Artikel 75 Methode zur Koordination der Betriebssicherheitsanalyse — Leitlinie für den Übertragungsnetzbetrieb
Gliederung
TEIL III BETRIEBSPLANUNG
TITEL 2 BETRIEBSSICHERHEITSANALYSE
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:
a) 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;
b) Grundsätze für die gemeinsame Risikobewertung, die für die in Artikel 33 genannten Ausfallvarianten mindestens Folgendes umfassen:
c) Grundsätze für die Bewertung und Behandlung von Unsicherheiten von Stromerzeugung und Last unter Berücksichtigung einer Zuverlässigkeitsmarge gemäß Artikel 22 der Verordnung (EU) 2015/1222;
d) Anforderungen an die Koordination und den Informationsaustausch zwischen regionalen Sicherheitskoordinatoren in Bezug auf die in Artikel 77 Absatz 3 genannten Aufgaben;
e) 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:
a) 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;
b) 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
c) 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:
a) 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;
b) 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;
c) 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:
a) die Einheitlichkeit bei der Festlegung außergewöhnlicher Ausfallvarianten;
b) die Bewertung der Wahrscheinlichkeit und der Auswirkungen von außergewöhnlichen Ausfallvarianten sowie
c) 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:
a) 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
b) Mindestfrequenz für die Aktualisierung der Stromerzeugungs- und Verbrauchsprognosen unter Berücksichtigung der Variabilität und installierten Kapazität der nicht planbaren Stromerzeugung.
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