該期末報告於2004年4月5日對外正式公布後，我只專注於238頁報告的十章內有關肇因調查事故分析改善建議本文，對於附錄未加以詳讀，這次重溫814美加大停電期末報告，發現「附錄B：NERC停電事故調查說明及建議制定過程(Appendix B：Description of Outage Investigation and Process for Development of Recommendations)」，其內容有：調查專案小組的組成及職責、美國-加拿大-NERC調查小組、工作小組的職能、資料及資訊之保密性、美國及加拿大相關法律框架、監督及協調、調查第一~四階段調查過程等。跟2014年7月1日版的「NERC停電及擾動事件之應變程序」內容有許多相似之處。我推論十年後NERC 2014年之應變程序應該有參考附錄B的實務制定的。
在第二階段期間，專案小組徵求了加拿大及美國之民眾及專家利益相關者的意見，以制定最終建議。人們被要求對期中報告發表評論，並就強化各國電力系統可靠度的建議提供意見。專案小組透過許多種方法收集了這些資訊，包括公共論壇(public forums)、技術專家之研討班(workshops)以及向加拿大能源資源部(NRCan: Natural Resources Canada)及美國能源部(DOE: Department of Energy)網站遞送電子信。
B.1 專案小組的組成及職責(Task Force Composition and Responsibilities)
專案小組之共同主席(co-chairs)是美國能源部長史賓塞·亞伯拉罕（Spencer Abraham）及加拿大天然資源部長（NRCan）赫伯·達利瓦爾（Herb Dhaliwal）負責第一階段，以及加拿大NRC部長約翰 艾福特( R. John Efford)負責第二階段。其他美國成員包括核能管制委員會(Nuclear Regulatory Commission)主席尼爾斯·迪亞茲（Nils J. Diaz）、國土安全部長(Secretary of Homeland Security)湯姆·李奇（Tom Ridge）及聯邦能源管制委員會(FERC)主席派特·伍德三世（Pat Wood III）。其他加拿大成員是第一階段的副總理(Deputy Prime Minister)約翰·曼利(John Manley)及第二階段的副總理兼公共安全及應急準備部長(Public Safety and Emergency Preparedness)安妮·麥克萊倫(Anne McLellan)，加拿大核安全委員會(Canadian Nuclear Safety Commission)主席兼執行長琳達·基恩(Linda J. Keen)及國家能源委員會(National Energy Board)主席肯尼斯·沃爾曼(Kenneth Vollman)。專案小組的協調員(coordinators for the Task Force)是代表美國能源部的吉米 格羅特菲悌(Jimmy Glotfelty)及代表加拿大自然資源部的納瓦爾 卡莫(Nawal Kamel)博士。
在專案小組的監督下，成立了三個由電力系統、核能及資通網絡安全專家組成的調查小組，以調查停電的原因。電力系統調查小組由來自多個美國聯邦機關、美國能源部國家實驗室、加拿大電業界、加拿大國家能源委員會(National Energy Board)、北美電力可靠度理事會（NERC: North American Electric Reliability Council）的工作人員及美國電業界。整個調查小組分為幾個具體負責之分析小組，包括資料管理、決定停電事件順序(SOE: sequence of outage events)、系統建立模型、運轉工具及通信評估、輸電系統性能(績效)、發電機性能(績效)、NERC及管制標準/程序及合規性、系統規劃及設計檢討、植被(vegetation)及輸電線路權(right-of-way)管理、輸電及可靠度投資以及肇因分析(root cause analysis)。
還成立了許多的專家小組(teams of experts)，以解決與受停電影響之核能電廠性能有關的問題，以及與幹線電力基礎設施有關的實體及資通網路安全問題。安全及核能調查小組也有聯絡員，他們與上述各種電力系統調查小組密切合作。
三個工作小組[亦即電力系統工作小組(Electric System Working Group)、核能工作小組(Nuclear Working Group)及安全工作小組(Security Working Group)]的美國及加拿大共同主席指定了由調查小組完成之調查任務。這些調查結果被綜合成一份期中報告(Interim Report)，反映了三個調查小組及工作小組的結論。在第二階段，期中報告透過從技術會議(technical conferences)收集之新資訊、額外的建立模型及分析以及公眾意見得到了強化。決定期中報告及期末(最終)報告何時完成以及適合向民眾公布，係美國-加拿大專案小組及調查共同主席的責任。
B.4 資料及資訊之保密性(Confidentiality of Data and Information)
能源部長指示能源部（DOE）收集資訊以及執行調查，查明原因或2003年8月14日停電之肇因。在啟動這項工作時，部長根據1974年「能源供應及環境協調法(Energy Supply and Environmental Coordination Act)」第11條及1974年「聯邦能源管理法(Federal Energy Administration Act)」第13條行使其權力，收集與能源有關的資訊並進行調查。這項權力給他及能源部能夠收集他認為必要的能源資訊，以協助制定能源政策，在合理之時間及以合理的方式執行調查，以及在能源設施及商業場所進行實地檢查。此外，能源部可以清點及取樣其中的任何燃料或能源庫存，檢查及複製已經或正在彙編能源資訊的記錄、報告及文件，並在它認為必要時詢問這些人。美國能源部與加拿大自然資源部及NERC密切合作進行調查。
達利瓦爾（Herb Dhaliwal）部長作為負責加拿大自然資源的部長，被總理柯里田(Chrétien)任命為加拿大專案小組的共同主席。Dhaliwal部長與他的美國共同主席、能源部長亞伯拉罕以及NERC與其省級同行密切合作，履行了他的職責。當NRCan部長約翰 艾福特( R. John Efford)擔任新的加拿大共同主席時，他繼續與亞伯拉罕部長及三個工作小組密切合作。
建立與停電相關事件精確及準確的順序是調查其他部分的關鍵組成區塊。發展此順序的關鍵問題之一是，儘管與事件相關的許多資料都帶有時間戳(time-stamped)，但時間戳的完成方式因來源而異，並且並非所有時間戳都與科羅拉多州波德(Boulder , CO.)的國家標準與技術研究院（NIST: National Institute of Standards and Technology ）標準時鐘同步。 驗證特定事件的時間成為一項很大、重要以及有時甚至是艱巨之任務。這項工作對於專案小組於9月12日發布停電事故「時間表(timeline)」也至關重要。時間表按順序簡要說明了導致停電連鎖階段之主要事件的引發，然後是連鎖本身。然而，時間表並不是為了解決所說明的事件之間的因果關係，也不是為了指定停電的過錯或責任。時間表中的所有時間均為東部夏令時間(Eastern Daylight Time)。
B.7.5 系統建立模型及模擬分析(System Modeling and Simulation Analysis)
系統建立模型及模擬小組（SMST: system modeling and simulation team）複製了在8月14日系統情況以及事件導致成為大停電過程。該模型反映了電氣系統的狀態。一旦在8月14日選定的關鍵時刻以實際情況為基準點(benchmarked)，它允許分析師執行一系列敏感性檢討，以決定系統在連鎖事故之前的每個時間點是否穩定並在限制範圍內。該分析還確認了系統何時變得不穩定，並允許分析師測試諸如卸載(load-shedding)等措施是否會阻止連鎖事故。
在第一階段，植被/線下路權小組(Vegetation/Right of Way Team)對8月14日在第一能源公司(First Energy)，戴頓電力&電燈公司(Dayton Power &Light)及新納基電力(Cinergy)服務轄區內發生的樹木及導體之間的碰觸進行了實地調查。該小組還檢查了從這些及其他公用事業公司的資料請求中所獲得的詳細資訊，包括這些線路上的樹木碰觸的歷史停電事故。這些發現已包含在期中報告以及有關電力公司植被管理的詳細說明，並PO在 http://www ferc.gov/cust-protect/moi/uvm-initial-report.pdf 網頁上。
該小組還要求停電地區的公用事業委員會(PUC: public utility commissions)提供有關州對輸電植被管理及線下路權(ROW: Right of Way)維護之任何要求的資訊。從第一階段開始，一直持續到第二階段，植被/ROW小組詳細檢討了上述三家電力公司的植被管理及ROW維護實務，並將其與北美公認的公用事業實務(慣例)進行了比較。審查檢討的問題包括與土地業主的ROW法律許可協定、預算、樹木修剪週期、組織架構及除草劑之使用。透過FERC聘請的CNUC顧問公司(CN Utility Consulting)來支援停電調查，植被/線下路權(Vegetation/ROW)小組也指認了輸電 ROW 管理的「最佳實務(best practices)」。他們使用這些實務來評估8月14日線路停電事故中涉及的三家電力公司的績效，並評估公用事業植被管理實務的有效性。
在2004年3月2日，FERC 公佈了 CNUC顧問公司的「公用事業植被管理期末報告(Utility Vegetation Management Final Report)」（詳見 http://www.ferc.gov/cust-protect/ moi/uvm-final-report.pdf）。
調查小組使用了一種稱為「肇因分析(root cause analysis)」的技術來幫助指導整個調查過程，以指認導致俄亥俄州停電的肇因及促成因素(contributing factors)。肇因分析小組與技術調查小組密切合作，提供回饋及對其他資訊的查詢。此外，根據需要利用其他資料來源、肇因分析驗證了有關導致停電事故之條件及作為（或不作為）的事實。
B.8.1系統規劃、設計及檢討小組(System Planning, Design and Studies Team)
系統規劃、設計及檢討小組(SPDST)檢討了俄亥俄州及中東區可靠度協調協議(ECAR: East Central Area Reliability Coordination Agreement (ECAR))地區之無效電力管理、交易排程、系統檢討及系統運轉限制。除了在調查資料倉庫中的資料外，該小組還向六個控制區(電力公司)及可靠度協調中心（包括第一能源First Energy）送交了六項綜合資料請求，來為其分析奠定基礎。該小組檢討了無效電力及電壓管理政策、實務及準則，並將其與受影響地區及鄰近系統的實際及模擬系統條件相互比較。他們於2003年8月評估了評估及批准交易排程及標籤(tags)之過程以及這些排程與交易之協調情況，並於8月14日檢討了標記交易對關鍵設施的影響。同樣，該小組於8月14日審查檢討了受影響地區有效的系統運轉限值，這些限值是如何確定的，以及這些限值是否適合2003年8月存在的電網。他們回顧檢討了FirstEnergy及ECAR在2003年及前幾年進行的系統檢討，包括這些檢討中使用的方法及假設，以及這些方法及假設是如何在相鄰的控制區及理事會之間協調的。
B8.3 連鎖停電事故之動態模型建立(Dynamic Modeling of the Cascade)
這項工作是系統建立模型及模擬小組(System Modeling and Simulation team)在第一階段所做工作的產物，由NPCC系統檢討-跨區域動態分析第38工作小組組成的小組進行，並由來自ECAR、MISO、PJM及SERC區域可靠度機構的代表補充。從第一階段開發的定態(steady-state)電力潮流開始，他們從美國東部時間16：05：50開始，透過一系列先是定態，然後是動態模擬，以了解整個電網的條件如何變化，從而將分析向前推進。
該小組的工作得到了幫助，因為能夠從調查之外的各個團體所完成之有關停電的檢討及報告中學習，包括俄亥俄州公用事業委員會(Public Utility Commission)、密西根州公共服務委員會(Public Service Commission)、紐約電力調度中心(New York ISO)、ECAR及紐約州公共服務委員會。
除了電力系統調查工作外，安全及核能調查小組執行了額外的分析，並用其他調查結果更新了他們的期中報告。
B.9 專案小組建議之準備(Preparation of Task Force Recommendations)
公眾及利益相關者之意見係制定專案小組建議的一個重要組成部分。收到的意見涉及廣泛的主題，包括可靠度標準之執行、改善溝通、對緊急情況之應變計劃以及評估市場結構之必要性。請參閱附錄 C 有關貢獻者(contributors)清單。
事件之通知通常由NERC電力部門資訊分享及分析中心（ESISAC: Electricity Sector Information Sharing and Analysis Center）值班人員收件，並轉發給其他適當的NERC人員。NERC透過聯繫適當的可靠度協調中心(RC)執行初步情勢評估，並決定是否啟動其危機溝通計劃。在收集有關事件資訊的初始階段，盡量減少對正在執行系統復電之幹線電力系統調度員的干擾至關重要。為了盡量減少對它們工作的干擾，NERC作為ESISAC能力，應作為與政府機關之主要通信聯繫。
ESISAC運作之概念（ConOps: Concept of Operations）規定了NERC在正常情況下、緊急情況及國家安全特殊事件期間將遵循的運作計劃、溝通程序及後勤工作。ConOps包括聯邦能源管制委員會、美國能源部、美國國土安全部、美國核能管制委員會以及加拿大公共安全及緊急應變準備部(Public Safety and Emergency Preparedness)之（24×7）主要聯絡點。
第3階段：資料收集、調查、分析及通報 (Phase 3 -Data Collection, Investigation, Analysis, and Reporting)
根據事件之範圍、大小程度及影響，在第3階段期間，NERC可能會：
對系統及發電機反應執行概述分析;
依靠其區域可靠度機構之一執行分析以及監視分析結果;
與區域可靠度機構合作執行分析;或
執行NERC級別之分析。
NERC執行長(CEO)將根據初步情勢評估(situation assessment)及與NERC技術委員會(technical committee)成員協商，決定是否需要執行NERC級別之分析。如果要執行 NERC級別的分析，NERC 執行長將任命事件分析及資訊分享處長(Director of Events Analysis and Information Exchange)領導分析，以及組建一個高階技術指導小組(high-level technical steering group)，在整個分析過程中提供指導及支援。
精確、準確的事件發生順序(SOE: sequence of events)係分析之所有其他面向的構建方塊(building block)，也是根本肇因分析之起點。它是發展計算機模型的基礎，來模擬系統情況並評估造成停電事故期間之定態及穩定度情況。事件發生順序(SOE)係事實真相的基礎，分析之所有其他面向都可以在此基礎上進行。
B.3 系統建立模型及模擬分析小組(System Modeling and Simulation Analysis)：
B.13 NERC及RE標準/程序及合規性(NERC and RE Standards/Procedures and Compliance)：
本小組審查檢討NERC可靠度標準、區域可靠度標準及區域可靠度機構程序以及合規性監視及執行計劃之充分性，以解決導致停電事故的問題。本小組也審查檢討受影響之運轉機構是否符合可靠度標準。對於不太重要的事件分析，可能不需要這個小組。但是，所有合規問題都將遞交給NERC合規處長(Director of Compliance)。
隨著風力及太陽能等非同步發電裝置容量的增加，以及與愛爾蘭全島電力系統跟英國與歐洲法國的進一步互聯(interconnection)，有必要量測及限制系統非同步滲透率（SNSP: System Non-Synchronous Penetration），以確保系統的安全及謹慎運轉。本文之目的係闡明SNSP的定義。
SNSP的定義係根據促進再生能源（FoR: Facilitation of Renewables）研究的結果。如果未來的研究顯示需要更改SNSP定義，則此政策(policy)將相應更新。
標量(Scalars)係應用於提供「安全永續電力系統 (DS3: Delivering a Secure Sustainable Electricity System)」系統(輔助)服務費率，為了激勵提供(輔助)服務之彈性(flexibility)、可靠度(reliability)、金錢價值(value for money)及績效(performance)。
電力是現代社會結構的一個關鍵組成部分，電力可靠度組織 (ERO: Electric Reliability Organization)企業致力於加強此結構。 由北美電力可靠度公司 (NERC: North American Electric Reliability Corporation) 及六個區域可靠度機構(RE: Regional Entity)所組成的電力可靠度組織企業 (ERO Enterprise)之願景，為一個高度可靠與安全的北美幹線電力系統 (BPS: Bulk Power System)。 我們(NERC)的使命是確保有效及有效率降低電網可靠度與安全度之風險。
太陽能發電可用率資料系統 (GADS-S：GADS Solar Generation)-資料通報說明書(DRI: Data Reporting Instructions)之制定，旨在協助太陽能發電場(廠)人員通報資訊給NERC的GADS-S(太陽能)通報應用程式。 此說明書詳細說明了通報資料時要遵循的程序、時間表及格式。 在本文件中，術語「機構(entity)」將用於指擁有一座或多座電場(廠)的主要組織(principal organization)(亦即太陽能發電公司)。
「促成運轉條件」是事件通報的必填欄位。它為導致事件或停機事故的條件提供上下文。「促成運轉條件」欄位將用於事件分析，以區分故障模式[「故障原因(what failed)」]及故障機制[故障條件（conditions under which it failed）]。促成運轉條件不會取代肇因代碼，而是補充事件之整體細節及肇因。
F.1 聚合交流變流器削減量（MW）[Aggregate AC Inverter Clipping (MW)]
聚合交流變流器削減量(Aggregate AC Clipping.)係變流器組的聚合交流銘牌(Aggregate AC Nameplate)容量與合計個別變流器容量 (Summed Individual Inverter Capacity) 之間的差異值。變流器不能再轉換直流電力的點與變流器組中所有變流器銘牌容量下合計交流電力的點之間的差異值。
例如，一個系統具有1MW的聚合交流銘牌容量，但個別變流器容量合計（變流器組的合計）為800KW，則聚合交流變流器削減量(Aggregate AC Inverter clipping)為0.2 MW。
F.2 聚合直流對交流比-變流器組通報(Aggregate DC to AC Ratio-Inverter Group Reporting)
F.11 儲能系統容量（MW）-儲能通報[Energy Storage System Capacity (MW)–Energy Storage Reporting]
這是儲能組之額定容量(rated Capacity)。（MW）
F.12 儲能系統能量(MWh）- 儲能通報[Energy Storage System Energy (MWh) – Energy Storage Reporting]
這是隨時間推移可以提供之額定能量(rated energy)。（MWh）
The principal organization that owns one or more plants. The entity is registered as a GOP (Generator Operator) with NERC and has an NCR number (NERC Compliance Registry), or if voluntarily reporting, a VR number (Voluntary Reporting).
F.13 機構 – 發電場、變流器組及儲能通報(Entity– Plant, Inverter Group, and Energy Storage Reporting)
這是根據在當月加總之間隔期間內量測的太陽時數及太陽輻射。 通常，這可以使用陣列之月平面 x 面板面積 x 內部損失(Monthly Plane of Array x panel area x internal losses)來計算。 預期發電量係在每台變流器的交流側通報。這應該包括變流器層級的內部損失(internal losses)、溫度調整(temperature adjustments)、以及內部線路損失(internal line losses)。變流器組之預期發電量或事件記錄應從各台變流器彙總。如果參考IEC 61724，這將相當於天氣校正後之預期發電量。
這是進入太陽能板的總太陽輻射。對於新發電場，使用可用資料中的理論資料，對於舊發電場，使用現場資料。這可以使用直達日射(DNI: Direct Normal Irradiance）、擴散日射（DHI: Diffuse Horizontal Irradiance） 及地面反射輻射(ground-reflected radiation)的總計來計算;然而，由於與直接輻射及漫射輻射相比，地面反射輻射通常微不足道，因此出於所有實際目的，全天空輻射僅是直接輻射及擴散輻射的總計：
GHI = DHI + DNI * cos (Z)
上式中Z是太陽天頂角(solar zenith angle)。
使用NREL參考（或其他參考）以及使用年平均全天空日射。如果你有過去幾年的真實資料，就可以使用上。
F.20 毛實際發電量（千度）–性能通報[Gross Actual Generation (MWh)-Performance Reportin]
The Individual Inverter Capacity is the limited capacity of the inverter below its Inverter AC Nameplate. This is associated with set point changes in software that limits the output of the inverter. This is used to calculate Aggregate AC Inverter Clipping.
F.21 個別變流器容量（MW）-變流器組通報（未通報）[Individual Inverter Capacity (MW)-Inverter Group Reporting (not reported)]
個別變流器容量是變流器在其變流器交流銘牌(Inverter AC Nameplate)下之限制容量(limited capacity)。這與軟體中的設定點變化有關，這些變化限制了變流器的輸出。這用於計算聚合交流變流器削減容量(Clipping)。
F.22 GHI 的年際差異-發電場通報[InterAnnual Variance of GHI – Plant Reporting]
F.28 淨實際發電量（千度）-性能通報[Net Actual Generation (MWh)-Performance Reporting]
淨實際發電量係在計費電表(revenue meter)或互連點(POI: Point of Interconnection)提供的能量。如果該組的場內用電或輔機負載大於變流器的總發電量，則可能會出現負的實際凈發電量。
F.29 淨可靠容量（NDC）（相當於 NMC x 容量因數）-計算欄位[Net Dependable Capacity (NDC) (equivalent to NMC x Capacity Factor)-Calculated Field]
淨可靠容量(NDC: Net Dependable Capacity)係計費電表上的實際發電能力減去容量損失。這些損失可能包括但不限於無太陽能(no solar)、低太陽能、高太陽能、太陽能降載（小於額定容量）或超出製造廠家運轉規範（溫度、電氣等）的損失。查看NDC的另一種方式是變流器在100%可用率下的容量，同時在製造廠家的規範範圍內使用可用之燃料源（太陽能）。
例如，如果淨最大容量(NMC)為100MW，並且所有太陽能問題的損失為40%，則 NDC可以計算為 100MW x （1 ‐ 0.40）。我們的NDC將是60MW。
鑒於太陽能發電的特性，在一組中的各個變流器都處於相同狀態之情況非常罕見。因此，由於變流器在各種條件下花費的時間，NERC GADS 將收集小時數(collects hours)為變流器小時數(Inverter hours)，來讓NERC能夠計算有意義之統計資料。使用變流器小時數讓運轉員只需將每台變流器通報的小時數簡單相加即可通報小時數。
多個變流器組可以組成一所發電場。由於凈實際發電量(Net Actual Generation)是在互連(Interconnection)時測量的，因此沒有直接的方法來測量每台變流器組的凈實際發電量。作為練習，我們將測量每台變流器組的毛(Gross)實際發電量、發電場的凈實際發電量，並計算每台變流器組的凈實際發電量。這也可以為我們提供獲取變流器組容量因數的樣例方法。由於這是一個樣例，因此它是這些計算的一種方法。公司可以根據自己的資料使用自己的計算方法。
在大多數情況下，「資源」性能因數(performance factors)及比率(rates)考慮所有停機事故及小時數。這些包括但不限於，從資源（太陽能）不可用率、設備故障、承購事件、天氣及任何其他非設備停機所造成的停機事故。資源方程式主要由資源規劃者將太陽能整合到大電力供應(bulk power supply)中之用。
輸電公司擁有幹線電力系統(BES)母線所需SER及FR資料之註明日期清單[電子或紙本(electronic or hard copy)]，根據PRC-002-2 附件 1 進行標識，以及證明所有BES母線均已依照要求R1規定的時間間隔重新評估。輸電公司也將提供註明日期的（電子或紙本）證明並已根據要求 R1 通知了其他業主。。
IEEE C37.111：電力系統暫態資料交換通用格式(COMTRADE: Common format for transient data exchange）。
IEEE C37.232-2011，IEEE命名時間順序資料檔通用格式（COMNAME: Common Format for Naming）標準。IEEE於2011年9月11日發佈標準。
NPCC SP6報告；同步事件資料通報(Report Synchronized Event Data Reporting)，2005年 3月31日修訂
美國-加拿大電力系統大停電事故專案小組(U.S.-Canada Power System Outage Task Force)，關於2003年8月14日美國及加拿大停電的期末報告：原因及建議（2004年）[Final Report on the August 14, 2003 Blackout in the United States and Canada: Causes and Recommendations (2004).]。
美國-加拿大電力系統停電事故專案小組中期報告：美國及加拿大 8 月 14 日停電的原因（2003 年 11 月）[U.S.-Canada Power System Outage Task Force Interim Report: Causes of the August 14th Blackout in the United States and Canada (Nov. 2003)]
第11.4節規定FR及DDR資料檔應符合IEEE C37.111、IEEE 暫態交換通用格式標準(COMTRADE: Common Format for Transient Exchange）修訂版1999或更新版本。IEEE C37.111-1999 或更新版本的使用在業界已得到廣泛應用。C37.111-2013係COMTRADE的一個版本，其中包括一個附件(annex)，說明了COMTRADE標準在同步相量資料(synchrophasor data;)中的應用;但是，版本 C37.111-1999在目前業界中常用。
第11.5節使用標準化命名格式C37.232-2011，IEEE時間順序資料檔命名通用格式標準（COMNAME），用來提供擾動監測資料。這種檔案格式允許對大型擾動之簡化分析(streamlined analysis)，以及包括關鍵記錄，諸如與資料同步相關的本地時間時差(local time offset)。
事件順序與故障記錄對於系統擾動之分析、重建、及通報非常重要。但是，在幹線電力系統(BES)上的每條BES母線都不需要SER及FR資料來執行擾動之充分或徹底的分析。作為事件分析的主要工具，斷路器狀態之變化的時間同步時間戳(time synchronized time stamp)以及個別線路之電壓及電流波形記錄可以讓本地及廣域擾動事件精確地重建(reconstruction)。
大量發電資源之跳脫帶給全北美的所有互聯系統之頻率及角度穩定度風險。獲取這些機器在擾動期間的動態反應的資料有助於分析大型擾動。擁有有關發電機對擾動的動態反應的資料可以大大改進對事件為何發生的暸解，而不是發生了什麼。為了決定與提供機組大小準則之依據，DMSDT從NERC的發電可用率資料系統(GADS: Generating Availability Data System)計劃中獲取了特定的發電機組資料。
要求10(R10)指南(Guideline for Requirement R10)：時間同步(time synchronize)
擾動監測資料之時間同步(Time synchronization)讓對來自不同記錄源之大量地理上分散的資料記錄進行時間對齊。一個公認的時間標準係為這種一致性提供基礎之必要條件。協調世界時間(UTC: Coordinated Universal Time） 是用來做記錄時間對齊的基礎。它是一種國際時間標準，利用原子鐘產生幾分之一秒級的精確時間測量值。本地時差(The local time offset)，以負數表示，是UTC與本地時區記錄測量值之間的差值。
此外，摘自美國-加拿大電力系統停電專案小組(U.S.-Canada Power System Outage Task Force)期中報告：【2003年11月14日美國及加拿大8月14日大停電之肇因(Causes of the August 14th Blackout, November 2003, in the United States and Canada)】第103頁：
ENTSO-E(the European Network of Transmission System Operators for Electricity) 根據歐盟規則2019/943[REGULATION (EU) 2019/943]的要求，如期於2023/12/15公佈了歐盟內部電力市場(internal market for electricity)之年度工作計劃(Annual Work Programme)。
工作計劃中列出之優先事項反映了賦予ENTSO-E法律授權如下：
歐盟規則2022/869[REGULATION (EU) 2022/869]- 關於跨歐洲能源基礎設施指南(guidelines for trans-European energy infrastructure)
歐盟規則2019/943[REGULATION (EU) 2019/943]-關於歐洲內部電力市場及相關電網法規與指南(Network Codes and Guidelines)，
ENTSO-E(the European Network of Transmission System Operators for Electricity)，亦即歐洲輸電網路電力調度中心，係歐洲輸電調度中心(TSO)合作協會[the association for the cooperation of the European transmission system operators (TSOs)]。代表35個國家的39家TSO成員負責歐洲電力系統的安全及協調運轉，該系統是世界上最大的互聯電力系統。除了在技術合作中發揮核心的歷史角色外，ENTSO-E也是各個TSO的共同喉舌(common voice)。
電力市場設計改革提案修訂了2019年歐盟【電力指令(Electricity Directive)】、【電力規則(Electricity Regulation)】及【能源管制機關合作署(ACER: Agency for the Cooperation of Energy Regulators)規則】的部分內容，以保護消費者免受價格波動的影響，提高能源價格的穩定性及可預測性，並增加再生能源投資。這包括獎勵長期合約，如購售電合約（PPA）及雙向價差合約（CfD），增強了彈性的作用，並引入了賦予消費者權能的措施。
替代燃料基礎設施規則（AFIR: Alternative Fuel Infrastructure Regulation）：此規則的主要目標是促進建立適當的基礎設施網路，以便為道路車輛或船舶使用替代燃料進行充電或加油。理事會及議會於 2023 年3月就該提案達成了臨時協定。
氫氣與脫碳氣體市場包裹計劃(Hydrogen and Decarbonised Gas Market Package)：此倡議旨在建立管制架構(regulatory framework)，以實現低碳及再生氣體之整合。它包含專用氫氣基礎設施、市場及整合網路規劃之規定。理事會於2023年3月批准了其總體方法，而與歐洲議會的談判應於2023年晚些時候開始。
ii.3 綠色協議產業計劃(Green Deal Industrial Plan)
歐盟委員會發起了一項倡議，以確保獲得能源轉型的關鍵技術。
此提案係對歐洲關鍵材料及製造容量短缺之反應。2023年3月發佈的【凈零工業法案(Net-Zero Industry Act)】將電網技術(grid technologies)列為清潔能源轉型的策略。
因此，電網技術將受益於許可便利化、新的公共採購規則及方式，來鼓勵熟練工作人力進入該行業。
ii.4 電網的未來：加速歐洲的能源轉型
2023年9月7日，在歐盟委員會的贊助下，由ENTSO-E組織的「我們電網的未來：加速能源轉型(Future of Our Grids: Accelerating the Energy Transition)」論壇，在布魯塞爾舉行。在這次活動中，來自歐洲政策制定者、電網運轉業者及業界領導者的200多位領導人齊聚一堂，交流加速歐洲能源轉型所需之電網的機會與挑戰。
討論的主題是：
確保及調動必要的財務能力;
政策及規則如何促進及加速電網投資;
製造能力及技能的挑戰，以供應所有必要的電網元件;
如何更好地讓當地社區及廣大公眾參與進來，以增加對電網基礎設施的支持。
_____歐盟（EU）2019/943規則：涉及電力內部市場[REGULATION (EU) 2019/943 on the internal market for electricity]
_____歐盟（EU）2019/941規則：涉及電力部門風險準備[REGULATION (EU) 2019/941 on risk-preparedness in the electricity sector]
_____歐盟（EU）2022/869規則：涉及跨歐洲能源基礎設施指南[REGULATION (EU) 2022/869 on guidelines for trans-European energy infrastructure]
_____歐盟（EU）No 543/2013規則（透明度規則）：涉及電力市場資料之陳報及發佈[REGULATION (EU) No 543/2013 on the submission and publication of data in electricity markets (Transparency Regulation)]
_____歐盟(EU) 2010年9月23日No 838/2010規則：涉及輸電調度中心(TSO)之間補償機制的指導方針[Commission Regulation (EU) No 838/2010 of 23 September 2010 on guidelines relating to the inter-transmission system operator compensation mechanism]
第一章 系統運轉(System Operation)
1.1 系統調度運轉指南(System Operation Guideline)
歐盟（EU）2017/1485規則[Regulation (EU) 2017/1485] 建立了輸電系統運轉指南（SOGL: Guideline on electricity transmission system operation），規定了如何透過變動性再生能源範例(paradigm)中的高效率電網運轉來確保供電安全之協調規則(harmonised rules)。
輸電系統運轉指南(SOGL)及其衍生方法之執行，需要ENTSO-E及各TSO在泛歐洲、同步區域及區域層級承擔多項任務。 泛歐層級的工作由ENTSO-E推動，而同步區域的活動則由各自區域群組之各TSO推動。 為執行SOGL第14 (2)節，ENTSO-E將繼續與各TSO及區域協調中心(RCC: Regional Coordination Centres)合作，提供歐洲能源管制機關合作署(ACER: Agency for the Cooperation of Energy Regulators)預期資料。 根據SOGL第65 (4)節規定，ENTSO-E將於7月15日之前公布未來一年情景的共同清單，就像自2018年以來所做的那樣。
ENTSO-E將履行協調運轉安全分析方法（CSAM: Methodology for coordinating operational security analysis ）之第45（1）節規定的義務，該規定要求在網站上公佈定義每日協調安全分析（CSA: daily Coordinated Security Analysis）過程之主要里程碑的共同時間（T0至T5），這些時間由各TSO及RCC共同定義。隨著過程的進一步執行，如果需要修改目前的共同時間（預設時間），將會公佈新的共同時間。ENTSO-E將繼續根據CSAM第44條關於發展機率風險評估方法(probabilistic risk assessment methodology)之工作。2023年12月公布的下一份兩年期報告將說明此一方法之進展情況。2024年的工作將根據達成的進展繼續進行。關於共同電網模型（CGM: Common Grid Model）方法，ENTSO-E 將繼續對合併CGM方法進行公眾諮詢，旨在統一目前現有的三個版本。
ENTSO-E與託管機構(hosting entities)及軟體供應商合作，監視歐洲意識系統（EAS: European Awareness System）的開發及更新。根據 2021年1月8日歐洲大陸系統拆分的建議，ENTSO-E 將繼續執行將廣域計量系統（WAMS: Wide Area Metering System）資料進入EAS中。透過將相量測量(Phasor Measurement)資料整合到EAS中，各TSO調度員將獲得強化的頻率曲線、電壓曲線及歐洲電網中之角差可視化圖。
西門子Power Spectrum 4(EMS軟體)技術更新(upgrades)之分析，將被執行預測該軟體的生命週期終止支援。將進行資料流技術的先導計畫(pilot project)及可行性研究，以評估該解決方案作為監視控制及資料蒐集（SCADA: Supervisory Control and Data Acquisition）或能源管理系統（EMS: Energy Management Systems）軟體的替代方案，來更新EAS。也將研究硬體的更換及託管環境的虛擬化。
EAS與ENTSO-E中央安全資訊與事件管理（SIEM: security information and event management）的連接將為EAS系統提供強化的IT安全度。提供無障礙的EAS培訓系統將確保TSO調度員在EAS系統的使用方面得到更好的訓練，以及充分利用現有資訊，讓他們能夠對歐洲電網做出更好的決策。
共同電網模型(CGM: Common Grid Model)及運轉規劃資料環境（OPDE: Operational Planning Data Environment）是歐洲層級運轉協調及供電安全的關鍵推動因素。確保對泛歐互連系統電力潮流的更大可見性及洞察力，係加強電網安全、確保具有成本效益的運轉，以及增加歐洲各TSO及RCC之間的合作與協作之更廣泛努力的關鍵一步。CGM及OPDE的開發及執行由ENTSO-E級別的區域協調指導小組領導。
2.5 協調跨區域容量分配過程(Harmonisation of Cross-Zonal Capacity allocation processes)
根據2023年7月9日ACER第11/2023號決定[ACER Decision No 11/2023]關於協調跨區域容量分配方法之TSO的提案，作為第一步，所有TSO都需要在2024年7月31日之前陳報對該方法的額外修訂;在獲得一些運轉資料後，預計將進行進一步的修改。此外，所有TSO將繼續根據EB規則第38(3)條與ACER決定的要求，實施協調的跨區域容量分配過程，以交換平衡容量或共享備轉容量。
2.8 輸電調度中心之間的補償(Inter-Transmission System Operator Compensation)
輸電調度中心之間的補償（ITC: Inter Transmission System Operator Compensation）協定係ENTSO-E與其成員TSO以及 KOSTT及英國國家電網ESO之間簽訂的多方協定。它提供了一個單一的架構，用於補償歐洲TSO與託管輸送電流相關的成本。ITC機制受電力規則第49條的約束。歐盟第838/2010號規則進一步規定了與ITC機制有關的指導方針及輸電充電的共同管制方法。
兩家TSO是ITC協定的資料管理中心，負責執行 ENTSO-E 及其成員TSO的法定任務。他們負責編製報告、不符合壅塞管理指南的方式容量分配報告、系統快照報告(Report on the Snapshots)、輸電線路損失報告、以及每月初步及最終結算通知，然後由ENTSO-E發送給ITC各方供其簽署。各資料管理中心都涵蓋一特定地理區域。2024年，與往年一樣，ITC各方提供並檢查用於計算年度周界費用之值，例如損失之成本、垂直負載及容量分配不符合CACM規則。ENTSO-E在其網站上公佈了周界費用及ITC過境線路損失資料報告。此外，ENTSO-E代表ITC締約方應ACER要求提供之資訊，ACER將這些資訊用於其對ITC的監視報告。
2.9 ITC機制的未來改進及變化(Future Improvements and Changes to the ITC Mechanism)
3.1 歐洲十年電網發展計劃(Europe’s Ten-Year Network Development Plan)
TYNDP[電力規則第30(1)(b)條與第48條及(EU)規則2022/869關於跨歐洲能源基礎設施指南【TEN-E(Trans-European Networks energy infrastructure)規則】]係泛歐盟十年電網發展計劃(pan-European ten-year network development plan)，它提供了電力系統的長期願景，嵌入了多部門能源的觀點。它是歐洲電網規劃的基礎，也是有資格被標記為「共同/共同利益計畫(Projects of Common/Mutual Interest)」輸電計畫之基礎。它由ENTSO-E每兩年出版一次。
在這兩個區域，從長期來看，從凈轉供容量（NTC: Net Transfer capacities）轉向基於電力潮流量的方法，從方法修正到新的IT發展或新的過程具有不同的影響。這些修訂將影響目前的資料發佈，並將在ENTSO-E TP上產生新的資料發佈要求，使用者將從中受益。因此，TP需要能夠在計畫上線時相對應地處理及公佈基於電力潮流的參數。預計到2024年第一季度，TP的這些修訂將付諸實施。
4.2 TP架構處置之最終定案(Finalisation of the TP architecture implementation)
隨著圖形使用者介面（GUI: Graphical User Interface）及後端架構(back-end architecture)的改進，來處理不斷增加的資料公佈，儲存在透明度平臺(TP)中的完整資料集將透過幾個主要版本遷移到更新後之平臺。
歐洲電網複雜虛擬模型之數位孿生(digital twin)，來提高電網的效率及智慧性。此外，ENTSO-E也將與跨歐洲研究及創新領域的政策制定者、管制機關及利益相關者維持強有力的合作，以加強利益相關者之參與。ENTSO-E參與了歐盟認可的歐洲能源轉型智慧網路技術與創新平臺（ETIP SNET: European Technology & Innovation Platforms on Smart Networks for Energy Transition Platform）以及歐盟委員會(EC)策略能源技術（SET: Strategic Energy Technology）計劃架構下的其他活動。
第六章 新的電網法規、指南及規則(New Network Codes, Guidelines and Regulations)
6.1 電網法規需量反應(Network Code Demand Response)
2023年3月9日，根據歐盟規則2019/943第59(9）條[Article 59 (9) of Regulation (EU) 2019/943]，歐盟委員會要求歐盟配電調度中心(DSO:Distribution System Operators)機構與ENTSO-E合作，根據歐洲管制機構合作署(ACER)需量反應架構指南(ACER Framework Guideline on Demand Response)提送一份有關需量反應電網法規(Network Code)之提案。
2021年7月23日，歐盟委員會要求ENTSO-E與歐盟DSO機構密切合作，並根據電力規則第59（9）條[Article 59 (9) of Electricity Regulation]，提送一份有關跨境電力潮流之電網法規資通網絡安全（NCCS: Network Code on Cybersecurity）方面的提案，包括風險評估規則、共同最低要求、規劃、監視、通報及危機管理，在2022年1月14日前提送給ACER。ACER於2022年7月6日提送了修訂後的NCCS，與ENTSO-E及歐盟DSO機構協商，隨後委員會就通過授權法案(Delegated Act)進行了審查程序。
在2024年期間，本電網法規範圍內的所有機構都應執行活動以遵守法律義務。
對於ENTSO-E而言，在與歐盟DSO機構的密切合作下，這主要，但不限於，意味著下列活動：
資通網絡安全風險工作小組聯合主席;
支援ACER發佈不具約束力的績效指標;
制定資通網絡安全風險評估方法;
制定資通網絡安全事件分類量表方法;
支援各機構發展處理檢測資通網絡安全事件之能力;
執行可行性研究，以開發一種共用事件之通用工具;以及
準備用於執行資通網絡安全練習之範本。
6.3 實施法案資料相互操作性(Implementing Acts Data Interoperability)
ENTSO-E係智慧電網專案小組專家組 1 編輯小組的一部分，該小組正在制定關於相互操作性(interoperability)要求及資料使用程序的實施法案，歐盟委員會將根據歐盟指令2019/944第24(2)條[Article 24 (2) of Directive (EU) 2019/944]的要求採用。第一個實施法案(implementing acts)涉及一般相互操作性要求以及計量及用電量資料。它於2022年起草，預計將於2023年第二季生效。第二個實施法案涉及用戶切換主資料及需量反應主資料。
此法案目前由歐盟委員會領導的編輯小組制定，ENTSO-E參與其中。它預計將於2024年生效。特別是，第一項實施法案的草案設想在ENTSO-E及歐盟DSO機構之間建立一個聯合工作小組(Joint Working Group)。此聯合工作小組必須與所有相關利益相關方合作，包括國家管制機構、消費者協會、電力零售商、歐洲標準化組織、服務及技術供應商以及設備與元件製造商的代表。
第七章 輸配電合作介面(Cooperation on theTransmission & Distribution Interface)
歐盟規則2019/943[Regulation (EU) 2019/943]要求歐洲輸電調度中心協會(ENTSO-E: European Network of Transmission System Operators for Electricity)與歐盟配電調度中心機構(EU DSO: European Distribution System Operators Entity )及各配電調度中心（DSOs）合作。本著這種精神，2022年1月ENTSO-E及歐盟DSO機構簽署了一份備忘錄，進一步說明這種合作的原則。本備忘錄涵蓋本章所述的下列領域，以及輔以每年更新的具體共同工作計劃。
ENTSO-E 開發及維護電子資料交換（EDI: Electronic Data Interchange）資料庫及共同電網模型交換標準（CGMES: Common Grid Model Exchange Standard）資料庫。這些收集了標準化電子資料交換之協調及實施的文件與定義，以實現歐洲電業參與者之間的相互操作性。
ENTSO-E也維護及開發資料交換協調所需的工具。根據電力規則第30(1）(k）條[Art. 30 (1)(k) of the Electricity Regulation]，ENTSO-E應有助於建立相互操作性要求以及非歧視性及透明的資料使用程序。
2024年的主要活動將包括開發共同資訊模型（CIM: Common Information Model）及實施指南，以支援電網法規及清潔能源包裹計劃所需的資料交換;制定國際標準;更新CGME;維護協調的角色模型，參與聯合工作小組以及促進資料相操作性實施法案與使用之開發、執行與監視;，正如DESAP所預見，協助共同能源資料空間及數字孿生討論;執行電力規則第55（2）(a、b、c）條[Art. 55 (2)(a, b, c) of the Electricity Regulation]及電力指令第24條[Art. 24 of the Electricity Directive];以及TSO-RCC社區的訓練活動。
第九章 監視及通報活動(Monitoring and Reporting activities)
9.1 有關市場活動(Related to the Market activities)
所有有關NEMO及TSO將提供年度報告給管制機關，來解釋根據CACM規則第80條[Art. 80 of the CACM Regulation]建立、修改及運轉單日前及日內耦合的成本。此外，還將根據「電力平衡EB規則第23條」[Art. 23 of the EB Regulation]準備年度報告，以及將專注於建立、修改及運轉歐洲平衡能源平臺之成本。
此外，根據電力平衡規則第59（2）（a）條[Art. 59 (2) (a) of the EB Regulation]公佈詳細的兩年期平衡報告(biennial Balancing Report)。平衡報告說明了泛歐、區域及國家層級平衡市場之設計及實施。它還強調跨境平衡容量採購、方法的制定及協調、平衡能源平臺及不平衡結算協調過程。
9.2 有關系統運轉(Related to the System Operatios)
ENTSO-E 繼續履行委員會規則2017/1485（SOGL）第15條[Art. 15 of the Commission Regulation (EU) 2017/1485 (SOGL)]有關事故分類量表(incident classification scale)的報告義務及系統運轉指南(SOGL)第16條[Art. 16 SOGL]關於負載頻率控制年度報告之通報義務。
9.3 關於區域協調活動的監測及報告：(For the monitoring and reporting of RegionalCoordination activities)
ENTSO-E 將根據SO GL第17條提供年度區域協調評估報告(Annual Regional Coordination Assessment report)。在SO GL中，根據第17條[Article 17 of SO GL]，ENTSO-E有義務公布關於區域協調評估的年度報告。該報告旨在記錄RCC服務之實施及運轉監視。它包含區域協調中心(RCC)提供的服務的關鍵績效指標（KPI: Key Performance Indicators）。只要某項服務尚未完全實施，RCC就可以使用此報告來顯示遺留服務是否到位、由那些內容組成以及根據管制架構實施服務之進展。此外，各RCC將根據電力規則第46條(Art. 46 of the Electricity Regulation)公布有關RCC活動的報告。本報告涵蓋了RCC的運轉績效、成本及缺點。
歐洲輸電調度中心協會(ENTSO-E)繼2023/4/28-2023/6/30期間公告「識別區域電力危機情景的方法更新提案(Update proposal for the Methodology for Identifying Regional Electricity Crisis Scenarios)」公開公眾諮詢(public consultation)後，2023/11/3又將上次諮詢意見結果納入更新修正第二版再次公告公開公眾諮詢到2023/12/5截止。
二. 2023/11/3 公告概述
2020年，歐盟能源管制機關合作署(ACER: Agency for the Cooperation of Energy Regulators )根據歐洲議會與理事會關於電力部門風險準備(risk-preparedness)的規則（EU）2019/941第5條(RPR, RP規則)首次批准了「識別區域電力危機情景的方法(Methodology for Identifying Regional Electricity Crisis Scenarios)」（RP 方法）。該方法為TSO如何識別電力危機候選情景以及如何將其評估為區域電力危機情景奠定了架構。
風險準備規則(RP規則)第5條授權 ENTSO-E 更新及改進 RP 方法「[…]在獲得重要新資訊時」。因此，根據與歐盟電力協調組(ECG : Electricity Coordination Group)的接觸，在建立區域電力危機情景的下一個週期之前，ENTSO-E決定開始RP方法的更新及改進過程。
本文件係根據2019年6月5日歐洲議會及理事會(European Parliament and of the Council)關於電力部門風險準備(risk-preparedness)的「規則(Regulation)（EU）2019/941第5條識別區域電力危機情景的方法(methodology for identifying regional electricity crisis scenarios)」，並廢除了指令2005/89/EC[RP規則(RP Regulation)]。它在下文中被稱為「方法論(methodology)」。
此方法由歐洲輸電調度中心協會[以下簡稱(ENTSO-E: European Network of Transmission System Operators)]與輸電調度中心(TSO)及區域協調中心(RCC）合作開發，並納入了利益相關者的意見，作為《RR規則》第5（5）條要求之公眾諮詢的一部分。它考慮了RP規則中設定的一般原則及目標以及相關的歐盟法律架構，特別是：
2019年6月5日歐洲議會及理事會關於內部電力市場共同規則及修訂指令2012/27/EU 之指令(EU)2019/944(OJ L 158,2019年6月14日，第125-199頁）。[電力指令(Electricity Directive)];
2019年6月5日歐洲議會及理事會關於內部電力市場的規則(EU）2019/943(OJ L 158,2019年6月14日，第 54-124 頁）。[電力規則(Electricity Regulation）);
2017年8月2日的委員會規則（EU）2017/1485建立了輸電系統運轉指南（OJ L 220,2017 年 8 月 25 日，第 1-120 頁）。[系統調度指南（SOGL）];
2019年6月5日歐洲議會及理事會關於建立歐盟能源管制機關合作署(ACER: Agency for the Cooperation of Energy Regulators)的規則(EU）2019/942（OJ L 158,2019年6月14日，第 22-53 頁）。（ACER規則）
2022年12月14日歐洲議會及理事會關於在整個歐盟實現高度共同網路安全的措施的指令 （EU）2022/2555(OJ L 194,2016年7月19日，第 1-30 頁。（NIS2 指令）;
第 6 條 提供資訊給ENTSO-E 及相關 RCC之義務，以支援識別電力危機情景及候選情景 (Article 6 Obligation to provide information to ENTSO-E and relevant RCCs to support the identification of electricity crisis scenarios and candidate scenarios)
使用五步驟分類量表來評估影響(impact)。使用了兩個不同的影響次元(dimensions of impact)（EENSs% 及 LOLEs）。在風險等級評估中獨立處理這些，如附錄I.3所示：
I.3電力危機情景風險等級
會員國層級的電力危機情景風險等級的分類係透過結合可能性等級(likelihood rating)及影響等級（EENSs% 及 LOLES）來進行的，如下列的可能性影響矩陣所示。風險等級從低到極高不等，中、高、極高為中等風險等級。例如，如果可能發生某種危機，並且具有嚴重的 EENSs%( Expected energy not served)影響及輕微的失載期望值(LOLEs)影響，則該情景將被評估為具有高風險。
近來參加一些有關台電備轉容量、備用容量問題討論，尤其台灣太陽能及風力發電逐漸增大，如何因應前述問題？近日剛好瀏覽到美國再生能源風力佔比最大與太陽能出力其次的孤星德州電力調度中心(ERCOT)2023/11/1公布明年1月份的「每月資源裕度展望（MORA: Monthly Outlook for Resource Adequacy）」。初步發現它們系統供電最吃緊的是早上8點太陽能才要開始發電時，及第二個小時是下午5點太陽能出力歸零之際。跟國內所強調的「夜間尖峰」不盡相同？台灣會不會也跟德州一樣？值得我們深思？它們的資源裕度採用機率與決定性(備用容量率、備轉容量)兩種發法評估相輔相成。值得我們參考？茲摘譯分享如下！
MORA 發佈目標係每個月的第一天，如果第一個工作日是週末或公休日，則為下一個工作日。每月資源裕度展望(MORA: Monthly Outlook for Resource Adequacy)在報告月份前兩個月發佈;例如，8月份的MORA報告將在6月初發佈，如果發現重大資料錯誤，ERCOT可能會發佈MORA報告的一次或多次修訂版本。ERCOT建議讀者在月中左右查看修訂報告的發佈情況。有關修訂報告之一項或多項資料更正的資訊將在下框中摘要列出。
3. 資料更正(Data Corrections)
4. 報告內容(Report Contents)
5. 簡介(Introduction)
MORA報告採用兩種方法來評估即將到來的評估月份資源裕度(resource adequacy )：
決定 ERCOT 在每月尖峰負載日可能面臨緊急情況之的風險：具體來說，在一段時間內，它可能需要發佈能源緊急警報（EEA: Energy Emergency Alert）或開始指令限制用電(controlled outages)來維持電網可靠度。此評估是透過使用ERCOT的機率備轉風險模型（PRRM）之機率建立模性來完成的。（有關詳細資訊，請參閱「背景」標題(Background tab)。
[3] 運轉機組之預期可用容量(Expected Available Capacity)考慮了高溫季節性持續能力額定、間歇性再生能源的每小時容量貢獻估計、計劃除役、由於同地負載導致的減載、不可用的可切換發電資源 （SWGR）、封存容量、以及預期的專用網络（PUN）發電機淨輸出到電網。對於計劃中的計畫，預期可用容量係根據開發商報告的最大容量，並考慮了由於重新更新或升級大於1MW計畫而導致的凈變化，以及指定自限設施的總MW注入量的既定限制。可以在資源詳細資訊表中找到這些每個資源群組的機組等級之詳細資訊。
最近閱讀到一篇美國能源部(DOE: Department of Energy)為了近年氣候變遷所導致的大停電事件以及變動性再生能源佔比大幅增加帶給電力系統可靠度與韌性的影響，DOE電網佈署辦公室(Grid Deployment Office )特別委託勞倫斯柏克萊國家實驗室(LBL: Lawrence Berkeley National Laboratory)研究「改進演進中電力系統之資源裕度評估指南(A Guide for Improved Resource Adequacy Assessments in Evolving Power Systems)」提出的報告，覺得這篇整理舊觀念及展望新觀念很能引起大家共鳴的文章！也帶來許多我們需要改變的概念？諸如：
具有技術傾向的系統規劃者、研究人員、分析師及其他利害關係人可以從第1章及第2章中提供的裕度之組織架構與討論中受益。第4章及附錄A中的技術分析應該與這些閱眾相關，來學習關於更詳細的RA評估模型在複雜性及精確性方面的優勢。 這些利害關係人也可能從審視第5章中受益，其中將 RA 評估結果納入規劃及採購實務提出了新的挑戰。
RA 可能需要擴展到容量裕度(capacity adequacy)之外，以確保與儲能等能源有限資源相關之能源裕度(energy adequacy)、以及輔助服務裕度（亦即系統中足夠的升載及降載能力）。 人們普遍同意將能源裕度與容量裕度結合起來，但尚不清楚其他系統需求的評估是否應該在 RA 評估中執行，還是作為個別的過程執行。
所有研究及受訪者一致認為，根據一年或季節的尖峰時段或幾個選定的最高負載時段進行 RA 評估是不夠的，因為尖峰負載需求時段可能不再是預測電力系統最緊澀的時間。 按時間順序每小時(Chronological hourly)模擬是目前的最佳實務。
諸如失載期望值 (LOLE: Loss of Load Expectation)、失載小時值(LOLH: Loss of Load Hours)、失載事件次數 (LOLEv: Loss of Load Events) 及失載機率 (LOLP: Loss of Load Probability) 等傳統指標因其「預期值(expected-value)」性質而受到批評。他們專注於電力短缺之單一特徵以及典型應用中的粗空間解析度(coarse spatial resolution)。
我們發現，使用多年的天氣及VRE 性能資料、輸電限制的執行以及短期間儲能調度之模型對 RA 評估的精確性有很大影響（表 ES-2）。 我們發展了電網經濟運轉的簡化代表，並比較使用這種代表的 RA 評估是否比傳統 RA 評估中使用非經濟調度假設更精確。 我們發現，忽視電力系統運轉經濟目標的非經濟調度方式在透過詳細的運轉策略增強時可以產生相當準確的 RA 評估。 這意味著目前不代表電力系統經濟調度的方法可能仍然足以代表RA評估之資源，只要它們處置足夠的運轉資料來描述系統性能特徵。
表ES-2 運轉細節在RA評估之影響
此外，我們發現獲取特定事件電力短缺特徵的新RA指標應該用作傳統指標的補充，更能獲取不同建立模型假設對 RA 結果之影響，以及更能描述系統預防特定高影響電力短缺之能力。 更一般地說，根據電力短缺的持續時間、季節及程度對電力短缺進行分類，可能是 RA 評估改進的一個有希望之領域。
RA 評估通常嵌入電力公司及電力調度中心所發展之更廣泛的規劃過程之中。 反過來，規劃過程是一系列管制機關及/或市場設計的一部分，來支援採購實務，以確保電力系統維持負擔得起、可靠、韌性及可持續—典型的市場競爭之優先事項。 這些關係產生的相互依賴性引發了一個問題：資源裕度評估的技術變化，包括指標、資料、模型及方法，將如何影響規劃過程及更廣泛的制度背景。
重要的是要知道，最近的工作所建議之資源裕度的技術變化（i）可能需要規劃及採購實務的上游變化才能成功實施，（ii）由於高解析度天氣、負載及發電機性能資料之可用率、以及輸電系統之高解析度代表，可能建立強化規畫過程之機會。第 5 章介紹了改進 RA 評估及規劃實務所需的變更及機會。
3) 利用評估的結果為決策提供資訊。資源裕度評估將失載風險(risk of loss of load)與可靠容量水準(levels of firm capacity)聯結起來，從而將投資決策與風險聯接起來。韌性評估可以補充這一決策過程，可利用不確定性下的決策作為讓韌性評估具有可執行性的工具（Stanton 及 Roelich，2021 年）。利益相關者過程對於評估韌性干預措施的效益及其成本權衡可能很重要。
資源裕度評估圍繞著一些技術指標進行整合。失載期望值（LOLE: Loss of Load Expectation）量測事件期間的數量，其中事件期間是發生一件或多件電力短缺事件的特定期間（日、月及年）。失載小時（LOLH: Loss of Load Hours） 及失載事件 （LOLEv: Loss of load events） 等互補指標分別計算每年的預期短缺小時數及每年的預期短缺事件數量。LOLE 通常用作目標設定指標，歷史上的值為 10 年內 1 個事件日，通常（且錯誤地）解釋為每年 2.4 小時（Stephen 等人，2022 年）。這些頻率 （LOLE， LOLEv） 及失載持續時間 （LOLH） 指標由累積失載指標補充，即預期未供電量（EUE），該指標反映了由於一年的電力短缺事件而導致的累積未能供電能量。
正如我們將在第 4 章及附錄 A 中檢討的那樣，RA 評估的一些處置依賴於失載機率 （LOLP），該機率可以從重複模擬中計算出來，這些模擬從主要變數的機率分佈中獲取其值，也稱為蒙特卡羅分析。使用 LOLP 的規劃者通常使用5%的年度 LOLP，這是未來一年出現一件或多件任何持續時間或規模的電力短缺的可能性。
最後，目前資源裕度實務的一個重要缺點是用來評估裕度的指標及模型沒有反映經濟準則。 前面介紹的典型指標是根據電力短缺之特徵來制定技術準則，而不是它們的經濟影響。 這意味著對於整個電力系統願意支付多少費用來實現一定程度的可靠度並沒有明確的協議； 成本包含在裕度目標及實際結果的選擇中。 同時，觀察家們一致認為，引入經濟準則來決定裕度水準會帶來重大挑戰。 例如，限電價值（VOLL: value of lost load）用於決定限制多少負載在經濟上是有效的，但該值很難計算，因為它因用戶（或至少跨不同用戶群體）、跨地區、跨時間而異。 透過先進計量電表基礎設施，為每個用戶或用戶群組提供客製化的可靠度服務可能是可行的。 然而，需要將用戶等級可靠度選擇轉化為系統等級裕度結果，並確保用戶等級可靠度選擇不會出現新的公平問題。
隨著轉向再生太陽能、風力及儲能資源之更高佔比，電力公司不能再假設滿足尖峰負載的能力就意味著滿足一年中所有其他時間的RA。 任何RA評估都有一項基本的限制，即忽略一年中的任何時間。 電力公司至少應確認系統「緊澀 (stress)」時間的子集，並將這些時間包含在其 RA 評估中。 這種方法的典型處置繼續專注尖峰負載，但涵蓋了最高負載或淨負載時間的一小部分。將評估重點放在部分時間的機構可能也希望發展方法來識別一年中的關鍵時間，這些時間不一定是最高負載時間。 例如，在評估中包括夏季傍晚時間，將捕捉到太陽能發電迅速下降的期間，以及它們帶來的 RA 挑戰。
目前分析輸電及市場交易的可用率及價值的最佳實務是執行區域模擬，其中包括對規劃機構轄區以外的輸電互聯線建立模型。 這些模擬應將輸電線路模型化為具有基本潮流限制及停電模型之資源，並另外模擬為規劃機構提供穩定容量的覆蓋範圍之外的資源的停電及可用率。 這種實務適用於RTO/ISO以及LSE，儘管後者對於鄰近資源可用率的正確建立模型尤其敏感，因為與區域組織相比，它們的轄區規模要小得多。美國西部這種做法的一個例子是普吉特海灣能源公司 (PSE) 執行的區域模擬。 PSE 使用這些模擬來預測該地區的精確交易，以及在其組合中使用短期市場交易之可用率。 PSE 使用此資訊進行交易，旨在識別降低成本及提高可靠度的機會。
值得注意的是，單一負載服務商(LSE)單獨執行徹底的區域分析可能不是有效率。 一般來說，區域機構以RTO及ISO的方式執行輸電及市場交易分析會更有效率。 這種集中化的角色也確保區域轄區內的任何其他機構都可以獲得相同的高品質分析，並且參與市場交易機構使用之假設是共享的及一致的。 就 PSE 而言，將運算此類區域資源裕度分析的新機構是西部電力池 (WPP: Western Power Pool)。 WPP 在其成員之間建立了一項合約協議，以便在其他成員意外缺乏資源來滿足負載時共享資源。 區域資源裕度計畫的制度形成有助於改善資源之資訊及核算，特別是與資源裕度評估中涉及的輸電需求及市場交易有關。
我們根據 (1) 與 RA 參與者的訪談及 (2) 對最新技術文獻的回顧，對目前 RA 評估實務彙編了批判評論。 我們發現：
RA 可能需要擴展到容量裕度之外，來確保能源裕度（與儲能等能源有限資源相關）以及輔助服務裕度（亦即系統中足夠的升載及降載能力）。 人們普遍同意將能源裕度與容量裕度結合起來，但尚不清楚其他系統需求的評估是否應該在RA評估中執行，還是作為分開過程進行。
所有研究及受訪者一致認為，根據一年或季節的尖峰時段或幾個選定的最高負載時段進行 RA 評估是不夠的，因為尖峰負載需求時段可能不再是預測電力系統最緊澀的時間。 按時間順序每小時(Chronological hourly)模擬是目前的最佳實務。
諸如失載期望值 (LOLE: Loss of Load Expectation)、失載小時值(LOLH: Loss of Load Hours)、失載事件次數 (LOLEv: Loss of Load Events) 及失載機率 (LOLP: Loss of Load Probability) 等傳統指標因其「預期值(expected-value)」性質而受到批評。他們專注於電力短缺之單一特徵以及典型應用中的粗空間解析度(coarse spatial resolution)。
圖 1：2003/8/14 美加大停電連鎖事故受影響區域圖(資料來源：U.S.-Canada Power System Outage Task Force Final Report Summary)
表 1：時間稀缺標量值(Temporal Scarcity Scalar Values)（2018年5月1日生效）
圖2.1)：太陽能發電場之配置樣例
(表J.1) 肇因代碼(Table J.1 Cause Code)-3
(表J.1) 肇因代碼(Table J.1 Cause Code)-7
圖 1：區域協調中心(RCC)服務提供顯示會員國地理區域圖*
圖 2：由系統運轉區(SOR)建立之容量計算區(CCR)、SOR 及區域協調中心(RCC)圖
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圖ES-1 本文資源裕度發展架構
表ES-1 傳統資源裕度評估面臨之新挑戰
表ES-2 運轉細節在RA評估之影響
表ES-3 RA評估最佳實務納入規畫過程之路線圖
表 2.1 電力系統可靠度及韌性的類似處理步驟
表 3.1 傳統資源裕度評估的新挑戰
表3.2 對共同資源裕度指標的批評
表 4.1 RA評估上運轉細節之衝擊
圖 5.1 資源裕度評估、規劃與更廣泛的制度背景之間的過程關係
表 5.1 六家電力公司資源整合計畫(IRP)的公司資源裕度(RA)指標、目標及模型之概要
表5-2 區域輸電組織(RTO)及電力調度中心(ISO)及其他區域在輸電規劃中對資源裕度方式之概覽
5.3 將資源裕度(RA)評估最佳實務納入規劃過程之路線圖
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