Esta es la versión HTML de un fichero adjunto a una solicitud de acceso a la información 'Documents exchanged and presented within the framework of the Electricity Coordination Group (E02735).'.



Ref. Ares(2021)4296942 - 01/07/2021
Seasonal Outlooks 
Summer Outlook 2017 and next steps 
 






Different risks addressed at different times 
TYNDP 
MAF 
L o n g   t e r m  
M i d   t e r m  
S h o r t   t e r m  
>10 years 
10 years 
5 years 
1 year 
6 months  1 week 
Policy decisions 
Investment decisions 
Operational decisions 
REAL TIME 
UNCERTAINTY INCREASES 


What do the outlooks tell you? 
 Role of interconnections 
 
 Influence of external factors: weather, consumer behaviour… 
 
 Sensitivity analysis: look for severe case scenario (1 in 10 years) &   
 

see how system reacts 
 
 Review of the previous season for a  deeper understanding and 
improvements 


ENTSO-E seasonal outlooks- Stepwise approach 
 Collect inputs from TSOs 
 Build pan-European contraining scenarios 
At synchronous pan-European peak time 
At low demand time + high RES 
(upward adequacy) => Wednesdays 7 pm 
(downward adequacy) => Sundays 5 am & 11 am  
 
Focused analysis on regions potentially at risk 
Probabilistic approach using 
Aim is to estimate the 
Main drivers 
numerous situations 
probability that an 
are identified 
(temperature, wind...)  
issue could occur 
 
 





Evolution of the generation mix 2016 - 2017 
Difference in GW 


Summer Outlook- Severe Conditions 
Week
22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39
AL
AT
Capacity excess (export)
BA
BE
Import driven by market
BG
CH
CY
Import needed for adequacy
CZ
DE
15% of deficit cannot be covered with imports
DK
EE
ES
Sensitivity with Italy split into 6 Bidding Zones 
FI
FR
GB
ITn
GR
HR
ITcn
HU
IE
IT
ITcs
LT
LU
ITs
LV
ME
ITsar
MK
MT
ITsic
NI
NL
NO
PL
PT
RO
In Poland no risk at synchronous time (7 pm CET), 
RS
SE
possible issue at local peak (early afternoon) 
SI
SK
TR

UA_W


Italy – Probabilistic assessment 
In case of very high temperatures (daily 
average >28°C) and low hydro resources 
potential risk of planned load shedding 
 Risk  level  considered  very  high 
from mid-June to end July 
 
 Central-North  bidding  zone  is 
the most critical one 
Main countermeasures: 
 demand side response 
 maximising imports from the neighbouring countries 
 maximising generation capacity (e.g. maintenance reschedule,  reactivation of 

mothballed plants) 


Risks, mainly in weeks 29 and 30: 
Focus on Poland at local  • Long lasting heat wave, dry weather; 
peak hour 
• Limited import capacity on 
(13-14 CEST) 
synchronous profile with DE+CZ+SK due 
to high unscheduled flows through 
Poland (in the west to south direction). 
 
Operational, extraordinary measures: 
• Additional, emergency import to 
Poland on synchronous profile under 
the condition of simultaneous 
multilateral re-dispatch; 
• Demand Side Response contracted in 
advance. 



Downward regulation 
Week
22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39
AL
AT
BA
BE
BG
CH
CY
CZ
DE
DK
EE
Export needs when 
ES
FI
FR
minimum demand 
GB
GR
with high renewables 
HR
HU
IE
(Sunday 11 am CEST) 
ITn
ITcn
ITcs
 
ITs
ITsar
ITsic
Risk of wind/PV 
LT
LU
LV
curtailment in 
ME
MK
Southern Italy, Sicily 
MT
NI
NL
and Sardinia 
NO
PL
PT
 
RO
RS
SE
SI
SK
TR
UA_W


What for next Winter Outlook 2017/18? 
More severe scenarios (P95 for temperature/ PV/ wind) 
Hydro reservoir curve for main hydro countries with 
awareness if low level. Overall table in main report 
(over average, in average, below) 
Historical occurence of critical events and stress 
tests “what if projected again to current grid” (TSO 
expert view) 
Multiple outage probality: N-2 example on 
small area (e.g. Italy) At least generators 
outages, if possible also HVDC/ 
interconnection 
10 

Next steps beyond 2017 
Target methodology and tool to converge with Mid Term Adequacy Forecast 
(MAF) with high challenging timeline for calculation 

Contribute to identify crisis scenarios 
(cf. Risk Preparedness draft regulation, Art 8) 
Further coordination with week ahead adequacy, especially consistent 
methodology  

(cf. Risk Preparedness draft regulation, Art 5) 
Page 11 

Thank you 
12 

Key takeaways  
Summer Outlook 
 
> Italy & Poland to be monitored 
 
> Outlooks to evolve and improve notably 
with lessons from last winter 
 
> Outlooks need to evolve to cover more 
severe conditions 
13 





 
 
 
 

xxxx@xxxxxx.xx  - entsoe.eu – Follow us on  
14 


Downward regulation 
Week
22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39
AL
AT
BA
BE
BG
CH
CY
CZ
DE
DK
EE
ES
Export needs at the 
FI
FR
night time minimum 
GB
GR
HR
demand and high wind 
HU
IE
(Sunday 5 am CEST) 
IT
ITn
ITcn
 
ITcs
ITs
ITsar
 
ITsic
LT
LU
LV
Sufficient transmission 
ME
MK
capacity to export 
MT
NI
NL
excess of generation 
NO
PL
PT
RO
RS
SE
SI
SK
TR
UA_W
15 

ENTSO-E General Methodology – Upward adequacy 
Non usable 
capacity at 
reference point 
System service 
reserves 
Unavailable 
Capacity 
Forced outages 
Net 
Generating 
Planned outages  
Capacity 
(maintenance) 
Remaining 
Demand Side 
Capacity 
Response 
Reliable available 
capacity at 
reference point 
Peak Demand 
Page 16 

General Methodology – Downward regulation 
System service 
reserves 
(downward) 
Excess of 
generation 
Other must-run 
generation 
Pumping capacity 
Run of river 
Variable 
renewable 
Off-peak demand 
generation (e.g. 
wind, solar) 
Page 17 

Measures planned to be applied in case the generation is not sufficient to cover the load 
 
 
• Voltage reduction (in cooperation 
• Internal re-dispatching (also to increase 

 
 
with DSOs) 
 
Y
 
 
rea
 
 
import capacity) 
DA-
to 
 
 
• Demand response - reducing the 
• Using replacing reserves for balancing 
time  
ose
 
power supply of consumers with 
• Power curtailments (planned or in 
INTRA
Cl
 
such contracts 
emergency) 
 
 
 
 
 
 
• Countertrading and re-dispatching (to 
1-
s
 
• Changing the standard topology of 
D
   
day
increase import capacity 
 
the grid (also to increase import 
 
 
2
ee
capacity) 
-
 
• Reducing export capacity (if permission 
D
thr
 
-
ahead
o
 
 
w
available; it depends on the law whether it is 
3
T
-
 
D
 
a costly measure) 
 
Non-costly measures 
Costly measures 
Page 18 

How to keep system safe for the consumers? 
 Knowledge sharing & cooperation at 
European level essential to maintain safe 
system 
Example of possible gradual measures to maintain the supply that operators can use 
Structural grid 
Local 
Extra 
reinforcement 
Demand 
optimisation 
generation 
Voltage 
Local 
internally & 
Response 
of the grid  
reserves 
lowering 
power cuts 
cross border 
EXCEPTIONAL MEASURES 
Page 19 


Simplified merit order aporiach 
Page 20 

ENTSO-E Target methodology 
Probabilistic method using 
Integration with appropriate 
climate database to assess 
market-based stochastic 
Hourly resolution 
market prices & functioning, 
models to assess adequacy 
including during times of 
scarcity 
Extensive range of 
indicatorse.g. LOLE/ 
More detailed view of cross-
EENS/ LOLP, RES 
Assessment informs about the 
border contributions to a 
curtailmentscapacity 
country’s system adequacy
'need for flexibility'   
 
factor (as indicator for 
likelihood of units staying 
online) 
Page 21