Presentation Balansforum 24 september 2014 (5 MB, nytt fönster

Report
Balansforum 24 september 2014
Välkomna!
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
NBS
2014-09-24
4
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
2014-09-24
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)
2002  2009
Kartläggning och
utredningar inom NordEl
2011
Energinet.dk hoppar av
NBS i avvaktan på
slutgiltig marknadsmodell
2012  2016
NBS implementering
(stegvis 11/2015  2/2016)
Idrifttagning
Februari 2016
Idrifttagning
November 2015
2014-09-24
6
Modellen innebär en centraliserad balansavräkning
NBS modellen - Illustration
NBS modellen
 Ett gemensamt avräkningsavtal
 En motpart för avräkning & fakturering för
balansansvariga
eSett Oy
(ansvarig för
balansavräkning)
Balansansvarig
Nätägare
Nätägare
 Centraliserad balansavräkning och rapportering
 Gemensam informationsstruktur
Nätägare
Ansvarsfördelning
Elmarknads
-aktör
Elmarknads
-aktör
Konsumenter
Elmarknads
-aktör
 Svenska kraftnäts systemansvar kvarstår
 eSetts ansvar begränsas till avtalade
åtaganden och inom ekonomiska garantier
som ställts. SvK tar över där eSetts ansvar
slutar.
2014-09-24
7
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
2014-09-24
8
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
2014-09-24
eSetts fakturering
> Balanskraft och avgifter.
> Reglerkraft
> Kvarkraft för Sverige
> eSett fakturerar inte BAs tillhandahållna kapaciteter i
reglermarknaden
9
2014-09-24
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
10
2014-09-24
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
> www.nbs.coop/materials
11
2014-09-24
12
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
2014-09-24
13
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
2014-09-24
14
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
−1
−3
1 + 2
3
×3+
3
× 3 + 1 ×  × 1
7
 Multiplikatorn m1 samt införandet av tak- och minimivärden utreds i dagsläget
S1: Summan av samtliga avgifter; S2: Summan av fakturerade obalanser;
S3: Konsumtionsvolym; V: Bilateral handel och försäljningsvolymer;
P: Reglerpris
2014-09-24
15
Säkerheterna kommer baseras på den bedömda riskprofilen för
respektive aktör
Illustrering av riskprofil
Vecka 1
M
T
O
T
Vecka 2
F
L
S
M
T
O
T
Vecka 3
F
L
S
M
T
O
T
Vecka 4
F
L
S
M
T
O
T
F
L
Fakturerat
2. Avräknat
1. Obetalt
3. Känd, handel, produktionsplaner samt
justeringar
1. Dagar som har fakturerats men ännu ej betalats
2. Dagar då det avräknade beloppet är känt eller fakturerat
3. Dagar som den balansansvariga varit aktiv men där balansen är okänd – Handel, produktionsplaner samt
obalansjusteringar är kända
4. Dagar framåt i tiden då den balansansvarige kommer att vara aktiv men ingen information finns
S
2014-09-24
16
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
2014-09-24
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
Mer information
www.nbs.coop
www.ediel.org/
Balansansvarsavtalet
Innehåll
> Utredningar
> Tidsplan
> Mer information
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
Tidsplan
2014
Höst/vinter
Utredning
2015
Feb
Mars maj
16 nov
EMR
Status
pågående
utred.
Remiss
Ändringar
träder i
kraft
Mer information
> Elmarknadsrådet
> http://www.svk.se/Om-oss/Organisation/Rad/Elmarknadsradet/
Obalansindex
(Rebecca)
Innehåll
> Varför obalansindex?
> Uppföljning 2014
> Nästa steg
> Mer information
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.
Uppföljning 2014
Grön
Gul
Röd
Totalt (antal)
Januari
Totalt
71
20
11
102
Februari
Totalt
78
14
9
101
Mars
Totalt
73
21
8
102
April
Totalt
68
22
9
99
Maj
Totalt
65
28
3
96
Juni
Totalt
65
28
2
95
Juli
Totalt
62
26
5
93
Augusti
Totalt
64
23
6
93
Nästa steg
> Analysera utfall för 2014
> Harmonisera i NBS
Mer information
> http://www.svk.se/Drift-och-marknad/Statistik/Statistik-ombalansansvar/
> Mail månadsvis till respektive balansansvarig
Balanskoden, Network Code on Electricity
Balancing (NCEB)
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
Network Code Status September 2014
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 2100
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 ENTSOE. ACER önskade att ENTSO-E skulle jobba vidare med vissa områden.
>
17 september 2014: En slutgiltig balanskod skickades till ACER.
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
Relationer till andra koder
Balanskoden
CACM
LFC&R
Områdeshierarki
Tidsramar
Överföringskapacitet
TSO:ns ansvar för
systemsäkerhet –
Responsibility area
OS
Bestämmer nödvändiga volymer
och fördelning av reserver
Tekniska krav för utbyte, delning
och XB aktiveringar av reserver
OP&S
Utbyte av reserver –
information om tillgängliga
reserver
Balanskodens målbild
> Ej helt fastställt – ramverk
> Ganska likt Norden
> Svårare att förändra
> Skillnad: Balance Service Provider, BSP
Stegvis implementering
Implementering av den regionala
modellen
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)
ENTSO-E har lagt till stegvis geografisk
utvidgning med så kallade koordinerande
balansområden (CoBA) som ett verktyg att nå
målmodellen
Implementering av den Europiska
målmodellen
Ramverk
RR
Förslag på modifiering
av den europeiska
målmodellen
Fyra år (Artikel 14.3)
FRR-M
Fyra år (Artikel 16.4)
Fem år
(Artikel
16.5)
FRR-A
Fyra år (Artikel 18.4)
Fem år
(Artikel
18.5)
Imbalance Netting
Process
Tre år (Artikel 20.3)
Fyra år
(Artikel
20.4)
Fem år
(Artikel
14.4)
Implementering av
den Europeiska
modellen
I enlighet med den
tidplan som ska ingå i
ramverk för den
Europeiska modellen
(Artikel 14.4)
I enlighet med den
tidplan som ska ingå i
ramverk för den
Europeiska modellen
(Artikel 16.5)
I enlighet med den
tidplan som ska ingå i
ramverk för den
Europeiska modellen
(Artikel 18.5)
I enlighet med den
tidplan som ska ingå i
ramverk för den
Europeiska modellen
(Artikel 20.4)
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)
Mer information
> För mer information om NC EB och övriga nätkoder:
> http://networkcodes.entsoe.eu/
Framtida behov av reglerresurser
Reglerkraftmarknaden
43
SE1
Stamnätet - prisområden
>
Kraftledningar:1500 mil
>
220-400 kV
>
HVDC
>
Ställverk:165 st.
>
Nationellt kontrollrum: Sundbyberg
>
Driftcentraler: Sundbyberg och Sollefteå
>
Snitt 1
kapacitet 2500-3300 MW
>
Snitt 2
kapacitet 5500-7300 MW
>
Snitt 4
kapacitet 3500-5500 MW
SE2
Snitt 2
SE3
SE4
Snitt 4
44
Balanseringen av marknaden
MWh/h
20 500
20 000
19 500
19 000
18 500
18 000
17 500
17 000
16 500
16 000
15 500
Förbrukning + export / - import
Produktion
Reglerad volym
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
46
REF - DW 20100308 SR project Exec #2
10.feb
100
09.aug
09.feb
08.aug
08.feb
07.aug
07.feb
06.aug
06.feb
05.aug
05.feb
04.aug
04.feb
03.aug
03.feb
02.aug
02.feb
01.aug
01.feb
aug.00
feb.00
aug.99
Number of incidents
per month
feb.99
aug.98
feb.98
aug.97
feb.97
aug.96
feb.96
aug.95
Frekvensavvikelse
1000
Nordic Frequency Quality 1995 to 2010
900
800
700
600
500
400
300
200
0
Trend
Exempel på avvikelse i vindprognos/utfall
på Jylland
WMPP average quarter-hour power output as at December 11 2000
Forecast calculated on December 10 at 11:00
1400
Measurement
Forecast
Deviation
1200
1000
800
600
400
200
-600
-800
-1000
-1200
-1400
21:00
18:00
15:00
12:00
09:00
06:00
-400
03:00
-200
00:00
0
Vad är en reglerkraftmarknad?
> 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).
Reglerlistan
51
Vad består dagens
reglerkraftmarknad av?
Hur ska reglerkraftmarknaden se
ut imorgon?
Finns det då några reglerresurser inom
industrin?
Förbrukning som reglerresurs
> Avkopplingsbar last (A)
> Avkopplingsbara laster > 5 MW.
> Industriförbrukning (I)
> Industrianläggningar med uttagsabonnemang > 50 MW.
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.
Potential för förbrukningsbud
Industriförbrukning
> Industriobjekt med en sammanlagd installerad
effekt ~ 3 600 MW.
> Drygt 2 000 MW av dessa 3 600 MW uppges
kunna regleras, mer eller mindre lättillgängligt.
Reglerkraftmarknaden
6 av 28
Reglerkraftmarknaden - Förbrukningsbud
2 av 6
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)
Om ensam inte är tillräckligt stor…
5 MW
Balansansvarig
2 MW
1 MW
2 MW
Aggregator
64
Välkommen att delta i landets elbalans
Agenda
Förbrukningsbud
Reglerkraftmarknaden
Effektreserv
Förbrukningsbuden som upphandlas för
effektreserven är enbart reduktionsbud
5
MW
68
……och vilka
åtaganden har
man som
förbrukare/
resursägare?
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.
Effektreservens användning
2009/2010
Tre tillfällen
NPS
2010/2011
Inte av
balansskäl
2011/2012
Fem tillfällen
RKM
2012/2013
Ett tillfälle
RKM
2013/2014
Inte av
balansskäl
Faktablad
http://www.svk.se/Publicerat/Faktablad/Balansansvar/
Gruppdiskussioner
Frågeställningar
HINDER
RKM
Vad kan SvK
hjälpa till med?
NÄTKODER
MÖJLIGHETER
NBS
EFFEKTRESERVEN
-ny avgiftsstruktur
Funderingar, tankar och
förslag
NU och FRAMTIDEN
FÖRÄNDRINGAR
BA-AVTAL
Tack för ditt engagemang!
> Rebecca Nilsson
[email protected]
> Zarah Andersson
[email protected]
> Jenny Lagerquist
[email protected]
> Peter Lindström
[email protected]
> Lars Munter
[email protected]

similar documents