### 3. Zarządzanie Połączeniami Systemów Elektroenergetycznych 3.1. Zasady zarządzania połączeniami systemów elektroenergetycznych 1. OSP opracowuje i wdraża mechanizmy zarządzania połączeniami systemów elektroenergetycznych oraz koordynacji i wymiany informacji, mających za zadanie zapewnienie bezpieczeństwa pracy systemu i alokację zdolności przesyłowych dla uczestników rynku zainteresowanych wymianą międzysystemową, zgodnie z rozporządzeniem 2019/943. 2. Zarządzanie połączeniami systemów elektroenergetycznych odbywa się na poziomie napięć w sieci przesyłowej połączonej z systemami przesyłowymi pracującymi równolegle (synchronicznie) oraz pozostałymi połączeniami z systemami pracującymi nierównolegle (niesynchronicznie) z systemem Polski. 3. Dla zapewnienia bezpieczeństwa pracy systemu oraz realizacji umów handlowych uczestników rynku w ramach wymiany międzysystemowej, OSP współpracuje z operatorami zagranicznych systemów przesyłowych. 4. Współpraca operatorów systemów zapewniona jest przez umowy i porozumienia zawarte między tymi operatorami oraz zasady obowiązujące w ENTSO-E. 5. Do umów i porozumień, o których mowa w pkt 4., należą w szczególności: (1) Synchronous Area Framework Agreement (SAFA RGCE); (2) Service Level Agreement for Explicit Allocation (EXPALL); (3) Single Allocation platform Coordination Agreement (SAP CA); (4) Single Day-Ahead Coupling Operations Agreement (DAOA); (5) Intraday Operations Agreement (IDOA); (6) Day Ahead Operational Agreement for the Core Flow-Based Market Coupling Project for the Core Region (Core DAOA); (7) porozumienia ruchowe z operatorami zagranicznych systemów przesyłowych. 6. Udostępnianie zdolności przesyłowych, alokowanie tych zdolności i zarządzanie ograniczeniami przesyłowymi jest realizowane zgodnie z metodami opracowanymi na podstawie przepisów rozporządzenia 2019/943 i podlegającymi zatwierdzeniu przez Prezesa URE lub ACER. 3.2. Zasady udostępniania oferowanych zdolności przesyłowych na połączeniach systemów elektroenergetycznych 1. Zdolności przesyłowe wymiany międzysystemowej na połączeniach międzysystemowych, wynikające z warunków pracy sieci, w przypadku: (1) połączeń synchronicznych łączących KSE z systemami elektroenergetycznymi Niemiec, Czech i Słowacji, są wyznaczane według: (a) metody NTC, o której mowa w pkt 3.3., stosowanej w ramach przetargów rocznych i miesięcznych oraz jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego, (b) metody FBA stosowanej w ramach jednolitego łączenia rynków dnia następnego oraz w procesie rezerwowym dla przetargów dobowych; (2) połączenia synchronicznego łączącego KSE z systemem elektroenergetycznym Ukrainy są wyznaczane według metody NTC stosowanej w ramach przetargów dobowych; (3) połączeń niesynchronicznych łączących KSE z systemami elektroenergetycznymi Szwecji (połączenie SwePol Link) i Litwy (połączenie LitPol Link), są wyznaczane według metody NTC stosowanej odrębnie dla każdego z tych połączeń, w ramach jednolitego łączenia rynków dnia następnego i jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego. INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 247 z 255 28 lipca 2025 r. 2. Ograniczenia alokacji wspólne dla połączeń międzysystemowych synchronicznych i niesynchronicznych, o których mowa w pkt 1., wynikające z kryteriów bezpieczeństwa pracy KSE, przy uwzględnieniu struktury i stanu technicznego MWE, są wyznaczane celem: (1) spełnienia obowiązujących kryteriów w zakresie wymaganej rezerwy mocy dostępnej dla OSP, przy czym w przypadku: (a) zdolności przesyłowych w kierunku eksportu (kierunek: z KSE), powinny być spełnione wymagania dotyczące rezerw mocy OSP określonych w pkt 10.2. 11. krajowe, dla poszczególnych horyzontów planistycznych, (b) zdolności przesyłowych w kierunku importu (kierunek: do KSE), powinny być spełnione wymagania, dotyczące poziomu nadwyżki całkowitego zapotrzebowania na moc do pokrycia przez JWCD cieplne nad sumą ich minimów technicznych, określone w pkt 10.2. 13. IRiESP - Korzystanie; (2) spełnienia ograniczeń wynikających z warunków pracy elektrowni i MWE, zawężających swobodę zmian stanu pracy MWE i dotyczących zakresu parametrów, stanu lub konfiguracji pracy MWE, niezbędnych dla zapewnienia odpowiednich poziomów jakości i niezawodności ich pracy: (a) minimalny okres pracy ciągłej MWE po zakończeniu remontu kapitalnego i średniego, (b) usztywniona praca MWE w związku z wykonywanymi pomiarami, (c) minimalna liczba MWE w ruchu w elektrowni, (d) minimalna liczba MWE wynikająca z produkcji ciepła przez elektrownię, (e) maksymalna liczba MWE uruchamianych jednocześnie w elektrowni, (f) wymóg pracy skrajnych MWE w elektrowni w okresie silnych mrozów; (3) minimalizacji liczby odstawianych/uruchamianych MWE w cyklu dobowym. 3. Ograniczenia alokacji są wyznaczane jako maksymalne wartości, dla których spełnione są kryteria bezpieczeństwa pracy KSE. 4. Udostępnianie zdolności przesyłowych, wyznaczanych zgodnie z pkt 1., na połączeniach międzysystemowych odbywa się: (1) w przypadku połączeń synchronicznych łączących KSE z systemami elektroenergetycznymi Niemiec, Czech i Słowacji: (a) w ramach przetargów rocznych i miesięcznych oraz w procesie rezerwowym dla przetargów dobowych, prowadzonych przez Biuro Przetargów, (b) w ramach jednolitego łączenia rynków dnia następnego, (c) w ramach jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego; (2) w przypadku połączenia synchronicznego łączącego KSE z systemem elektroenergetycznym Ukrainy w ramach przetargów dobowych, prowadzonych przez Biuro Przetargów; (3) w przypadku połączeń niesynchronicznych łączących KSE z systemami elektroenergetycznymi Szwecji (połączenie SwePol Link) i Litwy (połączenie LitPol Link): (a) w ramach jednolitego łączenia rynków dnia następnego, (b) w ramach jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego. 5. Udostępniane oraz alokowane zdolności przesyłowe, wyznaczane zgodnie z metodą NTC, w ramach przetargów rocznych, miesięcznych, dobowych oraz procesów jednolitego łączenia INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 248 z 255 28 lipca 2025 r. rynków dnia następnego (w ramach procesu rezerwowego w przetargach dobowych) i jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego, są publikowane na platformie informacyjnej ENTSO-E. Udostępniane zdolności przesyłowe w ramach przetargów rocznych i miesięcznych, OSP publikuje dodatkowo na stronie internetowej OSP. Udostępniane oraz alokowane zdolności przesyłowe, wyznaczane zgodnie z metodą FBA w ramach jednolitego łączenia rynku dnia następnego są publikowane na stronie internetowej Biura Przetargów. 3.3. Wyznaczanie zdolności przesyłowych na połączeniach międzysystemowych zgodnie z metodą NTC 3.3.1. Postanowienia ogólne 1. Metoda NTC określa zasady wyznaczania zdolności przesyłowych wymiany międzysystemowej, w tym zasady obliczania marginesu bezpieczeństwa przesyłu. Wyznaczone zdolności przesyłowe oparte są na bazie elektrycznych i fizycznych parametrów sieci oraz wynikają z warunków pracy sieci. 2. Podstawą do wyznaczenia zdolności przesyłowych wymiany międzysystemowej są wyniki analiz rozpływowych, wykonywanych z wykorzystaniem aktualnych modeli systemów połączonych, z uwzględnieniem warunków pracy KSE. 3. Zdolności przesyłowe wymiany międzysystemowej są wyznaczane jako NTC, dla których spełnione są kryteria niezawodności pracy sieci. 4. Na potrzeby pkt 3.3. przyjmuje się następujące rozumienie definicji i oznaczenia skrótów: (1) NTC (ang. net transfer capacity) - zdolności przesyłowe netto, to maksymalne dostępne zdolności wymiany mocy pomiędzy dwoma przyległymi obszarami rynkowymi, uwzględniające niezbędny margines bezpieczeństwa oraz kryteria niezawodności stosowane w tych obszarach; (2) TTC (ang. total transfer capacity) - całkowite zdolności przesyłowe, to maksymalna dopuszczalna wartość mocy wymiany międzysystemowej pomiędzy przyległymi obszarami rynkowymi zgodnie z obowiązującymi w każdym z nich kryteriami bezpieczeństwa; (3) TRM (ang. transmission reliability margin) - margines bezpieczeństwa przesyłu, który stanowi rezerwę zdolności przesyłowych utrzymywaną ze względu na możliwe zdarzenia losowe i niepewność danych wykorzystanych dla wyznaczenia wartości TTC. Definicje i oznaczenia skrótów, o których mowa w pkt (1) - (3) są przyjęte i stosowane przez wszystkich operatorów systemów przesyłowych elektroenergetycznych zrzeszonych w ramach ENTSO-E. 3.3.2. Przekrój wymiany międzysystemowej KSE 3.3.2.1. Przekrój synchroniczny wymiany międzysystemowej KSE - profil techniczny 1. Przekrój synchroniczny wymiany międzysystemowej KSE, określany także jako profil techniczny, składa się z połączeń wzajemnych KSE z systemami połączonymi synchronicznie z KSE, o których mowa w pkt 3.2. 1. (1). Dla wskazanych połączeń wielkości zdolności przesyłowych są wyznaczane w sposób łączny dla wszystkich granic wchodzących w skład profilu. 2. O wartości TTC decydują techniczne zdolności przesyłowe KSE, które wyznacza się dla sumy przekrojów granicznych KSE z systemami elektroenergetycznymi, o których mowa w pkt 3.2. 1. (1). Przyjęcie tego założenia wynika z uwarunkowań technicznych realizacji wymiany międzysystemowej w tym rejonie. Systemy elektroenergetyczne, o których mowa w pkt 3.2. 1. (1) i system elektroenergetyczny Polski (KSE) tworzą między sobą wielokrotne połączenia INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 249 z 255 28 lipca 2025 r. elektryczne. Powoduje to występowanie znacznych przepływów wyrównawczych oraz wzajemne wykorzystywanie sieci dla realizacji wymiany międzysystemowej, zarówno w stanach normalnych, jak i w stanach awaryjnych. Wyjątek stanowi proces wyznaczania zdolności przesyłowych dla horyzontu godzinowego. Bez uszczerbku dla postanowień metody wyznaczania zdolności przesyłowych w przedziale czasowym rynku dnia bieżącego dla regionu wyznaczania zdolności przesyłowych Core, przyjętej na podstawie CACM GL, do czasu wdrożenia profilu technicznego w ramach mechanizmu jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego (Single Intra-Day Coupling - SIDC), zdolności wyznaczone dla horyzontu godzinowego są dzielone na poszczególne profile handlowe, tj. oddzielnie dla granicy Polska - Niemcy, Polska - Czechy i Polska - Słowacja. 3. Najistotniejsze skutki powyższych uwarunkowań z punktu widzenia udostępniania zdolności przesyłowych dla wymiany międzysystemowej są następujące: (1) każda wymiana handlowa uzgodniona na granicy dwóch systemów pracujących synchronicznie odbywa się z wykorzystaniem innych przekrojów granicznych; dotyczy to w szczególności wymiany realizowanej pomiędzy KSE a niemieckim systemem elektroenergetycznym (do 50% tej wymiany jest realizowane przez granice polsko - czeską i polsko - słowacką); (2) wymiana handlowa energii elektrycznej między systemami elektroenergetycznymi (bez udziału handlowego podmiotów działających w obszarze polskim) powoduje powstawanie przepływów energii elektrycznej przez KSE, co istotnie wpływa na zdolności przesyłowe dostępne na granicach Polski. Wyznaczając na danej granicy zdolności przesyłowe zgodnie z metodą NTC należy więc założyć określony oczekiwany poziom wymiany handlowej na innych granicach w regionie. 4. Z uwagi na powyższe uwarunkowania, zdolności przesyłowe na profilu synchronicznym KSE są wyznaczane jako jedna wartość dla wszystkich granic wchodzących w skład profilu. 5. Bez uszczerbku dla postanowień metody wyznaczania zdolności przesyłowych w przedziale czasowym rynku dnia bieżącego dla regionu wyznaczania zdolności przesyłowych Core przyjętej na podstawie CACM GL, do czasu wdrożenia profilu technicznego w ramach mechanizmu jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego (SIDC), zdolności wyznaczone dla horyzontu rynku dnia bieżącego są po ich wyznaczeniu dla profilu technicznego dzielone na poszczególne granice KSE, tj. oddzielnie dla granicy Polska - Niemcy, Polska - Czechy i Polska - Słowacja. 3.3.2.2. Przekrój niesynchroniczny wymiany międzysystemowej KSE: Polska - Litwa i Polska - Szwecja 1. Przekroje niesynchroniczne wymiany międzysystemowej tworzy KSE oddzielnie z systemami, o których mowa w pkt 3.2. 1. (3). 2. O wartości TTC każdego połączenia, decydują techniczne zdolności przesyłowe KSE, które wyznacza się dla punktu styku połączeń, o których mowa w pkt 3.2. 1. (3) oraz techniczne możliwości samego połączenia. Przyjęcie tego założenia wynika z uwarunkowań technicznych pracy połączeń niesynchronicznych. 3.3.2.3. Przekrój synchroniczny wymiany międzysystemowej KSE: Polska - Ukraina 1. Przekrój synchroniczny o którym mowa w pkt 3.2. 1. (2) stanowi osobne połączenie KSE z systemem elektroenergetycznym Ukrainy. 2. Wartości TTC dla tego połączenia są wyznaczane osobno w odniesieniu do pozostałych połączeń, o których mowa w pkt 3.3.2.1. i 3.3.2.2. INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 250 z 255 28 lipca 2025 r. 3.3.3. Kryteria niezawodności 1. Techniczne zdolności przesyłowe między obszarami wyznacza się z uwzględnieniem warunków bezpieczeństwa pracy połączonych systemów elektroenergetycznych. Jako kryterialne zakłócenia przyjmuje się: (1) wyłączenie jednej międzysystemowej linii w sieci przesyłowej (w przypadku linii dwutorowej zakłada się wyłączenie jednego toru); (2) wyłączenie dowolnego pojedynczego elementu KSE (pojedynczy tor linii w sieci przesyłowej, transformator, sekcja szyn rozdzielni NN); (3) wyłączenie dowolnego pojedynczego elementu sieci w systemach elektroenergetycznych połączonych z KSE (pojedynczy tor linii w sieci przesyłowej, transformator, sekcja szyn rozdzielni NN). 2. W przypadku jednego z powyższych kryterialnych zakłóceń muszą być spełnione w KSE kryteria niezawodności opisane w pkt 1.4.2. 8. IRiESP - Korzystanie. 3.3.4. Metoda wyznaczania TTC 1. Wartości TTC wyznaczane są przy wykorzystaniu najbardziej aktualnych i dostępnych dla danego okresu modeli matematycznych systemów połączonych. 2. Modele obliczeniowe powinny zawierać: (1) parametry elektryczne elementów sieci oraz ich dopuszczalne obciążalności; (2) parametry elektryczne oraz maksymalne i minimalne moce czynne i bierne generatorów uwzględnianych w opisywanym modelu; (3) przewidywaną konfigurację pracy systemu elektroenergetycznego dla analizowanego okresu (układ pracy sieci i rozkład wytwarzania); (4) przewidywane wartości salda wymiany międzysystemowej poszczególnych krajów uwzględnianych w opisywanym modelu; (5) planowane zapotrzebowanie mocy w każdym węźle modelu sieci; (6) ekwiwalenty generacji nie wprowadzonej do modelu (w tym generacji rozproszonej). 3. Wartości TTC dla eksportu z KSE do systemów elektroenergetycznych, o których mowa w pkt 3.2. 1. (1) i (2), oblicza się zgodnie z zasadami, o których mowa w pkt 3.3.4.1., natomiast dla importu do KSE zgodnie z zasadami, o których mowa w pkt 3.3.4.2. 3.3.4.1. Zdolności przesyłowe w kierunku eksportu 1. Zdolności przesyłowe w kierunku eksportu są wyznaczane poprzez zasymulowanie dodatkowej wymiany energii na danym przekroju wymiany międzysystemowej. Symulowana generacja w obszarze KSE jest zwiększana o E z jednoczesnym zmniejszaniem generacji o E w systemach elektroenergetycznych tworzących dany przekrój wymiany międzysystemowej KSE, czego efektem jest wzrost przepływu mocy z KSE do tych systemów. Proces zmian generacji kontynuowany jest aż do momentu, gdy przestają być spełnione przyjęte kryteria niezawodności opisane w pkt 3.3.3. 2. Maksymalna wielkość eksportu mocy z KSE na przekroju wymiany międzysystemowej, o którym mowa w pkt 3.3.2., przy zachowaniu kryteriów niezawodności, określa wartość TTC dla eksportu: 𝑇𝑇𝐶 = 𝐵𝐶𝐸 + ∆ 𝐸𝑚𝑎𝑥 + gdzie: INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 251 z 255 28 lipca 2025 r. BCE  wymiana mocy w modelu, który był wykorzystywany do wyznaczenia wartości TTC, określona na podstawie obserwacji z czasu przeszłego E max+  maksymalna całkowita zmiana generowanej mocy w kierunku eksportu, przy zachowaniu kryteriów niezawodności systemów elektroenergetycznych 3.3.4.2. Zdolności przesyłowe w kierunku importu 1. Wyznaczanie wartości TTC dla importu do KSE wykonuje się w sposób analogiczny jak dla kierunku eksportu, wymuszając zmianę kierunku przepływu mocy między systemami elektroenergetycznymi. W tym celu redukowana jest generacja w KSE o E z jednoczesnym zwiększeniem generacji o E w systemach elektroenergetycznych tworzących dany przekrój wymiany międzysystemowej KSE. Proces zmian generacji kontynuowany jest aż do momentu, gdy przestają być spełnione przyjęte kryteria niezawodności opisane w pkt 3.3.3. 2. Maksymalna wielkość importu mocy do KSE na przekroju wymiany międzysystemowej, o którym mowa w pkt 3.3.2., przy zachowaniu kryteriów niezawodności, określa wartość TTC dla importu: 𝑇𝑇𝐶 = 𝐵𝐶𝐸 − ∆ 𝐸𝑚𝑎𝑥 + gdzie: BCE  wymiana mocy w modelu, który był wykorzystywany do wyznaczenia wartości TTC, określona na podstawie obserwacji z czasu przeszłego E max+  maksymalna całkowita zmiana generowanej mocy w kierunku importu, przy zachowaniu kryteriów niezawodności systemów elektroenergetycznych 3.3.5. Wymagania dotyczące TRM 1. Podczas wyznaczania zdolności przesyłowych dla połączeń synchronicznych, przyjmowane są założenia dotyczące prognozowanego przepływu mocy na połączeniach KSE, które mogą ulec zmianie między momentem wyznaczenia zdolności przesyłowych, a momentem ich fizycznej realizacji. W szczególności istotne są założenia dotyczące zewnętrznych transakcji handlowych realizowanych poza możliwością wpływu OSP, tzn. (i) transakcji zawieranych wewnątrz danego obszaru rynkowego i powodowanych przez nie przepływów niegrafikowych (loopflows) oraz (ii) transgranicznej wymiany energii między innymi obszarami rynkowymi (dokonującej się poza polskim obszarem rynkowym) i powodowanych przez nią niekoordynowanych przepływów tranzytowych. Aby zabezpieczyć się przed niepewnościami przepływów fizycznych wynikających z nieskoordynowanych transakcji realizowanych poza polskim obszarem rynkowym, a w efekcie zapobiec sytuacji, w której OSP zostanie skonfrontowany z przepływami fizycznymi przekraczającymi maksymalny dopuszczalny poziom, należy podczas wyznaczania zdolności przesyłowych zastosować odpowiedni margines bezpieczeństwa przesyłu TRM. 2. TRM jest wyznaczany przy uwzględnieniu danych statystycznych określających zmianę przepływów nieplanowych wykorzystywanych do wyznaczania całkowitych zdolności przesyłowych (TTC). Oszacowanie TRM odbywa się na podstawie danych historycznych. 3. Wyznaczone wartości TRM są publikowane na stronie internetowej OSP. 3.3.6. Horyzonty czasowe obliczeń i źródła danych wyjściowych 1. OSP wyznacza wartości TTC oraz TRM dla horyzontu rocznego, miesięcznego, dobowego oraz dnia bieżącego w ramach odpowiednich procedur planowania koordynacyjnego, wykorzystując w obliczeniach aktualnie dostępne dane. Wyznaczone wartości technicznych zdolności przesyłowych podlegają publikacji w postaci: INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 252 z 255 28 lipca 2025 r. (1) rocznych zdolności przesyłowych, dla połączeń wymienionych w pkt 3.2. 1. (1) i (2) - zawierających wartości TTC oraz TRM wyznaczone dla poszczególnych dni roku; (2) miesięcznych zdolności przesyłowych dla połączeń wymienionych w pkt 3.2. 1. (1) i (2) - zawierających wartości TTC oraz TRM wyznaczone dla poszczególnych dni miesiąca; (3) zdolności przesyłowych rynku dnia następnego dla połączeń wymienionych w pkt 3.2. 1. (2) - zawierających wartości TTC oraz TRM wyznaczone dla wszystkich godzin doby; (4) zdolności przesyłowych rynku dnia bieżącego dla połączeń wymienionych w pkt 3.2. 1. (2) - zawierających wartości TTC oraz TRM wyznaczone dla poszczególnych godzin. 3.3.7. Modele 1. Poszczególne modele wykorzystywane w obliczeniach są opracowywane w ramach obecnie obowiązujących procedur, przy czym: (1) modele roczne ENTSO-E - to modele opracowywane w ramach ENTSO-E na podstawie danych uzyskanych od poszczególnych operatorów systemów przesyłowych elektroenergetycznych (modele obejmują kontynentalną część sieci ENTSO-E); (2) modele prognostyczne TSCNET - to modele powstające w ramach procedury regionalnej TSCNET na podstawie danych przekazywanych codziennie przez poszczególnych operatorów systemów przesyłowych elektroenergetycznych (dane zawierają w szczególności planowane na dzień następny indywidualne salda wymiany międzysystemowej poszczególnych krajów); (3) modele sezonowe KSE - to modele opracowywane przez OSP zgodnie z postanowieniami IRiESP, oddzielnie dla zimy i lata, dla charakterystycznych okresów doby (szczyt obciążenia i dolina nocna); (4) modele dobowe KSE - to modele sezonowe KSE uwzględniające planowane na dany dzień wyłączenia sieciowe, zapotrzebowanie oraz rozkład wytwarzania na poszczególne moduły wytwarzania energii. INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 253 z 255 28 lipca 2025 r.