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.

2.

Produksjonsbalanse= faktisk produksjon – planlagt produksjon. Blir avregnet I henhold til to-pris system. 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

Fra:  Gjøre det enklere for Balanseansvarlige og Leverandører:  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 1 RE 2 RE 3 End customers

Arrows illustrate moneyflow and/or contractual relations

DSO 1 DSO 2 DSO 3 Data hub

10

Prosjektplan – designfase

31/8 11/10

3/6 30/6 15/12

Reference group Start-up NBS

sdf • • • • Objectives Organisation Milestones Resources

Main issues described

sdf • • Discussion and agreement on main issues Document agreed solutions as basis for design of NBS

Description of NBS (sub elements)

• • NBS to be described in detail Presentation to Reference Group (market players and regulators)

Develop final report – NBS design

• • • Presentation to reference group Adjust design description based on input from reference group Develop final report including implementation plan Report steering committee Consul tation industry Project plan approved Main issues agreed – basis for detailed description Framework for NBS developed Consultation with reference group and development of final report 11

Deltaker – NBS referansegruppe

Danmark Finland Sverige Norge

• Camilla Schaumburg Müller - 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

NBS prosjekt

• 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 måledata på oppløsning og innsamling av  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 S M T O T F L S Faktura dag

KPI:

   DSO: Korreksjoner av måledata BRP: Ubalanser SR: Forsinkelser og korreksjoner 17

Rapportering i forkant av leveringstimen RE 1 LPS DSO BRP 5 Bilateral trades SR 2 Elspot & Elbas trades Trade between price areas NPS 4 3 Production plans Regulation bids 5 Bilateral trades SO 2 Trade between price areas 1 Andelstall (LPS) per RE og BRP 2 3 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 RE BRP 5 1 Activated ancillary services DSO 4 5 6 7 SR 1 2 3 Activated trade during delivery hour Binding production plans Binding bilateral trades NPS

Begrunnelse for daglig rapportering:

• BRP:s evaluere forbruksprognose for foregående dag og underlag for neste dag 1 SO rapporterer til BRP og SR • aktiviert handel kunne få det rettet opp hos DSO.

• 2 Endelige produksjonsplaner eventuelt avdekke dårlig kvalitet.

3 Endelig bilatral handel (hvis SO og ikke SR) 4 Aggregerte utveksling mellom DSO 5 Timesmålt produksjon 6 Aggregert og BRP timesmålt forbruk per RE 7 Preliminært profilert forbruk per Reog BRP SO

Rapportering innen 9 dager etter leveringsdag RE 1 2 4 5 BRP DSO 2 3 4 5 SR SO NPS 1 Timesmålt forbruk per målepunkt 2 3 Timesmålt produksjon per målepunkt per BRP Utveksling mellom DSO 4 5 Aggregert BRP målt forbruk per RE og Preliminært profilert forbruk per RE og BRP Korreksjoner etter 9 dager må gjøres bilateralt

Rapportering etter endelig balanseavregning etter 9 dager RE DSO BRP 1 Result from balance calculation 1 Result from balance calculation 2 Invoice SR NPS 1 Daglig beregning av endelig ubalanse 2 Faktura for uke n-2 SO

Rapportering ved Kvarkraftavräkning RE BRP DSO 1 1 Reconciled energy/RE Reconciled energy /RE SR 2 Reconciliation settlement SO NPS 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.

First indicative time schedule for NBS

Jan 2011 Jan 2012 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 Support by regulators Legislation process (formal) IT specification (DSO + BRP + RE) IT development (DSO + BRP + RE) Work process adaptation NBS in operation Jan 2013 12 months Test 6 months 12 months Jan 2014 Preliminary Jan 2015 23