Balansforum 24 september 2014

En presentation över ämnet: "Balansforum 24 september 2014"— Presentationens avskrift:

1 Balansforum 24 september 2014
Välkomna!

2 Dagens innehåll och hålltider
09:30 Start Info om aktuella projekt Svenska kraftnät NBS Balansansvarsavtalet Obalansindex Balanskoden Bensträckare med kaffe 12:15-13:30 Lunch (Sturegatan 3) Framtida behov av reglerresurser på reglerkraftmarknaden Gruppdiskussioner 14:30 Fika 15:30 Avslut/Enkät

3 NBS

4 NBS-projektet syftar till att skapa gemensam balansavräkning
NBS-projektet syftar till att skapa gemensam balansavräkning Syfte Skapa en gemensam nordisk balansavräkning där alla nordiska balansansvariga lyder under samma regelverk och konkurrerar på lika villkor minskar inträdesbarriärerna för att delta på nya marknader skapar förutsättningar för ökad konkurrens en viktig del av NordREG:s arbete med att utveckla en nordisk slutkundsmarknad. Mål Ett gemensamt bolag (eSett) med ett gemensamt IT-system Ett gemensamt avräkningssystem Förenklad administration Långsiktiga kostnadsbesparingar

5 Kartläggning och harmonisering har skett succesivt och NBS driftsätts februari 2016 för Sverige (o Norge) 2010 NBS projektet initieras (SvK, Statnett, Fingrid & Energinet.dk) 2012  2016 NBS implementering (stegvis 11/2015  2/2016) Idrifttagning Februari 2016 2002  2009 Kartläggning och utredningar inom NordEl 2011 Energinet.dk hoppar av NBS i avvaktan på slutgiltig marknadsmodell Idrifttagning November 2015

6 Modellen innebär en centraliserad balansavräkning
Modellen innebär en centraliserad balansavräkning NBS modellen - Illustration NBS modellen Ett gemensamt avräkningsavtal En motpart för avräkning & fakturering för balansansvariga Centraliserad balansavräkning och rapportering Gemensam informationsstruktur Ansvarsfördelning Svenska kraftnäts systemansvar kvarstår eSetts ansvar begränsas till avtalade åtaganden och inom ekonomiska garantier som ställts. SvK tar över där eSetts ansvar slutar.

7 Förändringar i ellagen gör det möjligt
Förändringar i ellagen gör det möjligt BA balanseringskrav skrivs in i lagen och kvarstår som ett åtaganden mot den systemansvarige Det ekonomiska kravet preciseras och gäller BAs ansvar att ekonomiskt reglera avvikelser från balans. Svk ges rätt att låta annan utföra balansavräkningen

8 Förändringar i balansavräkningen
Förändringar i balansavräkningen NÄ mätvärdesrapportering – förbrukning: sker per elleverantör och aggregeras till BA av eSett. NÄ mätvärdesrapportering – produktion: sker per anläggning ≥ 1MW och aggregeras till BA av eSett. sker aggregerat per elleverantör för < 1MW och aggregeras till BA av eSett. eSett kommer ha gränssnitt för både elleverantörer och BA eSett kommunicerar enbart i XML-format enligt nordisk gmensam standard Rättningsregeln för nätutbyten och NO-korrektion ändras Beräkning av prel. schablonleveranser sker hos SvK på befintligt sätt och SvK rapporterar till eSett

9 eSetts fakturering Balanskraft och avgifter. Reglerkraft
eSetts fakturering Balanskraft och avgifter. Reglerkraft Kvarkraft för Sverige eSett fakturerar inte BAs tillhandahållna kapaciteter i reglermarknaden

10 Gränssnittet för BA i planeringsskedet
Gränssnittet för BA i planeringsskedet Planer och bud till reglermarknaden rapporteras som förut Utredning sker på systemlösning för bilateral handel Utredningen ska starta om när BA ska gå över till XML-format för planeringsinformation

11 NBS handbok Beskriver gränssnitt och processer
NBS handbok Beskriver gränssnitt och processer En ny version av NBS handboken och finns tillgänglig på NBS hemsida (NBS Handbook v1.1) En uppdaterad version planeras att publiceras i november

12 Marknadens aktörer behöver anpassa sina system och processer
Marknadens aktörer behöver anpassa sina system och processer Kvarkraft kommer att beräknas av Svenska kraftnät men faktureras av eSett Övergång från befintligt kommunikationsformat (EDIFACT) till XML XML är det enda format som kommer att stödjas av eSett Varje aktör måste säkerställa att man senast per februari 2016 har anpassat system och processer så att erforderlig kommunikation med eSett kan ske Systemtester Beräkning av säkerheter Plan för idrifttagning

13 Implementeringen av NBS kommer att kräva tätt samarbete
Implementeringen av NBS kommer att kräva tätt samarbete Systemtester Testning av eSetts IT-system kommer att initieras i november 2014 tillsammans med frivilliga aktörer. Syftet är att redan i uppbyggnadsskedet kunna undvika stora fallgropar och ge återkoppling till projektet men likväl att förbereda aktörerna Testerna omfattar aktiviteter typiska för det kommande dagliga arbetet. Testningen inkluderar de underliggande systemen och integreringen av dessa gentemot testaktörerna “Online Service”, ”Information Service” samt ”Messaging Service” Testning kommer att öppnas för samtliga aktörer april – oktober 2015

14 En ny modell för beräkning av säkerheter
En ny modell för beräkning av säkerheter Beräkning av säkerheter Den nya modellen kommer att vara dynamisk, gemensam för samtliga aktörer och anpassad efter ”normala” förhållanden. Vid behov kommer ytterligare åtgärder att vidtas. Beräkning av nivå på säkerheter kommer att ske utifrån den bedömda riskprofilen för respektive aktör Säkerheterna kommer att beräknas utifrån den balansansvariges exponering i samtliga tre länder där kravet i respektive land beräknas på nationella värden per elområde Multiplikatorn m1 samt införandet av tak- och minimivärden utreds i dagsläget 𝑁−3 𝑁−1 𝑆 1 + 𝑆 × × 𝑆 3 + 𝑉 1 ×𝑃× 𝑚 1 S1: Summan av samtliga avgifter; S2: Summan av fakturerade obalanser; S3: Konsumtionsvolym; V: Bilateral handel och försäljningsvolymer; P: Reglerpris

15 3. Känd, handel, produktionsplaner samt justeringar
Säkerheterna kommer baseras på den bedömda riskprofilen för respektive aktör Illustrering av riskprofil Vecka 1 Vecka 2 Vecka 3 Vecka 4 M T O F L S Fakturerat 2. Avräknat 3. Känd, handel, produktionsplaner samt justeringar 1. Obetalt Dagar som har fakturerats men ännu ej betalats Dagar då det avräknade beloppet är känt eller fakturerat Dagar som den balansansvariga varit aktiv men där balansen är okänd – Handel, produktionsplaner samt obalansjusteringar är kända Dagar framåt i tiden då den balansansvarige kommer att vara aktiv men ingen information finns

16 En plan tas fram för övergången från befintlig till ny avräkning
En plan tas fram för övergången från befintlig till ny avräkning Plan för idrifttagning Planen syftar till att utgöra ett stöd i implementeringen och således beskriva hur övergången från befintlig avräkning inom respektive TSO till ny avräkning genom eSett kommer att gå till Planen kommer bland annat att beskriva: Hur testning av system och kommunikation kommer att ske Hur eSett kommer att agera vid oförutsedda händelser Hur man kommer i kontakt med ”kundservice” Ansvarsfördelning under övergångsperioden Samt inkludera en checklista (för marknadsaktörerna) inför Go-Live Planen kommer efter november 2015 att vidareutvecklas baserat på de lärdomar man har dragit från den finländska implementeringen

17 Svks fokus kommer vara att förbereda aktörerna samt anpassa den egna organisationen Aktiviteter 2014  2016 Förberedande aktiviteter inom Svenska Kraftnät Etablering av nytt arbetssätt samt justering av interna processer Uppdatering av IT-system och rapporteringsgränssnitt Säkerställande att samtliga aktiviteter, kritiska för driftsättning, genomförs innan idrifttagning Förberedande aktiviteter gentemot marknadens aktörer Kontinuerlig dialog och uppdatering genom befintlig referensgrupp Planering av driftsättning och hantering av övergångsperiod Kontinuerlig uppdatering och förtydligande i NBS handboken Utbildning / testning Kommunikation

18 Mer information

19 Balansansvarsavtalet

20 Innehåll Utredningar Tidsplan Mer information

21 Utredningar Se över produktionsförflyttningskravet
Se över bortkopplingspris vs. takpris RKM Utreda konsekvenserna av att ändra storlekskrav på reglerobjekt Idag: Större än 250 MW och/alt. aktiv på RKM Utreda ny avgiftsstruktur för effektreserven

22 Tidsplan 2014 Höst/vinter 2015 Feb Mars - maj 16 nov Utredning
EMR Status pågående utred. Remiss Ändringar träder i kraft

23 Mer information Elmarknadsrådet

24 Obalansindex (Rebecca)

25 Innehåll Varför obalansindex? Uppföljning 2014 Nästa steg
Mer information

26 Varför obalansindex? Syfte: Ett verktyg för att visualisera Balansansvarigs balanshållning och vilka obalanser Svenska kraftnät bör undersöka närmare. En tydlig uppföljning av Balansansvarigas totala balanskraft. Ett gemensamt underlag för kommunikation mellan Svenska kraftnät och de Balansansvariga företagen. Mål: En bättre balanshållning hos de Balansansvariga företagen genom tydligare gränser och aktiv uppföljning från Svenska kraftnät.

27 Uppföljning 2014

28 Grön Gul Röd Totalt (antal) Januari Totalt 71 20 11 102 Februari 78 14
9 101 Mars 73 21 8 April 68 22 99 Maj 65 28 3 96 Juni 2 95 Juli 62 26 5 93 Augusti 64 23 6

29 Nästa steg Analysera utfall för 2014 Harmonisera i NBS

30 Mer information balansansvar/ Mail månadsvis till respektive balansansvarig

31 Balanskoden, Network Code on Electricity Balancing (NCEB)

32 Nätverkskoder – vad, vem, varför, hur och när?
Vad: Regelverk som skapas av ENTSO-E Vem: ACER, ENTSO-E, EC Varför: För att skapa en harmoniserad europeisk elmarknad Hur: Kommittologiprocess medför lagstiftning i varje Medlemsstat När: Pågående process just nu

33 Network Code Status -  September 2014

34 NC EB – fram till idag 18 september 2012: ACER:s ramverk för balanskoden publiceras 1 januari 2013: ENTSO-E tar emot förfrågan från Kommissionen att börja utveckla balanskoden. Balanskoden ska färdigställas senast 1 januari 2014 Sommaren 2013: ENTSO-E håller en publik konsultation. Över kommentarer mottogs från 42 olika organisationer. 23 december 2013: ENTSO-E lämnade över balanskoden till ACER 21 mars 2014: ACER lämnade ”reasoned opinion” på balanskoden till ENTSO- E. ACER önskade att ENTSO-E skulle jobba vidare med vissa områden. 17 september 2014: En slutgiltig balanskod skickades till ACER.

35 Allmänt om balanskoden
Fastställer gemensamma principer för ”Electricity Balancing” Anskaffning och aktivering av balanseringsresurser (kapacitet och energi) Användning, allokering och reservation av transmissionskapacitet (Cross Zonal) Balansavräkning Utveckling av algoritmer Rapportering

36 Relationer till andra koder
Balanskoden CACM LFC&R Områdeshierarki Tidsramar Överföringskapacitet OS OP&S Bestämmer nödvändiga volymer och fördelning av reserver Tekniska krav för utbyte, delning och XB aktiveringar av reserver TSO:ns ansvar för systemsäkerhet – Responsibility area Utbyte av reserver – information om tillgängliga reserver

37 Balanskodens målbild Ej helt fastställt – ramverk Ganska likt Norden
Svårare att förändra Skillnad: Balance Service Provider, BSP

38 Stegvis implementering
Implementering av den regionala modellen Implementering av den Europiska målmodellen Ramverk Implementering av den regionala modellen RR Sex månader (Artikel 13. 4) Två år och sex månader (Artikel 13. 1) FRR-M Två år (Artikel 15.4) Fyra år (Artikel 15.1) FRR-A Tre år (Artikel 17.4) Fyra år (Artikel 17.1) Imbalance Netting Process Sex månader (Artikel 19.4) Två år (Artikel 19.1) Förslag på modifiering av den europeiska målmodellen Ramverk Implementering av den Europeiska modellen RR Fyra år (Artikel 14.3) Fem år (Artikel 14.4) I enlighet med den tidplan som ska ingå i ramverk för den Europeiska modellen (Artikel 14.4) FRR-M Fyra år (Artikel 16.4) Fem år (Artikel 16.5) I enlighet med den tidplan som ska ingå i ramverk för den Europeiska modellen (Artikel 16.5) FRR-A Fyra år (Artikel 18.4) Fem år (Artikel 18.5) I enlighet med den tidplan som ska ingå i ramverk för den Europeiska modellen (Artikel 18.5) Imbalance Netting Process Tre år (Artikel 20.3) Fyra år (Artikel 20.4) I enlighet med den tidplan som ska ingå i ramverk för den Europeiska modellen (Artikel 20.4) ENTSO-E har lagt till stegvis geografisk utvidgning med så kallade koordinerande balansområden (CoBA) som ett verktyg att nå målmodellen

39 Koordinerande balansområden (CoBA)
Varje TSO ska samarbeta med minst två TSO:er i form av en CoBA. Samarbetet ska omfatta utbyte av minst en standardprodukt eller imbalance netting. Tanken är att dessa CoBAs stegvis ska slås ihop. Gemensamt ramverk för regler och villkor relaterat till Balansering som kommer att sätta ramarna för de nationella avtalen (idag bl.a. balansansvarsavtalet)

40 Mer information För mer information om NC EB och övriga nätkoder:

41 Framtida behov av reglerresurser

42 Reglerkraftmarknaden

43 Stamnätet - prisområden
Snitt 2 Snitt 1 SE1 Stamnätet - prisområden Kraftledningar:1500 mil kV HVDC Ställverk:165 st. Nationellt kontrollrum: Sundbyberg Driftcentraler: Sundbyberg och Sollefteå Snitt kapacitet MW Snitt kapacitet MW Snitt kapacitet MW SE2 SE3 SE4 Snitt 4

44

45 Balanseringen av marknaden
15 500 16 000 16 500 17 000 17 500 18 000 18 500 19 000 19 500 20 000 20 500 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Timme MWh/h Förbrukning + export / - import Produktion Reglerad volym

46 Frekvensavvikelse Trend 46 REF - DW SR project Exec #2 46

47

48 Exempel på avvikelse i vindprognos/utfall på Jylland

49 Vad är en reglerkraftmarknad?

50 Nordisk reglerstege med upp- och nedregleringsbud, från balansansvariga, ordnade i prisordning.
Möjlighet att avropa bud för system- eller nätskäl. Minsta budvolym 10 MW för alla områden utom SE4 (5 MW).

51 Reglerlistan 51 51

52 Vad består dagens reglerkraftmarknad av?

53

54 Hur ska reglerkraftmarknaden se ut imorgon?

55

56 Finns det då några reglerresurser inom industrin?

57 Förbrukning som reglerresurs
Avkopplingsbar last (A) Avkopplingsbara laster > 5 MW. Industriförbrukning (I) Industrianläggningar med uttagsabonnemang > 50 MW.

58 Potential för förbrukningsbud Avkopplingsbar last
Avkopplingsbara laster över 5 MW med en sammanlagd installerad effekt på ~ 850 MW. Cirka 85 % av dessa är reglerbara i sin helhet.

59 Potential för förbrukningsbud Industriförbrukning
Industriobjekt med en sammanlagd installerad effekt ~ MW. Drygt MW av dessa MW uppges kunna regleras, mer eller mindre lättillgängligt.

60 Reglerkraftmarknaden
6 av 28

61 Reglerkraftmarknaden - Förbrukningsbud
2 av 6

62 Reglerkraftmarknaden
Balansansvarig som lägger bud (elektroniskt), 24-timmars service Leverans ska kunna ske under en hel timme och kunna stoppas vid anmodan inom 15 min Realtidsmätning (15 min aktivering) 10 MW (5 MW i SE4)

63 Om ensam inte är tillräckligt stor…
Balansansvarig 5 MW 2 MW 1 MW Aggregator

64 Välkommen att delta i landets elbalans
Agenda Förbrukningsbud Reglerkraft-marknaden Effektreserv

65 Förbrukningsbuden som upphandlas för effektreserven är enbart reduktionsbud

66

67 5 MW

68 ……och vilka åtaganden har man som förbrukare/ resursägare?

69

70 Aktivering av bud Aktivering och deaktivering av bud sker genom att Svenska kraftnät ringer till resursägaren/dennes balansansvariga företag. Budet kan aktiveras och deaktiveras av Svenska kraftnät under hela timmen. Svenska kraftnät garanterar resursägaren ersättning för minst en timmes aktivering enligt resursens budpris.

71 Effektreservens användning
2009/2010 2010/2011 2011/2012 2012/2013 2013/2014 Tre tillfällen NPS Inte av balansskäl Fem tillfällen RKM Ett tillfälle RKM Inte av balansskäl

72 Faktablad http://www.svk.se/Publicerat/Faktablad/Balansansvar/

73 Gruppdiskussioner

74 Frågeställningar

75 Vad kan SvK hjälpa till med? NÄTKODER RKM
HINDER Vad kan SvK hjälpa till med? NÄTKODER RKM MÖJLIG- HETER NBS Funderingar, tankar och förslag NU och FRAMTIDEN FÖRÄNDRINGAR BA-AVTAL EFFEKTRESERVEN -ny avgiftsstruktur

76 Tack för ditt engagemang!
Rebecca Nilsson Zarah Andersson Jenny Lagerquist Peter Lindström Lars Munter