Ceci est une version HTML d'une pièce jointe de la demande d'accès à l'information 'Documents exchanged and presented within the framework of the Electricity Coordination Group (E02735).'.



Ref. Ares(2021)4296942 - 01/07/2021
 
Risk Preparedness 
 
Electricity Coordination Group meeting 18 January 2018 

Background: impact assessment accompanying the  
proposed Risk Preparedness Regulation 
Currently, Member States behave differently when it comes to preventing, preparing for  
and managing crisis situations. The assessment of the national legal frameworks and  
current practices across Europe has shown that: 
1 
• Member States and TSOs take different sets of measures to prevent and  
Procedures and 
manage crisis situations, and that such measures are triggered at different  
measures 
moments in time 
• National roles and responsibilities differ 
• Crisis plans, rules and practices remain solely national in focus, disregarding  
what happens across borders 
2  Electricity crisis 
• There is no common definition of a crisis situation 
scenarios 
• There is no common approach to identifying and assessing risks 
3 
• There is not a systematic information-sharing and transparency during  
Communication 
electricity crisis situations among the Stakeholders (TSO, MSs, NRAs, RSC,  
process 
ENTSO-E, EC) 

CEP – Risk Preparedness Regulation proposals 
The proposed Regulation sets out: 
• What Member States should do to prevent, prepare for and manage electricity crisis  
1 
situations 
• How they should cooperate effectively across borders in a spirit of transparency and 
2 
solidarity, providing a framework for fair compensation for assistance 
• Common methodology for identifying electricity crisis scenarios at a regional level (Art. 5)  
3 
and for short-term adequacy assessments* (Art. 8) 
• It also provides a framework for a more systematic monitoring of security of supply issues  
4 
via the Electricity Coordination Group (ECG) 
• It contributes to the revised Third Package by ensuring that, even in crisis situations,  
5 
priority is given to market-based measures and markets can work as long as possible** 
(*) Namely seasonal outlooks (six months ahead) and week-ahead to intraday adequacy assessments 
(**) REV2: non-market measures, may be taken only as a last resort, when all possibilities provided by the market have been exhausted 

Electricity Risk Preparedness draft Regulation 
ENTSO-E to propose  methodology for identifying relevant crisis scenarios in a regional context, on the basis of 
the following risks: 
• Rare and extreme natural hazards; 
• Accidental hazards going beyond the N-1 security criterion; 
• Consequential hazards including fuel shortages; 
• Malicious attacks 
 
ENTSO-E  to  propose  methodology  for  assessing  short-  term  adequacy  (seasonal  as  well  as  week  ahead)  which 
shall cover: 
• Uncertainty of inputs such as probability of transmission or generation unplanned outage, severe weather  
conditions and variability of demand; 
• Probability of crisis situation; 
• Probability of simultaneous crisis situation. 
4 

Regional assessment 
Identification of electricity 
Short term adequacy 
crisis 
assessment 
(Art 5, RPP) 
(Art 8, RPP) 
• Start with existing  
• Probabilistic approach 
experiences ( qualitative  
• More severe scenarios  
survey on Risk Preparedness  
(multiple outages, P95  
in July 2017) 
weather conditions, gas  
• Build consistent national/  
supply and infrastructure  
regional/ Pan-European  
disruption…) 
methodologies 
• Consistency between  
• Ensure sufficient  
seasonal and week ahead  
confidentiality for critical  
assessments 
information 
5 

Principle timeline towards methodology for identifying electricity crisis 
Entry into force  
ENTSO-E submits  
ACER approves  
Risk  
ACER a 
or amends the  
ENTSO-E regular  
Preparedness  
methodology  
proposal  
update/  
Regulation 
for identifying  
methodology 
improve when  
electricity crisis  
needed or  
scenarios* 
upon ACER and  
T0 
ECG request 
(01.01.2020) 
T0 + 6 m 
T0 + 8 m 
Methodology  for  identifying  the  most  relevant  electricity  crisis  
What? 
scenarios  in  relation  to  system  adequacy,  system  security  and  fuel  
security in a regional context 
(*) Before submitting the proposed methodology, ENTSO-E shal  conduct a consultation involving at least the industry and consumer  
organisations, producers or their trade bodies, TSOs and DSOs, competent authorities, NRAs and other national authorities 
6 


Risk Preparedness (4 years rolling horizon down to Intraday) 
Crisis Methodology  
Risk Preparedness  
Seasonal Outlook &  
and Crisis Scenarios  
Plans for each  
Regional W-1 down to  
(every 4 years and as  
Scenario (every 4  
before D-1 adequacy  
needed) 
years and as needed) 
assessment 
Critical grid situation leading to electricity crisis 
Electricity system in  
Critical Grid Situation &  
Crisis leading to  
communication process 
Incident occurs 
Emergency &  
Restoration procedure 
A Critical Grid Situation is a potential emergency state, c.f. SO GL article 18(3), identified in the operational planning phase. During a Critical Grid  
Situation the available regular countermeasures are exhausted and therefore TSO(s) are required to take regionally coordinated extraordina
7ry 
countermeasures.
 

RPR definitions (Art. 2 – Council’s version 20.12.2017) 
Security of  
The ability of an electricity system to guarantee the supply of electricity to  
electricity supply 
customers with a clearly defined level of performance as defined by  
Member States 
 
A situation of significant electricity shortage or impossibility to supply  
Electricity crisis 
electricity to customers, either existent or imminent, as defined by the  
Member States and described in the risk preparedness plans 
Simultaneous  
An electricity crisis affecting more than one Member State at the same  
crisis 
time 
Crisis  
A person, group of persons, a team composed of the relevant national  
coordinator 
electricity crisis managers or institution tasked with acting as a contact  
point and coordinating the information flow during an electricity crisis 
Non-market  
Any supply or demand-side measure deviating from market rules or  
measure 
commercial agreements, with a view to mitigate an electricity crisis 
 
A group of Member States whose transmission system operators are sharing  
Region 
the same Regional Security Coordinator, for the function of regional  
operational security as created pursuant to Article 77 of the SO GL 










Risk Preparedness Regulation - Provisional Timelines (*) 
ACER Opinion on  
Methodology - regional  

Regional electricity crisis  
n  ENTSO-E task 
electricity crisis  
3  identification and 
scenarios identification 
submission to ECG 
4  Publication of Risk  
1  Methodology to identify  
Preparedness Plans 
regional  electricity  crisis  
scenarios
 
National electricity  
Assumed RPP  
crisis identification 
regulation EIF 
2  Short term adequacy 
methodology proposal 
0 
ACER opinion on  
ENTSO-E task force 
Methodology - Short  
proposal on RPR 
term adequacy 
Q1 ‘19 
Q2‘19 
Q3’19 
Q4’19 
Q1’20 
Q2’20 
Q3’20 
Q4’20 
(*) Based on Council’s version from 20 December 2017