Balansforum 24 september 2014

1. Balansforum 24 september 2014 Välkomna!

2. 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 Dagens innehåll och hålltider

3. NBS

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

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.dkhoppar av NBS i avvaktan på slutgiltig marknadsmodell Idrifttagning November 2015

6. 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 • eSettsansvar begränsas till avtalade åtaganden och inom ekonomiska garantier som ställts. SvK tar över där eSetts ansvar slutar.

7. 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 Förändringar i ellagen gör det möjligt

8. 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 Förändringar i balansavräkningen

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

10. 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 Gränssnittet för BA i planeringsskedet

11. 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 NBS handbok

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

13. Implementeringen av NBS kommer att kräva tätt samarbete Systemtester • Testning av eSettsIT-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 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 S1: Summan av samtliga avgifter; S2: Summan av fakturerade obalanser; S3: Konsumtionsvolym; V: Bilateral handel och försäljningsvolymer; P: Reglerpris

15. Säkerheterna kommer baseras på den bedömda riskprofilen för respektive aktör Illustrering av riskprofil 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 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. www.nbs.coop www.ediel.org/ Mer information

19. Balansansvarsavtalet

20. Utredningar Tidsplan Mer information Innehåll

21. 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 Utredningar

22. Tidsplan

23. Elmarknadsrådet http://www.svk.se/Om-oss/Organisation/Rad/Elmarknadsradet/ Mer information

24. Obalansindex (Rebecca)

25. Varför obalansindex? Uppföljning 2014 Nästa steg Mer information Innehåll

26. Syfte: Ett verktyg för att visualisera Balansansvarigs balanshållning och vilka obalanser Svenska kraftnät bör undersöka närmare. En tydliguppföljning 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. Varför obalansindex?

27. Uppföljning 2014

29. Analysera utfall för 2014 Harmonisera i NBS Nästa steg

30. http://www.svk.se/Drift-och-marknad/Statistik/Statistik-om-balansansvar/http://www.svk.se/Drift-och-marknad/Statistik/Statistik-om-balansansvar/ • Mail månadsvis till respektive balansansvarig Mer information

31. Balanskoden, NetworkCode on ElectricityBalancing(NCEB)

32. 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 Nätverkskoder – vad, vem, varför, hur och när?

33. Network Code Status - September 2014

34. 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 ENTSO-E. ACER önskade att ENTSO-E skulle jobba vidare med vissa områden. 17 september 2014: En slutgiltig balanskod skickades till ACER. NC EB – fram till idag

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

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

38. Stegvis implementering Implementering av den regionala modellen Implementering av den Europiska målmodellen ENTSO-E har lagt till stegvis geografisk utvidgning med så kallade koordinerande balansområden (CoBA) som ett verktyg att nå målmodellen

39. Varje TSO ska samarbeta med minst två TSO:er i form av en CoBA. Samarbetet ska omfatta utbyte av minst en standardprodukt eller imbalancenetting. • 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) Koordinerandebalansområden (CoBA)

40. För mer information om NC EB och övriga nätkoder: http://networkcodes.entsoe.eu/ Mer information

41. Framtida behov av reglerresurser

42. Reglerkraftmarknaden

43. Snitt 1 Snitt 2 SE1 Stamnätet - prisområden SE2 • 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 SE3 SE4 Snitt 4

45. MWh/h 20 500 20 000 Förbrukning+ export / - import 19 500 19 000 18 500 18 000 Produktion 17 500 17 000 Reglerad volym 16 500 16 000 15 500 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 Balanseringen av marknaden

46. Frekvensavvikelse Trend 46 REF - DW 20100308 SR project Exec #2

48. Exempel påavvikelsei 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).