COBS CO mmon B alance S ettlement Marknadsråd 9:e februari 2010 Tania Pinzón, Svenska Kraftnät

1. COBSCOmmon Balance Settlement Marknadsråd 9:e februari 2010Tania Pinzón, Svenska Kraftnät

2. Projektet Dec 30/10 9/6 Nov Mer detaljerad beskrivning av delar av modellen (undergrupper) Koncept modell Utveckla konceptmodell 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

3. 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.

4. 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

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

6. 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 rapportera: • 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.

7. 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

8. 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

9. Tidsschema Leverans-timmer Lev.timme + 1 dag Lev. vecka + 2 dagar Lev. vecka + 4 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

10. Kvarstående uppgifter:Påverkar inte modellen men bör diskuteras vidare med intressenter (balansansvariga, nätägare, reglermyndigheter)

11. 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

12. (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

13. 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?

14. 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/.

15. Frågor till intressenter på workshop 17/1 15. august 2014 15