Artykuł 75

1. W terminie 12 miesięcy od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy OSP wspólnie opracowują propozycję dotyczącą metody koordynacji analiz bezpieczeństwa pracy. Metoda ta ma na celu ujednolicenie analiz bezpieczeństwa pracy systemu przynajmniej dla obszaru synchronicznego i obejmuje co najmniej:

a) metody oceny wpływu elementów systemu przesyłowego i SGU położonych poza obszarem regulacyjnym OSP w celu identyfikacji tych elementów tworzących obszar obserwowalności OSP i progów wpływu zdarzeń awaryjnych, powyżej których zdarzenia awaryjne takich elementów stanowią zewnętrzne zdarzenia awaryjne;

b) zasady wspólnej oceny ryzyka zdarzeń awaryjnych, o których mowa w art. 33, obejmujące co najmniej:

(i) powiązane prawdopodobieństwo;

(ii) przejściowe dopuszczalne przeciążenia; oraz

(iii) skutki zdarzeń awaryjnych;

c) zasady oceny oraz postępowania w razie niepewności generacji i obciążenia, z uwzględnieniem marginesu niezawodności zgodnie z art. 22 rozporządzenia (UE) 2015/1222;

d) wymogi dotyczące koordynacji i wymiany informacji między regionalnymi koordynatorami bezpieczeństwa odnośnie do zadań wymienionych w art. 77 ust. 3;

e) rolę ENTSO-E w zarządzaniu wspólnymi narzędziami, poprawie zasad dotyczących jakości danych, monitorowaniu metody dla skoordynowanej analizy bezpieczeństwa pracy systemu oraz wspólnych przepisów dotyczących regionalnego bezpieczeństwa pracy systemu w każdym regionie wyznaczania zdolności przesyłowych.

2. Metody, o których mowa w ust. 1 lit. a), muszą umożliwiać identyfikację wszystkich elementów obszaru obserwowalności OSP, będących elementami sieci innych OSP lub OSD, modułów wytwarzania energii lub instalacji odbiorczych przyłączonych do systemu przesyłowego. Metody te uwzględniają następujące elementy systemu przesyłowego i charakterystykę SGU:

a) status połączeń lub wielkości elektryczne (takie jak napięcia, rozpływy mocy, położenie kątowe wirnika), które mają znaczący wpływ na dokładność wyników estymacji stanu dla obszaru regulacyjnego danego OSP, powyżej wspólnych progów;

b) status połączeń lub wielkości elektryczne (takie jak napięcia, rozpływy mocy, położenie kątowe wirnika), które mają znaczący wpływ na dokładność wyników analizy bezpieczeństwa pracy danego OSP, powyżej wspólnych progów; oraz

c) wymóg zapewnienia odpowiedniego przedstawienia połączonych elementów w obszarze obserwowalności OSP.

3. Wartości, o których mowa w ust. 2 lit. a) i b), określa się poprzez sytuacje reprezentatywne dla różnych warunków, jakich można oczekiwać, charakteryzujące się takimi zmiennymi jak poziom i rozkład generacji, poziom transgranicznej wymiany energii elektrycznej i wyłączenia elementów.

4. Metody, o których mowa w ust. 1 lit. a), muszą umożliwiać identyfikację wszystkich elementów wykazu zewnętrznych zdarzeń awaryjnych OSP o następującej charakterystyce:

a) każdy element ma współczynnik wpływu na wielkości elektryczne w obszarze regulacyjnym OSP (takie jak: napięcie, rozpływy mocy, położenie kątowe wirnika) większe niż wspólne progi wpływu zdarzenia awaryjnego, co oznacza, że wyłączenie takiego elementu może mieć znaczący wpływ na wyniki analizy zdarzeń awaryjnych OSP;

b) dobór dopuszczalnego wpływu zdarzeń awaryjnych w danym OSP musi minimalizować ryzyko wystąpienia zdarzenia awaryjnego zidentyfikowanego w obszarze regulacyjnym innego OSP i jednocześnie nieznajdującego się w wykazie zewnętrznych zdarzeń awaryjnych danego OSP, może prowadzić do zachowań systemu powszechnie uznawanych za nieakceptowalne dla każdego elementu z wykazu wewnętrznych zdarzeń awaryjnych danego OSP, takich jak stan zagrożenia;

c) ocena takiego ryzyka musi się opierać na sytuacjach reprezentatywnych dla różnych warunków, jakich można oczekiwać, które charakteryzują takie zmienne jak rozkład generacji, poziomy wymiany, wyłączenia elementów:

5. Zasady wspólnej oceny ryzyka, o których mowa w ust. 1 lit. b), określają kryteria oceny bezpieczeństwa wzajemnie połączonego systemu. Kryteria te ustanawia się w odniesieniu do ujednoliconego poziomu maksymalnego dopuszczalnego ryzyka w ramach analizy bezpieczeństwa różnych OSP. Zasady te odnoszą się do:

a) spójności określania wyjątkowych zdarzeń awaryjnych;

b) oceny prawdopodobieństwa i skutków wyjątkowych zdarzeń awaryjnych; oraz

c) uwzględniania wyjątkowych zdarzeń awaryjnych z wykazu zdarzeń awaryjnych OSP, gdy prawdopodobieństwo ich wystąpienia przekracza wspólny próg.

6. Zasady oceny i postępowania w razie niepewności, o których mowa w ust. 1 lit. c), przewidują utrzymywanie skutków niepewności dotyczących generacji lub zapotrzebowania poniżej dopuszczalnego i ujednoliconego maksymalnego poziomu dla analizy bezpieczeństwa pracy każdego OSP. Zasady te określają:

a) ujednolicone warunki, w przypadku gdy jeden OSP aktualizuje swoją analizę bezpieczeństwa pracy. Warunki te muszą uwzględniać istotne aspekty, takie jak horyzont czasowy dla prognoz generacji i zapotrzebowania, poziom zmian prognozowanych wartości w obszarze regulacyjnym OSP lub w innych obszarach regulacyjnych innych OSP, lokalizację generacji i odbiorów, wyniki wcześniejszych analiz bezpieczeństwa pracy; oraz

b) minimalną częstotliwość aktualizacji prognoz generacji i zapotrzebowania, w zależności od ich zmienności i zainstalowanej mocy generacji niedyspozycyjnej.