Aktørmøde. Capacity Allocation and Congestion Management - CACM. Energinet.dk. 28. november

Transkript

1 Aktørmøde Capacity Allocation and Congestion Management - CACM Energinet.dk 28. november

2 Dagsorden 1. Velkomst v. Klaus Thostrup 2. Network Codes v. Lene Egeberg-Gjelstrup a) Generel intro til Network Codes b) CACM status, inkl. tidsplan og forventet ikrafttræden c) Hovedemner fra komitologi møderne 3. Implementeringsprojekter a) Capacity Calculation Regions v. Lene Egeberg-Gjelstrup b) Nordic flowbased feasibility study v. Ulrik Møller c) Day Ahead priskobling v. Lene Egeberg-Gjelstrup d) XBID projektet (Intraday) v. Katja Birr-Pedersen 4. Eventuelt 5. Evaluering 28. november

3 Network Codes Herunder særligt Capacity Allocation and Congestion Management (CACM) Lene Egeberg-Gjelstrup, International rådgiver 28. november

4 EU s ambition Skabelsen af et velfungerende indre marked for energi Network Codes er et værktøj Et led i skabelsen af det indre marked for energi Tekniske regler, som hverken Kommissionen eller regulatorerne har kunnet skrive selv, som det er pålagt ENTSO-E (TSO erne) at udvikle Emner defineret i El-forordningens artikel november

5 Network Codes vs. Guidelines 1. Kommissionen kan vælge at skrive reglerne selv det vil være som en bindende guideline og ikke som en network code 2. Reglerne kan starte som en network code, men blive ændret til en bindende guideline undervejs i processen Det sker, hvis EU-kommissionen vurderer, at reglerne i en network code ikke er konkrete Uanset om der er tale om en network code eller en guideline, vil slutresultatet være en bindende forordning CACM er ændret til at være en guideline Balancing forventes at blive til en guideline 28. november

6 Network Code/Guideline oversigt Connection Related Codes Requirements for Generators Demand Connection Code HVDC Connection Code Connection Procedures (RfG) (DCC) (HVDC) (CP) System Operation Related Codes Operational Security Network Operational Planning & Scheduling Load Frequency Control & Reserves Operational Procedures in an Emergency Staff Training (OS) (OPS) (LFCR) (EP) (ST) Market Related Codes Capacity Allocation & Congestion Management (CACM) Forward Capacity Allocation (FCA) Balancing Network Code (BAL) 28. november

7 Tidsplan for godkendelse og ikrafttræden Framework Guideline (ACER) Network Codes (ENTSO-E) Evaluering (ACER) Komitologi (EU-kommissionen) Forordning CACM tidsplan 4. december 2014 Sidste diskussioner om tekst 5. december 2014 Medlemslande stemmer Scrutiny phase: Jan-juni 2015 Ikrafttræden: Forventet omkring 1. juli november

8 Hvad betyder det for aktørerne? Når forordningen træder i kraft, er krav direkte gældende for de aktører som kravene er rettet mod 28. november

9 Implementering af Network Codes Succesfuld implementering af alle Network Codes er afhængig af samarbejde på tværs af Energinet.dk alle forretningsenheder spiller en vigtig rolle Jura Økonomi Drift Marked IT Network Codes stiller krav til regionale og fælleseuropæiske løsninger Energinet.dk kan ikke selv bestemme, hvordan krav skal tolkes og håndteres CWE ENDK Norden CEE SWE Samarbejde mellem Energinet.dk, danske aktører, Energistyrelsen og Energitilsynet er vigtigt for det videre arbejde 28. november

10 Diskussionerne i Electricity Cross-Border Committee Begrænset diskussion om day ahead, intraday, common grid model Til gengæld mange diskussioner om: Afstemningsregler Qualified majority voting - sondring mellem europæiske og regionale beslutninger Udpegning af NEMO er (børser til at varetage markedskobling) Driving licence approach skal kun udpeges i ét Medlemsland Lige konkurrencevilkår for børser, herunder omkostningsdækning Kapacitetsberegningsmetode Flowbased vs. Net Transmission Capacity (NTC) og krav til de enkelte regioner Deadlines, særligt for harmonisering på tværs af regioner Revision af prisområder Uenighed om, hvad der skal ske med resultat af revision lige nu ikke krav om implementering 28. november

11 Hvor kan jeg finde mere information? Energinet.dk s hjemmeside og via nyhedsbrev OS/Samarbejde/Samarbejdsfora/ENTSO- E/nyhedsbrev/Sider/default.aspx ENTSO-E s network code hjemmeside: Electricity Cross Border Committee oss-border_committee_en.htm 28. november

12 Implementeringsprojekter Capacity Calculation Regions - CCR Lene Egeberg-Gjelstrup, International rådgiver 28. november

13 CCR opgaver/ formål CACM stiller krav til etablering af Capacity Calculation Regions Hovedopgaver Proposal for a common coordinated capacity calculation methodology for the region Set up coordinated capacity calculators and establish the rules governing their operations Proposal for a common methodology for coordinated redispatching and countertrading Proposal for a common methodology for redipatching and countertrading cost sharing Proposal for fall-back procedures Alle forslag skal sendes i offentlig høring mindst 1 måned og godkendes af regulator 28. november

14 CCR opgaver/ formål (2) Etablering af capacity calculation regioner medfører fremover tættere samarbejde om kapacitetsberegning på basis af fælles metoder transparens for markedsaktører (høring) EU s målsætning Forbedre rammerne for det indre marked Start med regioner, men med tiden færre regioner og færre forskellige fremgangsmåder 28. november

15 CCR Nordic og CCR Nordic 2 forventet CCR Nordic CCR Nordic november

16 Capacity Calculation Regions DK medlem Bidding Zone Borders TSOs involved Capacity Calculation Region DK1-NO2 (Skagerrak) Energinet.dk, Statnett Nordic DK1-SE3, DK2-SE4 (KontiSkan/Øresund) Energinet.dk, Svenska Kraftnät Nordic SE3-FI, SE1-FI Svenska kraftnät, Fingrid Nordic SE3-NO1, SE2-NO4, SE1-NO4, SE2-NO3 Statnett, Svenska Kraftnät Nordic NO3-NO4, NO1-NO3, NO1-NO5, NO1-NO2, NO2-NO5 Statnett Nordic SE4-SE3, SE3-SE2, SE2-SE1 Svenska Kraftnät Nordic DK1-DK2 (Storebælt) Energinet.dk Nordic DK1-DE Energinet.dk, Tennet Nordic 2 DK2-DE (Kontek) Energinet.dk, 50Hertz Nordic 2 SE4-PL (Swepol) Svenska kraftnät, PSE Operator Nordic 2 NO2-NL (Norned) Statnett, Tennet Nordic november

17 Flow Based kapacitetsbestemmelse Præsentation af koncept og fælles nordisk projekt Aktørmøde om CACM 27. november 2014 Dato - Dok.nr. FB 17

18 Indhold Baggrund: Network code CACM Flow based kapacitetsfastsættelse - illustration af koncept og et eksempel på teknisk udfordring Det nordiske flow based projekt Dato - Dok.nr. 18 FB

19 CACM GL, version pr. 21/11: TSO erne skal vurdere mulig gevinst ved Flow Based CACM - Article 19, stk. 7 indhold: Som udgangspunkt skal Flow Based benyttes til kapacitetsfastsættelse TSO i Norden kan dog forsat anvende den nuværende metode (NTC) hvis de kan påvises, at Flow Based ikke er mere økonomisk efficicent sammenlignet med NTC Dette, under forudsætning af samme niveau for forsyningssikkerhed Dato - Dok.nr. 19 FB

20 I dag: metode til kapacitetsvurdering medtager kun i begrænset omfang elsystemets fysiske love TSO erne bestemmer kapaciteten mellem anmeldingsområder Nord Pool Spot beregner markedspriser of udveksling (day ahead) Antagelser omkring ( worst case ) produktions fordeling indgår i beregningen af kapaciteter Dato - Dok.nr. 20 FB

21 Flow based betyder nytænkning i håndteringen af begrænsninger og fysik i elsystem (loop flows) Elektricitetens vej bestemmes af de fysiske love (path of least resistance) Net Transfer Capacity (NTC) restriktioner: Line Max markedsudveksling A -> B 750 MW NTC: max MW PTDF 33 % B -> C A -> C 750 MW 750 MW A 1000 MW B FB restriktioner ( net model"): Margins PTDF er 67 % PTDF Line Max udveksling Input område A Input område B Input område C C A -> B 1000 MW 33 % - 33 % 0 B -> C 1000 MW 33 % 67 % 0 A -> C 1000 MW 67 % 33 % 0 PTDF: Power Transfer Distribution Factor Dato - Dok.nr. 21 FB

22 Den optimale tilrettelæggelse af udveksling er ikke altid mulig ved NTC metode Udveksling fra A til C Mulige udvekslinger: 1500 MW 2000 MW NTC: TSO en bestemmer hvilke udvekslinger som tillades i markedet, formentlig med udgangspunkt i et worst case scenario A B 500 MW 0 MW A B FB: Alle mulige udvekslinger er mulige markedsløsninger, som bestemmes som en del af markedsoperation på Nord Pool Spot ATC Safe C Increasing risk if NTC FB C Safe Dato - Dok.nr. 22 FB

23 Flow based øger løsningsdomainet for markedet 1500 MW A 500 B Netto balance A Begrænset af BC ATC domain FB domain ATC C Begrænset af AC 1500 MW Netto balance B 1000 MW A MW B FB C Begrænset af AB 2000 MW Dato - Dok.nr. 23 FB

24 Forbedret håndtering af udveksling mellem prisområder Nu: worst case scenario Fremtid: Inkludering af PTDF er Intern begrænsning 0,8 0,5 0,6 0,1 Uden brug af PTDF er må TSO en tilpasse kapacitet på interconnectorer for at håndtere intern begrænsninger TSO begrænser jf. et worst-case-scenario Med brug af PTDF er kan TSO tillade fuld kapacitet på interconnector Udveksling begrænses som resultat af markedsudfaldet, dvs. udveksling begrænses ikke mere end højst nødvendigt Dato - Dok.nr. 24 FB

25 Teknisk udfordring: Fra node-to-line PTDFs til areato-line PTDFs N1 A N4 N1 B N4 Udfordring: Et prisområde er ikke en kobberplade, men en række noder som er forbundne Nettoindfødning (+/-) i hver node skal være i overensstemmelse med kapaciteten på interne linjer N2 N3 N5 N2 N3 N5 Prissignal for hver node kan ikke benyttes: Kun én pris i hvert prisområde Børsen har ikke information om placering af forbrug og produktion på nodeniveau C Tie line Generation shift keys (GSK) fordeler forbrug og produktion i de enkelte noder N1 N4 N3 N2 N5 Dato - Dok.nr. FB 25

26 Organisering af det nordiske flow based projekt Steering committee MSG Project management and coordination Convener: Pieter Schavemaker (E-Bridge) Project manager: Trond Jensen (Statnett) Work Group 1 Development Convener: Trond Jensen (SN) Support: Pieter Schavmaker (E-Bridge) Work Group 2 IT Convener: Mattias Ehn (SVK) Support: Oliver Obert (E-Bridge ) Work Group 3 Welfare Economics Convener: Ulrik Møller (EdK) Support: Zongyu Liiu (E-Bridge) Dato - Dok.nr. FB 26

27 Projekt plan Develop concept May 2013 Finalize concept Sept 2014 Investment Sept 2015 Signe contracts May/June 2016 Operation Go-Live DP1.1 DP1.2 DP2 DP3 DP4 Phases & deliverables PFS Welfare estimates Road map FB FS-I FB Methodology Prel.Prototype tool Economic indicators FS-II Final protot. tool Market assessment SH communication Req. for Ind. tool Implementation Industry tool External parallel runs and market impact analyses Approvals and agreements Operational procedures and trained personnel Stakeholder acceptance WG1/WG3 Welfare estimates Welfare Econ. principles & indicators Market simulations Model improvement Market assessment Continuous market simulations Welfare Economic Assessment of market results WG1/WG2 Prototype tool development Refinement of the prototype tool Processes & ownership FBG Stake Holder (SH) involvement (Information, dialog and tooling) WG2/WG1 Industry tool development and implementation FBG/WG3 Approval & Agreements WG1/WG2 Training of personnel Dato - Dok.nr. FB 27

28 Leveringer fra fase 1 (FS 1) 1. Report on technical issues 2. Report on welfare economics Dato - Dok.nr. FB 28

29 Work shop Joint NordREG / Nordic TSO workshop on Flow-Based capacity calculation Purpose: to increase the Nordic stakeholders understanding and knowledge of the Flow-Based concept and to inform them on the ongoing activities and status within the Nordic Flow-Based project. Date: 11 December 2014 Time: 10:00-16:00 Location: Arlanda Airport Tilmelding: ulm@energinet.dk Dato - Dok.nr. FB 29

30 Implementeringsprojekter Day Ahead priskobling Lene Egeberg-Gjelstrup, International rådgiver 28. november

31 Day Ahead implementering af priskobling Priskobling implementeret Nordvesteuropa den 4. februar 2014 (inkl. de baltiske lande, Swepol, Østrig) Spanien/Portugal (+ udlandsforbindelse til Frankrig) inkluderet i maj 2014 NWE MRC (Multi Regional Coupling) Næste udvidelse: Italian borders (IBWT) forventet i februar 2015 (dog uden grænsen til Schweiz, som kommer senere) Senere: SNB (Swiss Northern Borders) 4M (Tjekkiet, Ungarn, Slovakiet, Rumænien) 28. november

32 Cross-border Intraday (XBID) ID markedskobling Katja Birr-Pedersen, Markedsudvikling og internationalt samarbejde 32

33 Når man råber ulven kommer alt for mange gange Men, nu bliver det alvor! AGENDA: - Projektstruktur og organisering - Tidsplan - Local implementation projects (LIPs) - Hvordan virker XBID solution (CMM/SOB) - Performance 33

34 Intraday is a mess * Nordisk område som duksedreng ift. CACM => Implicit og kontinuerlig handel på tværs af prisområder Resten af Europa primært eksplicit allokering af kapacitet på grænserne Udvikle et fælles IT system one size fits all kræver meget forhandling og villighed til at indgå kompromisser! *Citat fra Matti Supponen, European Commission, 7th Annual European Energy Trading Summit, , London 34

35 Cross-border Intraday markedskobling (XBID) TSOs og børser deltager Børs deltager; TSOs kun observer Børs kunobserverstatus Børs i forhandlinger om deltagelse 14 TSOer + 5 børser 35

36 XBID Joint project approach - overview LIPs Design Local /regional Implementation projects (LIPs) Roadmap interim Solution LIPs framework conditions satisfied Local/Regional Implementation Projects Roadmap info from LIPs Common XBID project Common framework forpre-and postcoupling Coordinate Design and Development of Interim Solution (monitoring and directing) Follow-up/coordinate implementation of Interim Solution XBID solution Project under ESA D&D contract Business Blueprint Project under contract XBID Interim Solution delivered and accepted 36

37 Projekt organisation NRAs / ACER / AESAG / User Group XBID TSO Steering Committee Core Team Intraday Steering Committee (ID SC) ID Coordination Team (ID CT) PMO XBID PXs Steering Committee XBID PXs Project Team Monitoring Group through ENTSO-E Task Forces Legend TSO group PXs group Joint TSOs & PXs group Contributes / monitors Reports Member Service Provider DBAG TSOs and PXs local Implementation TSOs Projects and PXs local Implementation TSOs Projects and PXs Local Implementation Projects 37

38 Key Project Milestones Trading Solution Tender Phase ACER advise selection of DBAG Set-up/Budget Sep Jun Jun NRA s issue Letter of Cost Comfort Early Start Agreement (ESA) Step 1 The Plan ESA Step 2 Phase 1 The Fact Book ESA Step 2 Phase 2 (Business Blueprint) The Solution & Contract Jan Jan May Jun Jul Aug Dec 38

39 Tentative Project Timeline: June 2014 Q

40 Local implementation projects (LIPs) LIP consists of LIPs med energinet.dk deltagelse One or more borders Two or more TSOs One or more PXs LIP s main tasks are: Adaptation of local arrangements procedures Shipping Contracts Secure equal treatment Between PXs Implicit/explicit access Joint DE- NL, DE- DK1 NordLIP KontekLIP Readiness for/participation in testing Join the XBID Market platform for golive! 40

41 Deutsche Börse (DBAG) som IT leverandør XBID IT løsning består af 2 hovedmoduler: Flow over grænserne sendes til TSOerne Børserne melder bud ind i fælles shared order book SOB Shared Order Book CMM Capacity Management Module CMM TSOerne melder kapacitetene ind i capacity management module SOB Matched bud sendes tilbage til børsene 41

42 Overblik XBID High Level Architecture TSO Post- Coupling Systems TSO TSO Pre- Pre- Coupling Coupling Systems Systems XBID System Shipping Shipping Systems Systems PX Trading PX Trading Systems Systems CCP/CP CCP/CP Clearing Clearing Systems Systems Local hub nominering (Aktørplaner) er uændret! 42

43 Market deltagers position i XBID systemet Member X ELBAS PX local order book Area A PX local order book Area B EPEX Member Y Optional explicit access * * Depending on regulatory approval Shared Order Book(SOB) Capacity Management Module (CMM) TSO A, TSO B, Optional explicit access * 43

44 XBID Order book update Other traders New order that might lead to transaction(s) Add orders 4 Order owner 1 4 Trading Solution 1 Area A Trading solution 2 Area B 4 Other traders Shared Order Book (SOB) Local order book view update (afhængig af tilgængelig XB kapacitet) 44

45 XBID - topology Maksimum antal af hubs i fremtidig XBID markedskobling! Forventet antal hubs ved go-live ca

46 Performance key area of focus Strong focus on ensuring robust solution performance: Realistic Test Scenario developed and run on DBAG prototype => Initial results were not satisfactory! DBAG have proposed a range of options to improve performance: First package of improvement options (Limitation of local order book depth, discrete update of local order book and optimisation to code and hardware) have been tested on the prototype. Results show performance has improved. They give assurance that for the expected base load and plateau peak (~5 minutes) improvements are delivered and the response times are broadly within the RFO. Future investment in the solution needed to ensure performance is delivered as the market develops. DBAG have provided the commitment that performance optimization options provide a way to handle performance challenges. 46

47 Sammenfatning Udfordrende projekt med komplex IT løsning og IT funktioner, kontinuerlig opdatering af kapacitet, sikkerhed, mange produkter... Høj fokus på system performance Local implementations projects er på vej Stigende grad af stakeholder inddragelse Udfordrende tidsplan: Afslutning Business Blueprint midt december Færdiggøre budget og projekt tidsplan i januar 2015 Underskrive kontrakten med DBAG slutning af januar/begyndelsen af februar

48 Spørgsmål? Kontakt gerne Katja Birr-Pedersen DesignGuide 48