COBS COmmon Balance Settlement Marknadsråd 9:e februari 2010 Tania Pinzón, Svenska Kraftnät

Projektet Projekt: april 2009 - december 2009 9/6 30/10 Nov Dec Utveckla konceptmodell Koncept modell Mer detaljerad beskrivning av delar av modellen (undergrupper) Rapport från undergrupper Styrgrupp Sammanställa sluttrapport Projekt: april 2009 - december 2009 Workshops med aktörer,reglermyndigheter, Fingrid och Energinet.dk Rapport publicerad: http://www.svk.se/Energimarknaden/El/Systemansvar/BA---Aktuellt-och-planerat/ Arbete pågår för att avgöra om Energinet.dk och Fingrid kan delta i projektet 2 2

Huvuddrag i COBS-modellen (i) Varje TSO har det formella balansansvaret/systemansvaret i respektive land. Ett balansavtal mellan systemansvarig (SvK/Statnett) och Balansansvarig i respektive land. Statnett och Svenska Kraftnät har kvar det juridiska ansvaret för avräkningen. En gemensam avräkningsenhet (SR-Settlement Responsible) kan sättas upp som ett separat bolag eller under Nord Pool Spot. SR utför balansavräkningen och fakturering av denna liksom fakturering av kvarkraft. Nätägaren (DSO) har ansvaret för att beräkna kvarkraft och rapportera relevant data till SR för vidare fakturering gentemot de balansansvariga.

Huvuddrag i COBS-modellen (ii) Identiska balansavtal för balansansvar i de olika länderna (olika nationella lagar och regelverk kan kräva formella olikheter i balansavtalen. En gemensam handbok som sammanställer all nödvändig information för balans och schablonavräkning. Identiska affärsprocesser för rapportering, avräkning, fakturering och säkerheter. En avgiftsstruktur men olika nivåer beroende på kostnad för balansering (primärreglering, reserver) Etablering av en gemensam standard för EDI-kommunikation

COBS modellen – en översikt 5 Metering data per metering point RE DSO (i) Hourly metered data production & consumption /RE (ii)Preliminary Profiled consumption /RE 5 Per metering grid area & BRP Reconciled energy (i) Hourly metered data exchange, production & consumption 5 7 (ii) Preliminary Profiled consumption Reconciled energy /RE 7 2 Bilateral trades BRP SR Elspot trades Elbas trades NPS Balance settlement 2 6 Reconciliation settlement 8 3 Production plans 4 Activated ancillary services 1 Regulation bids SO 3 Production plans 4 Activated ancillary services Trade between price areas 2

Rapportering Balansavräkning Balansansvariga föreslås rapportera på samma sätt som idag. Nätägarna föreslås rapportera: timmätt aggregerad data dagen efter leveransdag (som underlag till BRP för prognosering dvs som idag). timmätt aggregerad data 2 dagar efter leveransveckans slut (för balansavräkning). preliminära schablonleveranser (kWh/h) per aktör (fördelad förbrukningsprofil). Hur de preliminära schablonleveranserna ska beräknas är fortfarande en öppen fråga (andelstal och nätförluster). Slutavräkning Nätägarna föreslås beräkna kvarkraften per nätområde och rapportera data till aktörerna och avräkningsansvarig. (Hur kvarkraften ska beräknas är fortfarande en öppen fråga) Data ska rapporteras till avräkningsansvarig senast 20 dagar efter leveransmånadens slut Under en övergångsperiod, sannolikt fram till 2016, kommer det i Norge att rapporteras med hänsyn tagen till att AMR ännu inte införts.

Konceptmodell – Konsekvenser för Sverige Balansavräkning Balansavräkningen genomförs i huvudsak som i Sverige idag (med modifieringar enligt tidigare). Detaljer återstår fortfarande att reda ut. Euro blir basvaluta. Möjlighet till fakturering i SEK/NOK. Frister och faktureringsfrekvens förändras. Balansavräkning faktureras veckovis, 4:e dagen efter leveransveckans slut Elektronisk fakturering Inga korrektioner såvida inte avräkningsansvarig bär skulden Snabb ”stängning av böckerna” 7

Konceptmodell – Konsekvenser för Sverige Slutavräkning Nätägare får i Sverige ett utökat ansvar att beräkna kvarkraft och rapporterar data till avräkningsansvarig. Innebär förändrade procedurer och förändringar/nyinvestering i IT-system. Avräkningsansvarig prissätter och fakturerar kvarkraften, dvs är finansiell motpart i slutavräkningen (som i Sverige idag). Euro blir basvaluta. Möjlighet till fakturering i SEK/NOK. Frister och faktureringsfrekvens förändras. Nätägare rapporterar data 20 dagar efter leveransmånad Slutavräkningen faktureras ca 3 dagar efter att avräkningsansvarig erhållit data från nätägaren. 8

Tidsschema Leverans-timmer Lev.timme + 1 dag Lev. vecka + 2 dagar Månadsslut + 20 dagar Månadsslut + 25 dagar Reglerbud Produktionsplaner Bilateral handel Elspot & elbas handel Handel mellan reglerområden System-tjänster och priser Rapportering av uppmätt data Fakturering balansavräkning Rapportering av kvarkraft Månatlig kvarkraft-avräkning

Kvarstående uppgifter: Påverkar inte modellen men bör diskuteras vidare med intressenter (balansansvariga, nätägare, reglermyndigheter) Uppgifter att utreda vidare Beskrivning 1 Rapportering till leverantör (RE) Ska SR rapportera till RE, om RE begär denna service? 2 Preliminär schablonavräkning Modell för beräkning av preliminär icke-timmätt förbrukning 3 Kvarkraftsberäkning Model för schabloner Rapportering av bilateral handel Ska bilateral handel rapporteras av både köpare och säljare 4 Inkludera nätförluster eller inte I förbrukningsprofilen Utvärdera om nätförluster ska inkluderas I förbrukningsprofilen (som I Sverige) eller exkluderas (son I Norge) 5 Kontroller genomförda av SR för SO SR genomföra kontroller för SOs räkning på kvaliteten av utförda systemtjänster 6 Modell för säkerheter Utveckla detaljerat regelverk för säkerheter 7 Balansavtal Utveckla förslag till balansansvarsavtal 8 Föreskrifter Fortsatt utvärdering av nödvändiga förändringar I föreskrifter och andra reglerverk 9 Energiskatt I Sverige Harmonisering så att Nätägare I Sverige betalar in energiskatten? 10 Handel på NPS utan att själv vara balansansvarig Tillåt handel på NPS utan att vara balansansvarig själv (överlåta balansansvar på annan part) –Förändring av regler I Norge 11 Organisation Hur ska SR organiseras? 12 Harmonisering av EDI Harmonisering av EDI standard 13 Hub Utvärdera implementering av ett centralt marknadsregister (Energinet.dk projekt)

Fortsättning på COBS? COBS II Danmark & Finland utvärderar nu vad COBS skulle innebära Etablera ett nordiskt projekt baserat på COBS-rapporten Enas om huvuddrag i modellen Anpassningar till speciella omständigheter i Finland & Danmark? Fingrid hanterar inte schablonavräkning AMR Hub Rapport i slutet av Mars

(O)Möjlig tidtabell ? Tidtabell beskriver ”minimumtid” för att implementera COBS Kräver betydliga resurser hos TSOerna Kräver att reglermyndigheterna kan samarbeta snabbt och effektivt Kräver att branschen kan anpassa sig till nya regelverk och system under en 12-månadersperiod

NordReg arbete Fyra arbetsgrupper har etablerats och väntas leverera Implementeringsplaner till början av mars. Target market model: NordREG Definiera en “target model”, dvs en nivå för marknadsintegrationen fram till 2015. Balance and settlement: Nordic TSOs Analysera nödvändiga förändringar och vad som behöver harmoniseras av reglerings- och avräkningsprocesser med hänsyn tagen till en gemensam slutkundmarknad. Data exchange: Nordenergi Analysera nödvändiga förändringar och harmonisering av kommunikation och datautbyte mellan marknadsaktörerna I olika processer med hänsyn tagen till en gemensam slutkundsmarknad. Customer interface model: Nordenergi Fokuserar på frågor relaterade till kundgränssnittet. De ska definiera en sk. ”supplier-centric model”. Vilka förändringar krävs i olika processer, föreskrifter etc?

Tidtabell Kick-off workshop i början av december. 1a workshop med intressenter, 27 jan, 2010 2a workshop med intressenter, 17 feb, 2010 En preliminär rapport till EMG, 15 mars, 2010 Remissförfarande i mars-april (ca 4-5 veckor) Slutrapport till EMG 10 maj, 2010 Implementeringsplanerna kommer att påverka arbetet framöver för marknadsaktörer såväl som reglermyndigheter och systemansvariga. https://www.nordicenergyregulators.org/The-Development-on-the-Nordic-Electricity-Market/The-nordic-end-user-market/.

Frågor till intressenter på workshop 17/1 Vad tycker intressenterna? 1 Common SR unit or only harmonized balance settlement? 2 Frequency and quality of meter data reporting – what is possible, what is the ambition? 3 Settlement and invoicing frequency – weekly or monthly 4 Change of laws and regulations – how long will it take? 5 Estimation and reconciliation distributed to DSO’s or centralized to SR? 6 EDI – new solutions from scratch or build on existing, use XML? 7 What about a hub solution as central aggregator? Avoid contact between BRP/RE and DSO 8 Currency – EURO throughout? 6. april 2017 15