Felles Nordisk Balanseavregning Initiativ fra NordREG og nordiske TSO’er

1. Felles Nordisk BalanseavregningInitiativ fra NordREG og nordiske TSO’er EdielochAvräkningskonferensen 2010 Tor B. Heiberg, Statnett SF Stockholm, 24. november 2010

2. Innhold • Om Balanseavregning • Status Balanseavregning i Norden • Motivasjon for felles Balanseavregning • NBS prosjektet • Hva NBS prosjektet foreslår (foreløpig)

3. 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. ”BalanceResponsible 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).

4. Om Balanseavregning(ii) • Avregningsansvarlig (SR) beregnerubalanser for hverbalanseansvarlig • Avregningsansvarlig (SR) beregner inn- ogutbetalingerogforetarfaktureringogdebitering mot hverbalanseansvarlig • Avregningsansvarlig (SR) beregnerogadministrersikkerhetskrav mot hverbalanseansvarlig • I noen land håndtererAvregningsansvarlig (SR) profilering og saldooppgjør (Kvarkraftavrekning)

5. Per i dag erfølgendeharmoniserti de nordiske land • To separate balanser: • Produksjonsbalanse= faktiskproduksjon– planlagtproduksjon. Bliravregnet I henholdtil to-pris system. • Forbruksubalanse=planlagtproduksjon+ handel + faktiskforbruk. Bliravregnet I henholdtil en-pris system • Kostnadsbasen for Avregningsansvarligskalinneholde: • 1. Andelavreservekostnader • 100 % Frequency Controlled Normal Operation Reserve • 10-33 % Frequency Controlled Disturbance Reserve (SE 33 %) • 10–33% Fast Active Disturbance Reserve (SE 33 %) • 2. 100% avadminstrativekostnader (personellog IT) • Fellesavgiftsstruktur – men ulikenivåer for å reflekternasjonalekostandsnivåer for • kostnader for reserver: • Avgiftiforholdtilfaktiskforbruksvolum • Avgiftiforholdtilfaktiskproduksjon • Avgift I forholdtilubalanse • Månedligavgift

6. Men myeerulikt… • Balanseansvarlige(BRP) ogLeverandører (RE) måforholdesegtil 4 forskjelligenasjonalestandarder:

7. Motivasjon for fellesbalanseavregning (i) • 1. Videreutviklingavdetnordiskekraftmarkedet • Gjøredetenklere for BalanseansvarligeogLeverandører: • Ettgrensesnitt motAvregningsansvarlig (SR) • Like forretningsprosesseruavhengigav land • En standard for elektroniskdatautveksling • En motpart for håndteringavsikkerhetskrav (“netting”) • Enklere for markedsaktører å etablereseg • ”First mover” iforholdtileuropesikutvikling Til: Fra:

8. Motivasjon for fellesbalanseavregning (ii) • 2. Bidratilutviklingenav et fellesnordisksluttbrukermarked: • Nordiskeenergiminstreønsker et fellesnordisksluttbrukermarked (Nordisk Ministerråd - oktober 2009) • NordREGharfåttioppgave å utvikle en “detaljertimplementeringsplan” • Fellesbalanseavregninger etavhovedelementeneiet fellesnordisksluttbrukermarked (og sannsynligvis den del somerminstvanskelig å etablere) • 3.Muligekostnadsbesparelser for TSO’ergjennom “economics of scale” • Mereffektivoglavere IT kostnader

9. NBS prosjektet • NBS = Nordic Balance Settlement • Et prosjekt mellom Energinet.dk, Fingrid, Svk og Statnett • Formål: Etablere en felles nordisk balanseavregning • To faser: • Designfase • Implementeringsfase

10. SR (NBS) BRP 1 RE 1 RE 2 RE 3 DSO 2 DSO 3 DSO 1 Data hub Sentraleaktører End customers Arrows illustrate moneyflow and/or contractual relations

11. Prosjektplan – designfase 31/8 11/10 3/6 30/6 15/12 Reference group sdf sdf Start-up NBS Main issues described Description of NBS (sub elements) Develop final report – NBS design Report steering committee Consul-tation industry • Objectives • Organisation • Milestones • Resources • 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) • Presentation to reference group • Adjust design description based on input from reference group • Develop final report including implementation plan Project plan approved Main issues agreed – basis for detailed description Framework for NBS developed Consultation with reference group and development of final report

12. Deltaker – NBS referansegruppe Danmark Finland Sverige Norge NBS prosjekt • Camilla Schaumburg-Müller - DONG Energy • Thomas Bech Pedersen - EnergiDanmark • Henrik Hornum - Dansk Energy • Anders Millgaard, Modstrøm  • Bente Danielsen, Regulator • RiinaHeinimäki, Finnish Energy Industry • OssiWathen, Fortum Distribution • Markku Simula, PVO-PoolOy • Jouni Anttila, EnergiakolmioOy • SuviLehtinen, 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

13. NBS model - målsetting • En fellesnordisk model for: • Beregningavubalanser • Profilberegninger • Beregningavsaldooppgjør/kvarkraftavräkning • Rapporteringmellom SR, DSO, BRP og RE • Beregningavsikkerhetskrav • Fakturering • BeregningavKPI’er • Kravtil AMR med hensynpåoppløsningoginnsamlingavmåledata • Elektroniskdatautveksling

14. Hovedelementeri NBS forslag (i) • En fellesnordiskenhet for balanseavregning – felles SR • Enteni form avegetselskapellersom del avNordPool Spot • Hverenkelt TSO formeltansvarligisitt land • Avtalemellom SR oghver TSO • Fordelingavansvar • System Operations • Kostnadsbaseogavgiftsnivå • Avtalemellom SR, DSO’s og/ellernasjonaledatahubs • Datautveksling • Enbalanseavtalemellom SR og BRP • For alleoperasjonelleformålidentiskuavhengigav land • Mestsannsynlig med vedlegg for hvert land iforholdtiljuridiskeulikhetermellomlandene • Støttesav “Handbook” for aktørene • Måkunnegi support lokalt (ulikespråk)

15. Hovedelementeri NBS forslag (ii) • Beregningavubalanser: • Beregningsprinsipp • En-pris for forbruksubalanser • To-prisfor produksjonsubalanser • Preliminæravregninggjøresdaglig for D+1 til D+8 • Endeligavregningetter D+9 • Korreksjoneretter D+9 mågjøresbilateraltmellom DSO og BRP’er

16. Hovedelementeri NBS forslag (iii) • Profilering og Kvarkraftavräkningvedikke-timesmålteanlegg: • 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 rapportererestimerteandelstall per BRP førhvermåned • Balanseavregningenbrukerestimertforbruk • Endeligeandelstallogforbrukberegnesav DSO per BRP ograpporterestil SR • SR utførersaldooppgjøret mot hverenkelt BRP (summert for alle DSO)

17. Hovedelementeri NBS forslag (iv) • Beregningavsikkerhet: • Per BRP; Dynamiskiforholdtilendringeribetalinger, uteståendeogforventetubalanse • Fakturering: • Ukentlig per BRP Fakturaperiode M T O T F L S M T O T F L S M T O T F L S • KPI: • DSO: Korreksjoneravmåledata • BRP: Ubalanser • SR: Forsinkelserogkorreksjoner Faktura dag

18. Rapporteringiforkantavleveringstimen DSO RE 1 LPS Andelstall (LPS) per RE og BRP 1 NordPool Spot handeliElspotogElBassamthandelmellomprisområder LPS 2 1 BRP rapporterer sine produksjonsplanertilSystemoperatøren (SO) 3 NPS BRP SR Elspot & Elbas trades 2 5 Bilateral trades BRP gir bud for opp/nedregulering Trade between price areas 4 BRP (beggeparter) rapportererbilateral handeltilSO/SR (ikkeavklart) 5 Production plans 3 SO Regulation bids Trade between price areas 4 2 5 Bilateral trades

19. Rapporteringkortetterleveringstimen • Begrunnelse for daglig rapportering: • BRP:sevaluere forbruksprognose for foregående dag og underlag for neste dag • BRP:sQA på måledata for potensielt å kunne få det rettet opp hos DSO. • SR:sQA på områdebalanser for DSO og eventuelt avdekke dårlig kvalitet. DSO RE 5 SO rapporterertil BRP ogSR aktivierthandel 1 2 Endeligeproduksjonsplaner 4 7 5 6 Endeligbilatralhandel (hvisSO ogikkeSR) 3 6 7 4 Aggregerteutvekslingmellom DSO BRP SR NPS 5 Timesmåltproduksjon Activated trade during delivery hour 1 Aggregerttimesmåltforbruk per RE og BRP 6 Binding production plans 2 Binding bilateral trades 3 Preliminærtprofilertforbruk per Reog BRP 7 SO Activated ancillary services 1

20. Rapporteringinnen 9 dageretterleveringsdag RE DSO 1 2 1 Timesmåltforbruk per målepunkt 2 Timesmåltproduksjon per målepunkt per BRP 2 3 5 Utvekslingmellom DSO 3 4 4 5 Aggregertmåltforbruk per RE og BRP 4 BRP SR NPS Preliminærtprofilertforbruk per RE og BRP 5 SO Korreksjoneretter 9 dagermågjøresbilateralt

21. RE DSO BRP SR NPS 2 Invoice SO Rapporteringetterendeligbalanseavregningetter 9 dager Result from balance calculation 1 Dagligberegningavendeligubalanse 1 Result from balance calculation 1 2 Faktura for uke n-2

22. RE DSO Reconciled energy/RE 1 Reconciled energy /RE 1 BRP SR NPS Reconciliation settlement 2 SO RapporteringvedKvarkraftavräkning DSO rapporetersaldovolumer for profilertforbruk per RE og BRP til SR 1 SR aggregersaldovolumeneogforetaroppgjør mot BRP’s. SR erfinansiellmotpart mot BRP’ene. 2

23. 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) 6 months Test 12 months IT development (SR + TSO) Work process adaptation Support by regulators Legislation process (formal) 6 months 12 months IT specification (DSO + BRP + RE) IT development (DSO + BRP + RE) Work process adaptation NBS in operation