SR - Svenska kraftnät

Report
Felles Nordisk Balanseavregning
Initiativ fra NordREG og nordiske TSO’er
Ediel och Avräkningskonferensen 2010
Tor B. Heiberg, Statnett SF
Stockholm, 24. november 2010
Innhold
 Om Balanseavregning
 Status Balanseavregning i Norden
 Motivasjon for felles Balanseavregning
 NBS prosjektet
 Hva NBS prosjektet foreslår (foreløpig)
2
Om Balanseavregning (i)
 Balanseavregning er en nødvendig funksjon i det deregulerte kraftmarkedet hvor
oppgaven består i å avregne den enkelte aktørs uunngåelige ubalanse mellom
anskaffelse og levering av elektrisitet.
 Hver TSO i Norden utfører balanseavregning i sine respektive land, dvs. at de
inneholder rollen som Avregningsansvarlig eller ”Settlement Responsible” (SR)
 En balanseansvarlig aktør, dvs. ”Balance Responsible Party” (BRP) må ha en avtale
med Avregningsansvarlig (SR). En leverandør dvs. ”Retailer” (RE) må enten selv
være balanseansvarlig eller ha en avtale med en balanseansvarlig (BRP) som
håndterer leverandørens ubalanser mot Avregningsansvarlig (SR).
 Alle nettselskaper, dvs. ”Distribution System Operator” (DSO), må levere måledata
til Avregningsansvarlig (SR).
3
Om Balanseavregning(ii)
 Avregningsansvarlig (SR) beregner ubalanser for hver balanseansvarlig
 Avregningsansvarlig (SR) beregner inn- og utbetalinger og foretar
fakturering og debitering mot hver balanseansvarlig
 Avregningsansvarlig (SR) beregner og administrer sikkerhetskrav mot hver
balanseansvarlig
 I noen land håndterer Avregningsansvarlig (SR) profilering og saldooppgjør
(Kvarkraft avrekning)
4
Per i dag er følgende harmonisert i de nordiske land
 To separate balanser:
1.
Produksjonsbalanse= faktisk produksjon – planlagt produksjon. Blir avregnet I henhold til to-pris
system.
2.
Forbruksubalanse = planlagt produksjon + handel + faktisk forbruk. Blir avregnet I henhold til
en-pris system
 Kostnadsbasen for Avregningsansvarlig skal inneholde:
1. Andel av reservekostnader
100 % Frequency Controlled Normal Operation Reserve
10-33 % Frequency Controlled Disturbance Reserve (SE 33 %)
10–33% Fast Active Disturbance Reserve (SE 33 %)
2. 100% av adminstrative kostnader (personell og IT)
 Felles avgiftsstruktur – men ulike nivåer for å reflekter nasjonale kostandsnivåer for
kostnader for reserver:
o
Avgift i forhold til faktisk forbruksvolum
o
Avgift i forhold til faktisk produksjon
o
Avgift I forhold til ubalanse
o
Månedlig avgift
5
Men mye er ulikt…
 Balanseansvarlige (BRP) og Leverandører (RE) må forholde seg til 4 forskjellige nasjonale
standarder:
6
Motivasjon for felles balanseavregning (i)
1. Videre utvikling av det nordiske kraftmarkedet
 Gjøre det enklere for Balanseansvarlige og Leverandører:






Fra:
Ett grensesnitt mot Avregningsansvarlig (SR)
Like forretningsprosesser uavhengig av land
En standard for elektronisk datautveksling
En motpart for håndtering av sikkerhetskrav (“netting”)
Enklere for markedsaktører å etablere seg
”First mover” i forhold til europesik utvikling
Til:
7
Motivasjon for felles balanseavregning (ii)
2. Bidra til utviklingen av et felles nordisk sluttbrukermarked :
 Nordiske energiminstre ønsker et felles nordisk sluttbrukermarked (Nordisk
Ministerråd - oktober 2009)
 NordREG har fått i oppgave å utvikle en “detaljert implementeringsplan”
 Felles balanseavregning er et av hovedelementene i et felles nordisk
sluttbrukermarked (og sannsynligvis den del som er minst vanskelig å
etablere)
3. Mulige kostnadsbesparelser for TSO’er gjennom “economics of scale”
 Mer effektiv og lavere IT kostnader
8
NBS prosjektet
 NBS = Nordic Balance Settlement
 Et prosjekt mellom Energinet.dk, Fingrid, Svk og Statnett
 Formål: Etablere en felles nordisk balanseavregning
 To faser:
1.
2.
Designfase
Implementeringsfase
9
Sentrale aktører
SR
(NBS)
BRP 1
RE 3
RE 1
DSO 1
DSO 2
RE 2
DSO 3
Data
hub
End customers
Arrows illustrate moneyflow and/or contractual relations
10
Prosjektplan – designfase
31/8
3/6
11/10
30/6
15/12
Reference group
Start-up NBS
Main issues
described
sdf
•
•
•
•
Objectives
Organisation
Milestones
Resources
•
•
Description of
NBS (sub
elements)
sdf
Discussion and
agreement on
main issues
Document agreed
solutions as basis
for design of NBS
NBS to be described in
detail
• Presentation to
Reference Group
(market players and
regulators)
•
Develop final
report – NBS
design
•
•
•
Project plan
approved
Main issues
agreed – basis
for detailed
description
Framework for
NBS developed
Report
steering
committee
Consultation
industry
Presentation to
reference group
Adjust design
description based
on input from
reference group
Develop final
report including
implementation
plan
Consultation with
reference group
and development
of final report
11
Deltaker – NBS referansegruppe
Danmark
Finland
Sverige
Norge
NBS prosjekt
• Camilla
SchaumburgMüller - DONG
Energy
• Thomas Bech
Pedersen EnergiDanmark
• Henrik Hornum Dansk Energy
• Anders Millgaard,
Modstrøm
• Bente Danielsen,
Regulator
• Riina Heinimäki,
Finnish Energy
Industry
• Ossi Wathen,
Fortum
Distribution
• Markku Simula,
PVO-Pool Oy
• Jouni Anttila,
Energiakolmio Oy
• Suvi Lehtinen,
Regulator
• Axel Weyler,
Markedskraft
• Daniel Nordgren,
Vattenfall
Production
• Per Lundstöm,
Scandem
• Sezgin Kadir E.on
Elnät
• Marie Pålsson,
Regulator
• Jan Martin
Christensen,
Statkraft AS
• Alexander
Gustavsen,
Bergen Energi AS
• Margaret Matre,
Hafslund
• Karl Magnus
Elleingaard, Vidar
Sletthaug
Regulator
• Pasi Aho, Pasi
Lintunen, Fingrid
• Mogens R.
Pedersen,
Energinet.dk
• Tania Pinzon,
Josef Bly,
Svenska Kraftnät
• Tor Heiberg,
Kristian
Bernseter,
Statnett
• Gorm Lunde,
Quartz+Co
12
NBS model - målsetting
En felles nordisk model for:

Beregning av ubalanser

Profilberegninger

Beregning av saldooppgjør/kvarkraftavräkning

Rapportering mellom SR, DSO, BRP og RE

Beregning av sikkerhetskrav

Fakturering

Beregning av KPI’er

Krav til AMR med hensyn på oppløsning og innsamling av
måledata

Elektronisk datautveksling
13
Hovedelementer i NBS forslag (i)
En felles nordisk enhet for balanseavregning – felles SR

Enten i form av eget selskap eller som del av NordPool Spot

Hver enkelt TSO formelt ansvarlig i sitt land

Avtale mellom SR og hver TSO

•
Fordeling av ansvar
•
System Operations
•
Kostnadsbase og avgiftsnivå
Avtale mellom SR, DSO’s og/eller nasjonale datahubs
•


Datautveksling
En balanseavtale mellom SR og BRP
•
For alle operasjonelle formål identisk uavhengig av land
•
Mest sannsynlig med vedlegg for hvert land i forhold til juridiske ulikheter mellom landene
•
Støttes av “Handbook” for aktørene
Må kunne gi support lokalt (ulike språk)
14
Hovedelementer i NBS forslag (ii)
Beregning av ubalanser:

Beregningsprinsipp
•
En-pris for forbruksubalanser
•
To-pris for produksjonsubalanser

Preliminær avregning gjøres daglig for D+1 til D+8

Endelig avregning etter D+9

Korreksjoner etter D+9 må gjøres bilateralt mellom DSO og BRP’er
15
Hovedelementer i NBS forslag (iii)
Profilering og Kvarkraftavräkning ved ikke-timesmålte anlegg:

Ved innføring av AMR vil andelen av ikke-timesmålte anlegg bli mye mindre
Vi bør derfor ikke bruke store ressurser på å lage en komplisert felles
nordisk model

Men vi må ha en model fordi en viss andel også i fremtiden må
saldoavregnes

Model for ikke-timesmålte anlegg eller anlegg inte rapportert hver uke:

DSO rapporterer estimerte andelstall per BRP før hver måned

Balanseavregningen bruker estimert forbruk

Endelige andelstall og forbruk beregnes av DSO per BRP og rapporteres
til SR

SR utfører saldooppgjøret mot hver enkelt BRP (summert for alle DSO)
16
Hovedelementer i NBS forslag (iv)
Beregning av sikkerhet:

Per BRP; Dynamisk i forhold til endringer i betalinger, utestående og
forventet ubalanse
Fakturering:

Ukentlig per BRP
Faktura periode
M
T
O
T
F
L
S M
T
O
T
F
L
T
O
T
F
L
S
Faktura dag
KPI:



S M
DSO: Korreksjoner av måledata
BRP: Ubalanser
SR: Forsinkelser og korreksjoner
17
Rapportering i forkant av leveringstimen
1
RE
LPS
DSO
1
2
3
Elspot &
Elbas trades
2
5
BRP
3
4
5
Bilateral trades
SR
Trade between
price areas
Production plans
Regulation bids
Bilateral trades
SO
2
Trade between
price areas
NPS
Andelstall (LPS) per RE og
BRP
NordPool Spot handel i Elspot og
ElBas samthandel mellom
prisområder
BRP rapporterer sine
produksjonsplaner til
Systemoperatøren (SO)
4
BRP gir bud for opp/ned
regulering
5
BRP (begge parter) rapporterer
bilateral handel til SO/SR (ikke
avklart)
Rapportering kort etter leveringstimen
Begrunnelse for daglig rapportering:
5
RE
• BRP:s evaluere forbruksprognose for
foregående dag og underlag for neste dag
SO rapporterer til BRP og SR
1
aktiviert
handel
• BRP:s QA på
måledata
for potensielt å
DSO
kunne få det rettet opp hos DSO.
4
5
6
7
BRP
produksjonsplaner
2 påEndelige
• SR:s QA
områdebalanser
for DSO og
eventuelt avdekke dårlig kvalitet.
Endelig bilatral handel (hvis SO og
3 ikke SR)
SR
2
3
Activated ancillary services
SO
Aggregerte utveksling mellom DSO
5
Timesmålt produksjon
6
Aggregert timesmålt forbruk per RE
og BRP
7
Preliminært profilert forbruk per Reog
BRP
NPS
1
1
4
Activated trade during delivery
hour
Binding production plans
Binding bilateral trades
Rapportering innen 9 dager etter leveringsdag
RE
1
2
5
4
BRP
DSO
1
Timesmålt forbruk per målepunkt
2
3
4
5
2
Timesmålt produksjon per
målepunkt per BRP
3
Utveksling mellom DSO
4
Aggregert målt forbruk per RE og
BRP
5
Preliminært profilert forbruk per RE
og BRP
SR
SO
NPS
Korreksjoner etter 9 dager
må gjøres bilateralt
Rapportering etter endelig balanseavregning etter 9 dager
RE
DSO
1
1
Result from balance
calculation
Daglig beregning av
endelig ubalanse
2
Faktura for uke n-2
Result from balance
calculation
BRP
SR
2
1
Invoice
SO
NPS
Rapportering ved Kvarkraftavräkning
RE
DSO
Reconciled
energy/RE
Reconciled energy
/RE
1
1
BRP
2
Reconciliation
settlement
SR
SO
1
DSO rapporeter saldovolumer for
profilert forbruk per RE og BRP til
SR
2
SR aggreger saldovolumene og
foretar oppgjør mot BRP’s. SR er
finansiell motpart mot BRP’ene.
NPS
Preliminary
First indicative time schedule for NBS
Jan
2011
Jan
2012
Jan
2013
Jan
2014
Jan
2015
Consultation NBS report
Implementation phase
Detailed specifications
Balance agreements /legal
Communication solutions
IT – specification (SR + TSO)
IT development (SR + TSO)
Work process adaptation
6 months
12 months
Test
Support by regulators
Legislation process (formal)
6 months
IT specification (DSO + BRP + RE)
IT development (DSO + BRP + RE)
Work process adaptation
12 months
NBS in operation
23

similar documents