianten-Liste gemäß den Kriterien, die nach der im Einklang mit Artikel 75 Absatz 1 entwickelten Methode für die Koordination der Betriebssicherheitsanalyse festgelegt wurden;
die aktualisierte Liste möglicher Entlastungsmaßnahmen der in Artikel 22 genannten Kategorien zur Behebung von ermittelten Einschränkungen in der Region sowie deren voraussichtliche Kosten gemäß Artikel 35 der Verordnung (EU) 2015/1222, wenn eine Entlastungsmaßnahme Redispatch oder Countertrading umfasst; sowie
die betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte gemäß Artikel 25.

(2) Jeder regionale Sicherheitskoordinator

führt die koordinierte regionale Bewertung der Betriebssicherheit gemäß Artikel 76 auf der Grundlage der gemäß Artikel 79 erstellten gemeinsamen Netzmodelle, der Ausfallvarianten-Liste und der von jedem ÜNB gemäß Absatz 1 übermittelten betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte durch. Er stellt die Ergebnisse der koordinierten regionalen Bewertung der Betriebssicherheit mindestens allen ÜNB der Kapazitätsberechnungsregion zur Verfügung. Ermittelt der regionale Sicherheitskoordinator eine Einschränkung, empfiehlt er den relevanten ÜNB die wirksamsten und wirtschaftlichsten Entlastungsmaßnahmen, die auch andere Entlastungsmaßnahmen als die von den ÜNB vorgesehenen Maßnahmen umfassen können. Der Empfehlung für Entlastungsmaßnahmen wird eine Begründung beigefügt.
koordiniert die Vorbereitung von Entlastungsmaßnahmen mit und zwischen den ÜNB gemäß Artikel 76 Absatz 1 Buchstabe b, damit die ÜNB ihre Entlastungsmaßnahmen in Echtzeit koordiniert aktivieren können.

(3) Bei der koordinierten regionalen Bewertung der Betriebssicherheit und der Bestimmung geeigneter Entlastungsmaßnahmen stimmt sich jeder regionale Sicherheitskoordinator mit anderen regionalen Sicherheitskoordinatoren ab.

(4) Erhält ein ÜNB vom relevanten regionalen Sicherheitskoordinator die Ergebnisse der koordinierten regionalen Bewertung der Betriebssicherheit mit einem Vorschlag für eine Entlastungsmaßnahme, prüft er die Anwendung der empfohlenen Entlastungsmaßnahme für die an dieser Maßnahme beteiligten, in seiner Regelzone befindlichen Betriebsmittel. Dabei wendet er die Bestimmungen des Artikels 20 an. Der ÜNB entscheidet, ob er die empfohlene Entlastungsmaßnahme umsetzt. Entscheidet er sich gegen die Umsetzung der empfohlenen Entlastungsmaßnahmen, begründet er dies gegenüber dem RSC. Entscheidet sich der ÜNB für die Umsetzung der empfohlenen Entlastungsmaßnahmen, wendet er diese Maßnahme auf die Betriebsmittel in seiner Regelzone an, soweit dies mit den Echtzeitbedingungen vereinbar ist.

Artikel 79 Erstellung des gemeinsamen Netzmodells

(1) Jeder regionale Sicherheitskoordinator prüft die Qualität der Einzelnetzmodelle, um dazu beizutragen, das gemeinsame Netzmodell für jeden genannten Zeitbereich nach den in Artikel 67 Absatz 1 und Artikel 70 Absatz 1 genannten Methoden zu erstellen.

(2) Jeder ÜNB stellt seinem regionalen Sicherheitskoordinator über die OPDE von ENTSO (Strom) das für die Erstellung des gemeinsamen Netzmodells erforderliche Einzelnetzmodell für jeden Zeitbereich bereit.

(3) Soweit erforderlich, ersucht jeder regionale Sicherheitskoordinator die betreffenden ÜNB um Korrekturen ihrer Einzelnetzmodelle, damit diese den erforderlichen Qualitätsanforderungen entsprechen und Verbesserungen vorgenommen werden.

(4) Jeder ÜNB korrigiert seine Einzelnetzmodelle, nachdem er den Korrekturbedarf ggf. auf der Grundlage der Aufforderung des regionalen Sicherheitskoordinators oder eines anderen ÜNB überprüft hat.

(5) Ein regionaler Sicherheitskoordinator wird von allen ÜNB gemäß den in Artikel 67 Absatz 1 und Artikel 70 Absatz 1 genannten Methoden sowie im Einklang mit Artikel 28 der Verordnung (EU) 2015/1222 damit beauftragt, das gemeinsame Netzmodell für jeden Zeitbereich zu erstellen und es in der OPDE von ENTSO (Strom) zu speichern.

Artikel 80 Regionale Nichtverfügbarkeits-Koordination

(1) Die Nichtverfügbarkeits-Koordinierungsregionen, innerhalb deren die ÜNB ihre Nichtverfügbarkeiten koordinieren, entsprechen mindestens den Kapazitätsberechnungsregionen.

(2) Die ÜNB zweier oder mehrerer Nichtverfügbarkeits-Koordinierungsregionen können ihre Regionen zu einer einzigen Nichtverfügbarkeits-Koordinierungsregion zusammenfassen. In diesem Fall bestimmen sie den regionalen Sicherheitskoordinator für die in Artikel 77 Absatz 3 genannten Aufgaben.

(3) Jeder ÜNB stellt dem regionalen Sicherheitskoordinator die für die Ermittlung und Behebung von regionalen Unvereinbarkeiten bei der Nichtverfügbarkeitsplanung erforderlichen Informationen bereit, darunter mindestens

die Verfügbarkeitsplanung für seine internen relevanten Anlagen, die in der Betriebsplanungs-Datenumgebung von ENTSO (Strom) gespeichert sind;
die neueste Verfügbarkeitsplanung für alle Anlagen seiner Regelzone, die keine relevanten Anlagen sind und
1. die Ergebnisse der Analyse von Unvereinbarkeiten bei der Nichtverfügbarkeitsplanung beeinflussen können;
2. in den Einzelnetzmodellen modelliert sind, die für die Prüfung von Unvereinbarkeiten bei der Nichtverfügbarkeitsplanung verwendet werden;
Szenarien, anhand deren die Unvereinbarkeiten bei der Nichtverfügbarkeitsplanung geprüft werden müssen und die verwendet werden, um die entsprechenden gemeinsamen Netzmodelle auf der Grundlage der gemäß den Artikeln 67 und 79 erstellten gemeinsamen Netzmodelle für verschiedene Zeitbereiche zu erstellen.

(4) Jeder regionale Sicherheitskoordinator führt auf der Grundlage der von den relevanten ÜNB bereitgestellten Informationen regionale Betriebssicherheitsanalysen durch, um Unvereinbarkeiten bei der Nichtverfügbarkeitsplanung zu ermitteln. Er stellt allen ÜNB der Nichtverfügbarkeits-Koordinierungsregion eine Liste der ermittelten Unvereinbarkeiten bei der Nichtverfügbarkeitsplanung und seine Lösungsvorschläge für diese Unvereinbarkeiten bereit.

(5) Bei der Erfüllung seiner Verpflichtungen gemäß Absatz 4 koordiniert jeder regionale Sicherheitskoordinator seine Analysen mit anderen regionalen Sicherheitskoordinatoren.

(6) Bei der Erfüllung ihrer Verpflichtungen gemäß Artikel 98 Absatz 3 und Artikel 100 Absatz 4 Buchstabe b berücksichtigen alle ÜNB die vom regionalen Sicherheitskoordinator gemäß den Absätzen 3 und 4 bereitgestellten Ergebnisse der Prüfung.

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