Reliability Standard-MOD-001-2

MOD‐001‐2 — Modeling, Data, and Analysis — Available Transmission System Capability 
A. Introduction

1.

Title: 

Available Transmission System Capability 

2.

Number: 

MOD‐001‐2 

3.

Purpose: 

 

 

To ensure that determinations of available transmission system capability are 
determined in a manner that supports the reliable operation of the Bulk‐Power 
System (BPS) and that the methodology and data underlying those determinations are 
disclosed to those registered entities that need such information for reliability 
purposes.  
4.

Applicability: 
4.1. Functional Entity  
4.1.1 Transmission Operator 
4.1.2 Transmission Service Provider  
4.2. Exemptions: The following is exempt from MOD‐001‐2. 
4.2.1 Functional Entities operating within the Electric Reliability Council of 
Texas (ERCOT) 

5.

Effective Date:  
5.1. The standard shall become effective on the first day of the first calendar quarter 
that is 18 months after the date that the standard is approved by an applicable 
governmental authority or as otherwise provided for in a jurisdiction where 
approval by an applicable governmental authority is required for a standard to 
go into effect. Where approval by an applicable governmental authority is not 
required, the standard shall become effective on the first day of the first 
calendar quarter that is 18 months after the date the standard is adopted by the 
NERC Board of Trustees or as otherwise provided for in that jurisdiction. 

 
  

 

 

Page 1 of 17 

MOD‐001‐2 — Modeling, Data, and Analysis — Available Transmission System Capability 
B. Requirements and Measures

R1.

Each Transmission Operator that determines Total Flowgate Capability (TFC) or Total Transfer 
Capability (TTC) shall develop a written methodology (or methodologies) for determining TFC or TTC 
values. The methodology (or methodologies) shall reflect the Transmission Operator’s current 
practices for determining TFC or TTC values. [Violation Risk Factor: Lower] [Time Horizon: Operations 
Planning] 
1.1 Each methodology shall describe the method used to account for the following limitations in 
both the pre‐ and post‐contingency state:  
1.1.1

Facility ratings; 

1.1.2

System voltage limits; 

1.1.3

Transient stability limits;  

1.1.4

Voltage stability limits; and  

1.1.5

Other System Operating Limits (SOLs).  

1.2 Each methodology shall describe the method used to account for each of the following 
elements, provided such elements impact the determination of TFC or TTC: 
1.2.1

The simulation of transfers performed through the adjustment of generation, Load, or 
both; 

1.2.2

Transmission topology, including, but not limited to, additions and retirements; 

1.2.3

Expected transmission uses; 

1.2.4

Planned outages; 

1.2.5

Parallel path (loop flow) adjustments; 

1.2.6

Load forecast; and 

1.2.7

Generator dispatch, including, but not limited to, additions and retirements. 

1.3 Each methodology shall describe the process for including any reliability‐related constraints that 
are requested to be included by another Transmission Operator, provided that (1) the request 
references this specific requirement, and (2) the requesting Transmission Operator includes 
those constraints in its TFC or TTC determination. 
1.3.1 Each Transmission Operator that uses the Flowgate Methodology shall include in its 
methodology an impact test process for including requested constraints. If a generator to 
Load transfer in a registered entity’s area or a transfer to a neighboring registered entity 
impacts the requested constraint by five percent or greater, the requested constraint 
shall be included in the TFC determination, otherwise the requested constraint is not 
required to be included. 
1.3.2  Each Transmission Operator that uses the Area Interchange or Rated System Path 
Methodology shall describe in its methodology the process it uses to account for 
requested constraints that have a five percent or greater distribution factor for a transfer 

   

Page 2 of 17 

 

MOD‐001‐2 — Modeling, Data, and Analysis — Available Transmission System Capability 
between areas in the TTC determination; otherwise the requested constraint is not 
required to be included. When testing transfers involving the requesting Transmission 
Operator’s area, the requested constraint may be excluded.  
1.3.3 A different method for determining whether requested constraints need to be included 
in the TFC or TTC determination may be used if agreed to by the Transmission Operators. 
M1. Each Transmission Operator that determines TFC or TTC shall provide its current written 
methodology (or methodologies) or other evidence (such as written documentation) to show that its 
methodology (or methodologies) contains the following:  


A description of the method used to account for the limits specified in part 1.1. Methods of 
accounting for these limits may include, but are not limited to, one or more of the following: 
o TFC or TTC being determined by one or more limits. 
o Simulation being used to find the maximum TFC or TTC that remains within the limit. 
o The application of a distribution factor in determining if a limit affects the TFC or TTC value. 
o Monitoring a subset of limits and a statement that those limits are expected to produce the 
most severe results. 
o A statement that the monitoring of a select limit(s) results in the TFC or TTC not exceeding 
another set of limits.   
o A statement that one or more of those limits are not applicable to the TFC or TTC 
determination. 



A description of the method used to account for the elements specified in part 1.2, provided such 
elements impact the determination of TFC or TTC. Methods of accounting for these elements 
may include, but are not limited to, one or more of the following: 
o A statement that the element is not accounted for since it does not affect the determination 
of TFC or TTC. 
o A description of how the element is used in the determination of TFC or TTC. 

R2.

   



A description of the process for including any reliability‐related constraints that are requested to 
be included by another Transmission Operator, as specified in parts 1.3, 1.3.1, 1.3.2, or 1.3.3).  



Each Transmission Operator that determines TFC or TTC shall provide evidence that currently 
active TFC or TTC values were determined based on its current written methodology, as specified 
in Requirement R1. 

Each Transmission Service Provider that determines Available Flowgate Capability (AFC) or Available 
Transfer Capability (ATC) shall develop an Available Transfer Capability Implementation Document 
(ATCID) that describes the methodology (or methodologies) for determining AFC or ATC values. The 
methodology (or methodologies) shall reflect the Transmission Service Provider’s current practices 
for determining AFC or ATC values. [Violation Risk Factor: Lower] [Time Horizon: Operations 
Planning] 

Page 3 of 17 

 

MOD‐001‐2 — Modeling, Data, and Analysis — Available Transmission System Capability 
2.1. Each methodology shall describe the method used to account for the following elements, 
provided such elements impact the determination of AFC or ATC: 
2.1.1.

The simulation of transfers performed through the adjustment of generation, Load, or 
both; 

2.1.2.

Transmission topology, including, but not limited to, additions and retirements; 

2.1.3.

Expected transmission uses; 

2.1.4.

Planned outages;  

2.1.5.

Parallel path (loop flow) adjustments; 

2.1.6.

Load forecast; and 

2.1.7.

Generator dispatch, including, but not limited to, additions and retirements. 

2.2. Each Transmission Service Provider that uses the Flowgate Methodology shall, for reliability‐
related constraints identified in part 1.3, use the AFC determined by the Transmission Service 
Provider for that constraint. 
M2. Each Transmission Service Provider that determines AFC or ATC shall provide its current ATCID or 
other evidence (such as written documentation) to show that its ATCID contains the following: 


A description of the method used to account for the elements specified in part 2.1, provided such 
elements impact the determination of AFC or ATC. Methods of accounting for these elements 
may include, but are not limited to, one or more of the following: 
o A description of how the element is used in the determination of AFC or ATC. 
o A statement that the element is not accounted for since it does not affect the determination 
of AFC or ATC. 
o A statement that the element is accounted for in the determination of TFC or TTC by the 
Transmission Operator, and does not otherwise affect the determination of AFC or ATC. 



For each Transmission Service Provider that uses the Flowgate Methodology, a description of the 
method in which AFC provided by another Transmission Service Provider was used for the 
reliability‐related constraints identified in part 1.3. 



Each Transmission Service Provider that determines AFC or ATC shall provide evidence that 
currently active AFC or ATC values were determined based on its current written methodology, as 
specified in Requirement R2. 

  R3.  Each Transmission Service Provider that determines Capacity Benefit Margin (CBM) values shall 
develop a Capacity Benefit Margin Implementation Document (CBMID) that describes its method for 
determining CBM values. The method described in the CBMID shall reflect the Transmission Service 
Provider’s current practices for determining CBM values. [Violation Risk Factor: Lower] [Time 
Horizon: Operations Planning] 
 
 

   

Page 4 of 17 

 

MOD‐001‐2 — Modeling, Data, and Analysis — Available Transmission System Capability 
M3.   Each Transmission Service Provider that determines CBM shall provide evidence, including, but 
not limited to, its current CBMID, current CBM values, or other evidence (such as written 
documentation, study reports, or supporting information) to demonstrate that it determined CBM 
values consistent with its methodology described in the CBMID. If a Transmission Service Provider 
does not maintain CBM, examples of evidence include, but are not limited to, an attestation, 
statement, or other documentation that states the Transmission Service Provider does not 
maintain CBM. 
R4. Each Transmission Operator that determines Transmission Reliability Margin (TRM) values shall 
develop a Transmission Reliability Margin Implementation Document (TRMID) that describes its 
method for determining TRM values. The method described in the TRMID shall reflect the 
Transmission Operator’s current practices for determining TRM values. [Violation Risk Factor: 
Lower][Time Horizon: Operations Planning] 
 
M4. Each Transmission Operator that determines TRM shall provide evidence including, but not limited 
to, its current TRMID, current TRM values, or other evidence (such as written documentation, 
study reports, or supporting information) to demonstrate that it determined TRM values 
consistent with its methodology described in the TRMID. If a Transmission Operator does not 
maintain TRM, examples of evidence include, but are not limited to, an attestation, statement, or 
other documentation that states the Transmission Operator does not maintain TRM. 
R5. Within 45 calendar days of receiving a written request that references this specific requirement 
from a Planning Coordinator, Reliability Coordinator, Transmission Operator, Transmission 
Planner, Transmission Service Provider, or any other registered entity that demonstrates a 
reliability need, each Transmission Operator or Transmission Service Provider shall provide: 
[Violation Risk Factor: Lower] [Time Horizon: Operations Planning] 
5.1.

A written response to any request for clarification of its TFC or TTC methodology, ATCID, 
CBMID, or TRMID. If the request for clarification is contrary to the Transmission Operator’s 
or Transmission Service Provider’s confidentiality, regulatory, or security requirements 
then a written response shall be provided explaining the clarifications not provided, on 
what basis and whether there are any options for resolving any of the confidentiality, 
regulatory, or security concerns. 

5.2.

If not publicly posted on OASIS or its company website, the Transmission Operator’s 
effective: 
5.2.1 TRMID; and 
5.2.2 TFC or TTC methodology. 

5.3.

If not publicly posted on OASIS or its company website, the Transmission Service Provider’s 
effective: 
5.3.1 ATCID; and 
5.3.2 CBMID. 

 

   

Page 5 of 17 

 

MOD‐001‐2 — Modeling, Data, and Analysis — Available Transmission System Capability 
M5. Examples of evidence include, but are not limited to:  
 Dated records of the request and the Transmission Operator’s or Transmission Service 
Provider’s response to the request; 
 A statement by the Transmission Operator or Transmission Service Provider that they have 
received no requests; or 
 A statement by the Transmission Operator or Transmission Service Provider that they do not 
determine one or more of these values: AFC, ATC, CBM, TFC, TTC or TRM.   
R6. Each Transmission Operator or Transmission Service Provider that receives a written request from 
another Transmission Operator or Transmission Service Provider for data related to AFC, ATC, TFC, 
or TTC determinations that (1) references this specific requirement, and (2) specifies that the 
requested data is for use in the requesting party’s AFC, ATC, TFC, or TTC determination shall take 
one of the actions below. [Violation Risk Factor: Lower] [Time Horizon: Operations Planning] 
6.1. In responding to a written request for data on an ongoing basis, the Transmission Service 
Provider or Transmission Operator shall make available its data on an ongoing basis no later 
than 45 calendar days from receipt of the written request. Unless otherwise agreed upon, 
the Transmission Operator or Transmission Service Provider is not required to:   
6.1.1 Alter the format in which it maintains or uses the data; or 
6.1.2 Make available the requested data on a more frequent basis than it produces the 
data and in no event shall it be required to provide the data more frequently than 
once an hour. 
6.2 In responding to all other data requests, each Transmission Operator or Transmission Service 
Provider shall make available the requested data within 45 calendar days of receipt of the 
written request. Unless otherwise agreed upon, the Transmission Operator or Transmission 
Service Provider is not required to alter the format in which it maintains or uses the data.
6.3 If making available any requested data under parts 6.1 or 6.2 of this requirement is contrary 
to the Transmission Operator’s or Transmission Service Provider’s confidentiality, regulatory, 
or security requirements, the Transmission Operator or Transmission Service Provider shall 
not be required to make available that data; provided that, within 45 calendar days of the 
written request, it responds to the requesting registered entity specifying the data that is not 
being provided, on what basis and whether there are any options for resolving any of the 
confidentiality, regulatory or security concerns.   
M6. Examples of evidence for a data request that involves providing data on an ongoing basis (6.1), 
include, but are not limited to: 

   



Dated records of a registered entity’s request, and examples of the response being met;  



Dated records of a registered entity’s request, and a statement from the requestor that the 
request was met (demonstration that the response was met is not required if the requestor 
confirms it is being provided); or 

Page 6 of 17 

 

MOD‐001‐2 — Modeling, Data, and Analysis — Available Transmission System Capability 


A statement by the Transmission Operator or Transmission Service Provider that they have 
received no requests under this requirement.  

Examples of evidence for all other data requests (6.2) include, but are not limited to:  


Dated records of a registered entity’s request, and the response to the request;  



Dated records of a registered entity’s request, and a statement from the requestor that the 
request was met; or 



A statement by the Transmission Operator or Transmission Service Provider that they have 
received no requests under this requirement.  

An example of evidence of a response by the Transmission Operator or Transmission Service 
Provider that providing the data would be contrary to the registered entity’s confidentiality, 
regulatory, or security requirements (6.3) is a response to the requestor specifying the data that is 
not being provided, on what basis and whether there are any options for resolving any of the 
confidentiality, regulatory, or security concerns.  

   

Page 7 of 17 

 

MOD‐001‐2 — Modeling, Data, and Analysis — Available Transmission System Capability 
C. Compliance

1.

Compliance Monitoring Process: 
1.1. Compliance Enforcement Authority: 
As defined in the NERC Rules of Procedure, “Compliance Enforcement Authority” refers 
to NERC or the Regional Entity in their respective roles of monitoring and enforcing 
compliance with the NERC Reliability Standards. 
1.2. Evidence Retention:  
The following evidence retention periods identify the period of time a registered entity 
is required to retain specific evidence to demonstrate compliance. For instances in 
which the evidence retention period specified below is shorter than the time since the 
last audit, the Compliance Enforcement Authority may ask the registered entity to 
provide other evidence to show that it was compliant for the full time period since the 
last audit.  


Implementation and methodology documents shall be retained for five years. 



Components of the calculations and the results of such calculations for all values 
contained in the implementation and methodology documents. 
o Hourly values for the most recent 14 days;  
o Daily values for the most recent 30 days; and  
o Monthly values for the most recent 60 days. 



If a Transmission Operator or Transmission Service Provider is found non‐compliant, 
it shall keep information related to the non‐compliance until mitigation is complete 
and approved. 



The Compliance Enforcement Authority shall keep the last audit records and all 
requested and submitted subsequent audit records.  

1.3. Compliance Monitoring and Assessment Processes: 


 “Compliance Monitoring and Assessment Processes” refers to the identification of 
the processes that will be used to evaluate data or information for the purpose of 
assessing performance or outcomes with the associated reliability standard. 

1.4. Additional Compliance Information: 


None 

 

 

Page 8 of 17 

MOD‐001‐2 — Modeling, Data, and Analysis — Available Transmission System Capability 
Table of Compliance Elements
R # 

R1 

 

Time 
Horizon 
Operations 
Planning 

VRF 

Lower 
 

Violation Severity Levels (VSLs) 
Lower VSL 

Moderate VSL 

High VSL 

Severe VSL 

Each Transmission 
Operator that 
determines TFC or TTC 
has not described its 
method for accounting 
for one of the 
limitations listed in 
part 1.1 in its written 
methodology. (1.1) 
 
OR 
 
Each Transmission 
Operator that 
determines TFC or TTC 
has not described its 
method for accounting 
for one of the element 
listed in part 1.2 in its 
written methodology, 
provided that element 
impacts its TFC or TTC 
determination. (1.2) 
 
 
 

Each Transmission 
Operator that 
determines TFC or TTC 
has not described its 
method for accounting 
for two of the 
limitations listed in 
part 1.1 in its written 
methodology. (1.1) 
 
OR  
 
Each Transmission 
Operator that 
determines TFC or TTC 
has not described its 
method for accounting 
for two, three, or four 
elements listed in part 
1.2 in its written 
methodology, 
provided those 
elements impacts its 
TFC or TTC 
determination. (1.2) 

Each Transmission 
Operator that 
determines TFC or TTC 
has not described its 
method for accounting 
for any of the 
limitations listed in 
part 1.1 in its written 
methodology. (1.1) 
 
OR 
 
Each Transmission 
Operator that 
determines TFC or TTC 
has not described its 
method for accounting 
for five, six, or seven 
elements of listed in 
part 1.2 in its written 
methodology, 
provided those 
elements impacts its 
TFC or TTC 
determination. (1.2) 
 
OR 
 

Each Transmission 
Operator that 
determines TFC or TTC 
did not develop a 
written methodology 
for describing its 
current practices for 
determining TFC or 
TTC values. 
 
OR 
 
Each Transmission 
Operator that 
determines TFC or TTC 
developed a written 
methodology for 
determining TFC or 
TTC but the 
methodology did not 
reflect its current 
practices for 
determining TFC or 
TTC values. 
 

Page 9 of 17 

MOD‐001‐2 — Modeling, Data, and Analysis — Available Transmission System Capability 

R # 

Time 
Horizon 

VRF 

Violation Severity Levels (VSLs) 
Lower VSL 

Moderate VSL 

High VSL 

Severe VSL 

Each Transmission 
Operator that 
determines TFC or TTC 
has not described the 
process for including 
any reliability‐related 
constraints that have 
been requested by 
another Transmission 
Operator, provided the 
constraints are also 
used in the requesting 
Transmission 
Operator’s TFC or TTC 
calculation and the 
request referenced 
part 1.3. (1.3) 
 
OR  
 
Each Transmission 
Operator that 
determines TFC or TTC 
has not used (i) an 
impact test process for 
including requested 
constraints, (ii) a 
process to account for 
requested constraints 
 

Page 10 of 17 

MOD‐001‐2 — Modeling, Data, and Analysis — Available Transmission System Capability 

R # 

Time 
Horizon 

VRF 

Violation Severity Levels (VSLs) 
Lower VSL 

R2 

Operations 
Planning 
 

 

Lower 

Moderate VSL 

High VSL 

that have a five 
percent or greater 
distribution factor for 
a transfer between 
areas in the TTC 
determination, or (iii) a 
mutually agreed upon 
method for 
determining whether 
requested constraints 
need to be included in 
the TFC or TTC 
determination. (1.3.1, 
1.3.2, 1.3.3) 
Each Transmission 
Each Transmission 
Each Transmission 
Service Provider that 
Service Provider that 
Service Provider that 
determines AFC or ATC  determines AFC or ATC  determines AFC or ATC 
has not described its 
has not described its 
has not described its 
method for accounting  method for accounting  method for accounting 
for one of the 
for two, three, or four  for five, six, or seven 
elements listed in part  elements listed in part  elements listed in part 
2.1 in its written 
2.1 in its written 
2.1 in its written 
methodology, 
methodology, 
methodology, 
provided that element  provided the elements  provided the elements 
impacts its AFC or ATC  impact its AFC or ATC  impact its AFC or ATC 
determination. (2.1) 
determination. (2.1) 
determination. (2.1) 
 
 
 
 
OR 
 

Severe VSL 

Each Transmission 
Service Provider that 
determines AFC or ATC 
did not develop an 
ATCID describing its 
AFC or ATC 
methodology. 
 
OR 
 
Each Transmission 
Service Provider that 
determines AFC or ATC 
did not reflect its 
current practices for 
Page 11 of 17 

MOD‐001‐2 — Modeling, Data, and Analysis — Available Transmission System Capability 

R # 

Time 
Horizon 

VRF 

Violation Severity Levels (VSLs) 
Lower VSL 

R3 

 

Operations 
Planning  

Lower 

None. 

Moderate VSL 

None. 

High VSL 
Each Transmission 
Service Provider that 
uses the Flowgate 
Methodology did not 
use the AFC 
determined by the 
Transmission Service 
Provider for reliability‐
related constraints 
identified in part 1.3. 
(2.2) 
None. 

Severe VSL 
determining AFC or 
ATC values in its 
ATCID. 
 

Each Transmission 
Service Provider that 
determines CBM 
values did not develop 
a CBMID describing its 
method for 
determining CBM 
values. 
 
OR 
 
Each Transmission 
Service Provider that 
determines CBM 
values did not reflect 
its current practices 
for determining CBM 
values in its CBMID. 
Page 12 of 17 

MOD‐001‐2 — Modeling, Data, and Analysis — Available Transmission System Capability 

R # 

Time 
Horizon 

VRF 

Violation Severity Levels (VSLs) 
Lower VSL 

 

R4 

Operations 
Planning 

Lower 

R5 

Operations 
Planning 

Lower 

None. 

Moderate VSL 
None. 

High VSL 

Severe VSL 

None. 

Each Transmission 
Operator that 
determines TRM 
values did not develop 
a TRMID describing its 
method for 
determining TRM 
values. 
 
OR 
 
Each Transmission 
Operator that 
determines TRM 
values did not reflect 
its current practices 
for determining TRM 
values in its TRMID. 
Each Transmission 
Each Transmission 
Each Transmission 
Each Transmission 
Operator or 
Operator or 
Operator or 
Operator or 
Transmission Service 
Transmission Service 
Transmission Service 
Transmission Service 
Provider failed to 
Provider did not 
Provider did not 
Provider did not 
respond in writing to a  respond in writing to a  respond in writing to a  respond in writing to a 
written request by one  written request by one  written request by one  written request by one 
or more of the 
or more of the 
or more of the 
or more of the 
registered entities 
registered entities 
registered entities 
registered entities 
specified in 
specified in 
specified in 
specified in 
Requirement R5 within  Requirement R5 within  Requirement R5 within  Requirement R5. 
 
45 calendar days from  76 calendar days from  106 calendar days 
Page 13 of 17 

MOD‐001‐2 — Modeling, Data, and Analysis — Available Transmission System Capability 

R # 

Time 
Horizon 

VRF 

Violation Severity Levels (VSLs) 
Lower VSL 

R6 

 

Operations 
Planning 

Lower 

the date of the 
request, but did 
respond in writing 
within 75 calendar 
days. 
Each Transmission 
Operator or 
Transmission Service 
Provider did not 
respond to a written 
request for data by 
one or more of the 
registered entities 
specified in 
Requirement R6 by 
making the requested 
data available within 
45 calendar days from 
the date of the 
request, but did 
respond within 75 
calendar days. 

Moderate VSL 
the date of the 
request, but did 
respond in writing 
within 105 calendar 
days. 
Each Transmission 
Operator or 
Transmission Service 
Provider did not 
respond to a written 
request for data by 
one or more of the 
registered entities 
specified in 
Requirement R6 by 
making data available 
within 76 calendar 
days from the date of 
the request, but did 
respond within 105 
calendar days. 

High VSL 
from the date of the 
request, but did 
respond in writing 
within 135 calendar 
days. 
Each Transmission 
Operator or 
Transmission Service 
Provider did not 
respond to a written 
request by one or 
more of the registered 
entities specified in 
Requirement R6 by 
making data available 
within 106 calendar 
days from the date of 
the request, but did 
respond within 135 
calendar days. 

Severe VSL 

Each Transmission 
Operator or 
Transmission Service 
Provider failed to 
respond to a written 
request for data by 
making data available 
to one or more of the 
entities specified in 
Requirement R6. 

Page 14 of 17 

Application Guidelines 
D. Regional Variances

None. 
E. Interpretations

None. 
F. Associated Documents

None. 

Guidelines and Technical Basis
Please see the MOD A White Paper for further information regarding the technical basis for 
each requirement. 
 
Rationale:

During development of this standard, text boxes were embedded within the standard to explain 
the rationale for various parts of the standard.  Upon BOT approval, the text from the rationale 
text boxes was moved to this section. 
Rationale for R1:  
Total Flowgate Capability (TFC) and Total Transfer Capability (TTC) are the starting points for 
the Available Flowgate Capability (AFC) and Available Transfer Capability (ATC) values. AFC and 
ATC values influence Real‐time conditions and have the ability to impact Real‐time operations. 
A Transmission Operator (TOP) shall clearly document its methods of determining TFC and TTC 
so that any TOP or Transmission Service Provider (TSP) that uses the information can clearly 
understand how the values are determined. The TFC and TTC values shall account for any 
reliability‐related constraints that limit those values as well as system conditions forecasted for 
the time period for which those values are determined. The TFC and TTC values shall also 
incorporate constraints on external systems when appropriate, in addition to constraints on the 
TOP’s own system. Requirement R1 sets requirements for the determination of TFC or TTC, but 
does not establish if a TOP must determine TFC or TTC.  
Rationale for R2:  
A TSP must clearly document its methods of determining AFC and ATC so that TOPs or other 
entities can clearly understand how the values are determined. The AFC and ATC values shall 
account for system conditions at the time those values would be used. Each TSP that uses the 
Flowgate Methodology shall also use the AFC value determined by the TSP responsible for an 
external system constraint where appropriate. Requirement R2 sets requirements for the 
determination of AFC or ATC, but does not establish if a TSP must determine AFC or ATC.
 
 

 

Page 15 of 17 

Application Guidelines 
Rationale for R3:  
Capacity Benefit Margin (CBM) is one of the values that may be used in determining the AFC or 
ATC value. CBM is the amount of firm transmission transfer capability preserved by the 
transmission provider for Load‐Serving Entities (LSEs), whose Loads are located on that TSP’s 
system, to enable access by the LSEs to generation from interconnected systems to meet 
resource reliability requirements. A clear explanation of how the CBM value is developed is an 
important aspect of the TSP’s ability to communicate to other entities how that AFC or ATC 
value was determined. Therefore anytime CBM is used (non‐zero) a CBMID is required to 
communicate the method of determining CBM.
Rationale for R4:  
Transmission Reliability Margin (TRM) is one of the values that may be used in determining the 
AFC or ATC value. TRM accounts for the inherent uncertainty in system conditions and the need 
for operating flexibility to ensure reliable system operation as system conditions change. An 
explanation by the TOP of how the TRM value is developed for use in the TSP’s determination 
of AFC and ATC is an important aspect of the TSP’s ability to communicate to other entities how 
that AFC or ATC value was determined. Therefore, anytime a TOP provides a non‐zero TRM to a 
TSP, a Transmission Reliability Margin Implementation Document (TRMID) is required to 
communicate the method of determining TRM.
Rationale for R5:  
Clear communication of the methods of determining AFC, ATC, CBM, TFC, TRM, and TTC are 
necessary to the reliable operation of the Bulk‐Power System (BPS). A TOP and TSP are 
obligated to make available their methodologies for determining AFC, ATC, CBM, TFC, TRM, and 
TTC to those with a reliability need. The TOP and TSP are further obligated to respond to any 
requests for clarification on those methodologies, provided that responding to such requests 
would not be contrary to the registered entities confidentiality, regulatory, or security 
concerns. The purpose of this requirement is not to monitor every communication that occurs 
regarding these values, but to ensure that those with reliability need have access to the 
information. Therefore, the requirement is very specific on when it is invoked so that it does 
not create an administrative burden on regular communications between registered entities. 
Rationale for R6: 
This requirement provides a mechanism for each TOP or TSP to access the best available data 
for use in its calculation of AFC, ATC, CBM, TFC, TRM, and TTC values. Requirement R6 requires 
that a TOP or TSP share their data, with the caveat that the TOP or TSP is not required to modify 
that data from the form that they use or maintain it in. For data requests that involve providing 
data on a regular interval, the TOP or TSP is not obligated to provide the data more frequently 
than either (1) once an hour, or (2) as often as they update the data. The data provider is also 
not obligated to provide data that would violate any of its confidentiality, regulatory, or security 
obligations. The purpose of this requirement is not to monitor every data exchange that occurs 
regarding these values, but to ensure that those with reliability need have access to the 
information. Therefore, the requirement is very specific on when it is invoked so that it does 
not create an administrative burden on regular communications between registered entities.  

 

Page 16 of 17 

Application Guidelines 
Version History

 

Version 

Date 

Action 

Change Tracking 

1 

August 26, 
2008 

Adopted by the NERC Board of 
Trustees. 

 

1a 

November 5, 
2009 

NERC Board Adopted 
Interpretation of R2 and R8 

2 

February 6, 
2014 

Adopted by the NERC Board of 
Trustees. 

Interpretation (Project 
2009‐15) 
Consolidation of MOD‐
001‐1a, MOD‐004‐1, 
MOD‐008‐1, MOD‐
028‐1, MOD‐029‐1a, 
and MOD‐030‐2. 
 

Page 17 of 17