Ediel och Avräkningskonferensen 2010 Tor B. Heiberg, Statnett SF 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)

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).

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)

Per i dag er følgende harmonisert i de nordiske land To separate balanser: 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: Avgift i forhold til faktisk forbruksvolum Avgift i forhold til faktisk produksjon Avgift I forhold til ubalanse Månedlig avgift

Men mye er ulikt… Balanseansvarlige (BRP) og Leverandører (RE) må forholde seg til 4 forskjellige nasjonale standarder:

Motivasjon for felles balanseavregning (i) 1. Videre utvikling av det nordiske kraftmarkedet 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: Fra:

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

NBS = Nordic Balance Settlement 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

Sentrale aktører SR (NBS) BRP 1 DSO 1 DSO 2 DSO 3 Data hub End customers Arrows illustrate moneyflow and/or contractual relations

Prosjektplan – designfase 31/8 11/10 3/6 30/6 15/12 Reference group Start-up NBS sdf Main issues described sdf 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

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 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

En felles nordisk model for: 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

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)

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

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)

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 M T O F L S Faktura periode Faktura dag KPI: DSO: Korreksjoner av måledata BRP: Ubalanser SR: Forsinkelser og korreksjoner

Rapportering i forkant av leveringstimen DSO RE 1 LPS 1 Andelstall (LPS) per RE og BRP NordPool Spot handel i Elspot og ElBas samthandel mellom prisområder LPS 2 1 BRP rapporterer sine produksjonsplaner til Systemoperatøren (SO) 3 BRP SR Elspot & Elbas trades NPS 2 5 Bilateral trades Trade between price areas 4 BRP gir bud for opp/ned regulering BRP (begge parter) rapporterer bilateral handel til SO/SR (ikke avklart) 5 3 Production plans SO 4 Regulation bids Trade between price areas 2 5 Bilateral trades

Rapportering kort etter leveringstimen Begrunnelse for daglig rapportering:   BRP:s evaluere forbruksprognose for foregående dag og underlag for neste dag BRP:s QA på måledata for potensielt å kunne få det rettet opp hos DSO. SR:s QA på områdebalanser for DSO og eventuelt avdekke dårlig kvalitet. RE DSO 5 SO rapporterer til BRP og SR aktiviert handel 1 4 2 Endelige produksjonsplaner 7 5 6 Endelig bilatral handel (hvis SO og ikke SR) 6 3 7 4 Aggregerte utveksling mellom DSO BRP SR NPS 5 Timesmålt produksjon 1 Activated trade during delivery hour Aggregert timesmålt forbruk per RE og BRP 6 2 Binding production plans 3 Binding bilateral trades 7 Preliminært profilert forbruk per Reog BRP SO 1 Activated ancillary services

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

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

Rapportering ved Kvarkraftavräkning RE BRP SR DSO SO NPS 1 2 Reconciliation settlement Reconciled energy /RE Reconciled energy/RE DSO rapporeter saldovolumer for profilert forbruk per RE og BRP til SR 1 SR aggreger saldovolumene og foretar oppgjør mot BRP’s. SR er finansiell motpart mot BRP’ene. 2

First indicative time schedule for NBS 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 12 months Test IT development (SR + TSO) Work process adaptation 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