Aktørarbejdsgruppemøde

Transkript

1 Aktørarbejdsgruppemøde, Energinet.dk 1

2 Dagsorden 1. Generel velkomst og præsentation 2. Status Markedsmodel 2.0 Specialregulering Nye systemydelser Forslag til FRR-A budgivning 3. Netværkskoder 4. Frokost 5. Finer Time Resolution 6. Transparens og markedsinformation 7. SK-4 evaluering 8. Afslutning 2

4 Markedsmodellen skal sikre høj forsyningssikkerhed Udfordringer for elmarkedet 1 Kapacitet 2 Fleksibilitet 3 Kritiske egenskaber Fortsat høj Fortsat høj forsyningssikkerhed kræver forsyningssikkerhed kræver handling. Ellers vil handling. Ellers vil Østdanmark kunne mangle Østdanmark kunne mangle strøm i kontakten i længere strøm kontakten længere tid end 5 min om året efter tid end 5 min om året* 2025* Vind og vejr ændrer Vind og vejr ændrer systemet. Det er centralt at systemet. Det er behov for drive en udvikling, hvor mere fleksibilitet ligesom der markedet tilpasses til vind er behov for nye og sol, og som faciliterer, at forretningsmodeller på forbrugere kan agere markedet fleksibelt En række af de egenskaber, der er kritiske for elsystemet, leveres af kraftværker, som kører i færre og færre timer. Fremover er der brug for nye måder at fremskaffe disse * Hermed menes alene de afbrud, som sker som følge af manglende effekttilstrækkelighed 4

5 Aktiviteter efter Markedsmodel 2.0 (1/3) 5

8 Sammenhæng MM2.0 og Strategi for systemydelser Kritiske egenskaber Styrke internationale samarbejdsrelationer x x x Fælles marked for FCR med DE, NL, CH og AT (x) FCR over DC forbindelse (erfaring fra SK4) Nordisk marked for FRR-A kapacitet og aktivering FRR-A assistance mod Tyskland Samhandel regulerkraft mellem Norden og Tyskland Markedsbaseret indkøb af systembærende egenskaber Værdisætning af nye ydelser og egenskaber (x) (x) (x) x x x Fjerne barrierer for nye leverandører x (x) Princip Tiltag Kapacitet Fleksibilitet Internationalisering Konkurrence Transparens Dokumentation af interne ENDK procedurer x x Forbedret markedstransparens x x 8

10 Årsagen til øget specialregulering: Ny fremgangsmåde (november 2014). Fremgangsmåden er foreskrevet af BundesNetzAgentur og indeholder tre trin: 1. De tilgængelige tyske reserver i nedreguleres. 2. Nabolandene bliver spurgt om de kan aftage strøm fra Tyskland. 3. Tyske vindmøller tvangslukkes (og kompenseres efterfølgende). Energinet.dk tilbyder al tilgængelig MW. 10

11 Øget specialregulering blev i starten udsat for kritik Det er ikke transparent, hvornår Energinet.dk bruger specialregulering. Pay-as-bid betyder på lang sigt, at aktivering ender som en underskudsforretning for leverandørerne flere taler om at trække sig ud af markedet. Hvis man som leverandør af regulerkraft bare sætter prisen op, så vil det ødelægge et ellers velfungerende regulerkraftmarked med marginalprisafregning 11

12 Holdningen er siden vendt til det positive Specialregulering anses for et yderst interessant, nyt forretningsområde. Enkelte aktører har fået specialregulering defineret som nyt produkt. Det halter stadig med transparensen. 12

14 Nye systemydelser fra krav til marked! Strategi for systemydelser : Markedsmodel 2.0: Energinet.dk vil analysere muligheder for ny værdisætning af ydelser og egenskaber, der skaber værdi for elsystemet, og som i dag ikke betragtes som systemydelser En række af de egenskaber, der er kritiske for elsystemet, leveres af kraftværker, som kører i færre og færre timer. Fremover er der brug for nye måder at fremskaffe disse. 14

15 I Markedsmodel 2.0 er der identificeret en tre trins model til vurdering af, om systemydelser er egnet til markedsgørelse eller eventuel afregning 15

16 Proces og tidsplan Behovsanalyse Omkostningsanalyse Analyse af potentielle markedsdeltagere Metodegodkendelse af nye systemydelser Anbefalinger om tilvejebringelsesformer til nye systemydelser Juridisk analyse Opfølgning og implementering af eventuelle nye systemydelser

17 FRR-A budgivning Aktørarbejdsgruppemøde den 17

18 Foreslåede budformater i det nordiske FRR-A marked Udgangspunktet er asymmetriske bud pr. time (single volume bid). Disse bud kan linkes over tid ( blokbud ) og mellem op og ned ( symmetriske bud ). Nyt budformat efter ønske fra aktører: bid curve. En tidsserie af pris/mængdekombinationer, hvor der kun kan udvælges én kombination. Begrænsning: Kun én bid cuve eller ét single volume bid pr. time. Kan danske aktører leve med dette set-up? Aktørarbejdsgruppemøde den 18

19 Uafhængige bud som bid curve Udgangspunktet: 4 uafhængige bud Bud ID MW /MW A 5 40 B C D 5 52 Samme bud i bid curve format: Bud ID MW Gns. /MWh A 5 40,00 B 10 49,00 C 15 50,00 D 5 52,00 AB 15 46,00 AC 20 47,50 AD 10 46,00 BC 25 49,60 BD 15 50,00 CD 20 50,50 BCD 30 50,00 ACD 25 48,40 ABD 20 47,50 ABC 30 48,00 ABCD 35 48,57 Aktørarbejdsgruppemøde den 19

21 Netværkskoder Aktørarbejdsgruppemøde 2/

22 Questions/Definitions ACER = Agency for the Cooperation of Energy Regulators ENTSO-e = European Network Transmission System Operators electricity Comitology = refers to a process by which EU law is modified or adjusted and takes place within "comitology committees" chaired by the European Commission ISP = Imbalance Settlement Period, today 60 min, future could be 15 min BRP = Balance Responsible Party (Balanceansvarlig Aktør) BSP = Balancing Service Provider (Anlægsejer, aggregator) CoBA = Coordinated Balancing Area, f.eks Norden mfrr = manual Frequency Restoration Reserves (manual regulerkraft fra NOIS) afrr = automatic Frequency Restoration Reserves (LFC) Imbalance Netting = realtime udligning af modsatrettede ubalancer fra mellem LFC områder 2 nd November 2015 Page 22

23 2 nd November 2015 Page 23

24 Integrated Electricity Market 2 nd November 2015 Page 24

25 2 nd November 2015 Page 25

26 Network Code/Guideline oversigt Skrives sammen til én guideline: Guideline on Transmission System Operation

27 For more info on the Codes/Guidelines Balancekoden 2 nd November 2015 Page 27

28 Status for netværkskoder Nyeste oversigt (som allerede er lidt forsinket/forventes at blive forsinket) FCA er på ECBC møde (komitologi) den oktober til godkendelse (dvs. Q4) DCC er godkendt på ECBC møde den 15. oktober (dvs. Q4) Kommissionen har sagt, at de vil afvente resultatet af deres markedsdesign consultation, før de starter på EB. Det kan forsinke komitologi til slut 2016/ start 2017 ENTSO-E har set et første udkast til SOG (slut august) Starter forventeligt i komitologi i Q4 2015, men uklart, om den når at blive godkendt før Q ENTSO-E forudser at ER også forsinkes 2 nd November 2015 Page 28

29 Hvad omhandler Network Code Electricity Balancing (NC EB) NC EB er en markedskode / guidelinje der kommer med anbefalinger til hvordan det integrerede balance el-marked skal udvikles, og hvornår hvilke tiltag skal være implementeret. The Electricity Balancing System: Integration af balancemarkederne, opdeling I koordinerede områder (COBA s) roller og ansvarsfordeling af aktører Procurement of Balancing Services: Definition af standardprodukter, affr, mfrr, RR. Generelle retningslinjer ifm køb og aktivering af balance produkter Reservation and use of Cross Zonal Capacity for Balancing: Definition af metoder og beregninger I forbindelse med at reservere kapacitet på udlandskabler Imbalance Settlement: Afregning og principper for prisfastsættelse, single pricing/dual pricing. 2 nd November 2015 Page 29

30 Status on NC EB based on ACER s QR Time Line Dec First draft from ENTSO-e Sep Second draft from ENTSO-e June 2015 ACER publish their Qualified Recommendation (QR) to the European Commission Comitology Q2 2016, NCEB can enter into force Jan ACER s Qualified Recommendations ACER has basically rewritten the code, when you read with track changes the code are more red than black Several changes are generally related to alignment and harmonization to other codes and to give clarity and enforceability Significant changes to the Regional Implementation Model, up-front definitions of consistent CoBA s Changes to Imbalance Settlement 2 nd November 2015 Page 30

31 CoBA The Guideline on EB requires the establishment of CoBA s for the exchange of Balancing energy or operating the Imbalance Netting Process. Not later than 6 months after the Guideline enters into force all TSOs shall jointly develop of proposal for the Coordinated Balancing Areas for RR, mfrr and afrr The formation of CoBA was identified as one of the early implementation projects in the Terms of Reference of the Balancing Stakeholder Group First draft proposal shall be presented in November nd November 2015 Page 31

32 Up-front Definition of CoBA s One Coordinated Balancing Area for Imbalance Netting in Continental Europe Maximum 5 CoBA s for exchange of balancing Energy (mfrr, afrr) Consistency of CoBA s for different processes A Nordic CoBA, based on the existing RPM is obvious A German+ CoBA is obvious The Baltic, France belongs to? 2 nd November 2015 Page 32

33 Consequences of consistent CoBA s One country can only be member of one CoBA per process Exchange of mfrr on interconnectors out of the Nordic CoBA (Germany, Netherland, UK, Poland & Baltic) will be CoBA-CoBA exchange The Rules on conditions for CoBA CoBA exchange is an all TSO agreement same rules apply s to all interconnectors and to be approved by NRA s 2 nd November 2015 Page 33

34 Hot Topic s One price for balancing energy per ISP per Congested Area, which means same price for afrr, mfrr and RR The most expensive sets the price ISP will be set to 15 min, unless disapproved by ENTSO-e CBA. Nordic has 60 min today Harmonisation of main principles for imbalance settlement, which components can be included in the price But in general the code is still mainly based on the Nordic model, except for the 15 min ISP and the use of single pricing as the default model 2 nd November 2015 Page 34

35 Driftsmæssige network codes De driftsmæssige network codes (eller på dansk netværksregler) opsætter overordnet set rammerne for driften af transmissionssystemet på europæisk plan. De driftsmæssige koder er: - RfG (Rules for Generators) - HVDC - DCC (Regler for forbrugstilslutning) - TSO (Guidelines for Transmission System Operation) Det forventes, at alle koder er vedtaget inden januar 2016 og derefter træder i kraft i løbet af første halvdel af

36 Driftsmæssige network codes Koderne indeholder bl.a.: - Rammer for samarbejde mellem TSOer, f.eks. revisioner - Regler for tilslutning af forskellige anlægstyper - Rammer, regler og krav til planlægning - Krav til reserver - Dimensionering af reserver - Indmelding af informationer til TSOen Det kan forventes, at koderne på nogle områder vil kræve flere informationer sendt fra aktørerne til TSOen end i dag. 36

37 Driftsmæssige network codes Krav Anlægstype NC TSO (Version august 2015) TSOerne skal lave vurderinger af forsyningssikkerheden med en opløsning på op til årsniveau og ned til ugebasis , 101 TSOerne skal lave vurderinger af forsyningssikkerheden på D-1 og intra-day basis baseret på indmeldte køreplaner Significant Grid Users skal indsende til TSOen: - Samlede køreplaner for hvert område - Handler ind og ud af hvert område - Interne handler i hvert område Alle 38 Day-ahead og intra-day indmelding af tilgængelighed af: - Active power og active power reserve Gælder kun anlæg tilsluttet transmissionsnettet B,C,D 41 Day-ahead og intra-day planer på: - Aktivt power output - Intra-day power output - Tilgængelighed af kapacitet - Begrænsninger i produktion - Tilgængelighed af reaktiv effekt B, C, D 38 Gælder kun for anlæg tilsluttet transmissionsnettet. 37

38 Driftsmæssige network codes Krav Anlægstype Artikel i NC TSO (version august 2015) Real-tids information på B, C, D 37, 39, 40 - Aktiv og reaktiv flow - Tilstand på afbrydere - Eget forbrug Gælder kun for anlæg tilsluttet transmissionsnettet. Real-tids information på: - Aktiv og reaktiv strømme og spændinger ved tilslutningspunkter til distributionsnettet - Status på afbrydere B, C, D 39, 42 Planlagte ikke-tilgængelighed, begrænsninger i active power, prognose for produktion, reaktiv effekt begrænsninger, Alle 41 Real-tids informationer på aktiv og reaktiv flows (produktion) Alle 39, 42 Mulighed for at kræve yderligere data fra anlæg af type B, C og D tilsluttet transmissions- eller distributionsnettet 37 38

39 Oversigt over processen 39

42 Finer Time Resolution Aktørarbejdsgruppen for systemydelser 42

43 Hvorfor et nordisk projekt? NC EB sætter krav til ISP Hvad med markederne f.eks. regulerkraftmarkedet? Hvor ligger fordele/ulemper i en nordisk kontekst? Hvordan skal det implementeres? Behov for fælles nordisk løsning 43

44 Overordnet roadmap Eksempel kun til illustration! Fase 0 Behovsidentificeri ng Planlægning af fase 1 Fase 1 Evaluering af implementeringsk oncepter Teknisk analyse Udvalg af koncept til implementering Fase 2 Specificering af koncept Proces med regulatorer. Fase 3 Planlægning af implementeringsprojekter Implementering Implementering sprojekt Muligvis yderligere implementeringsprojekter DP 1 DP 2 DP 3 Sted, dato 44

45 Implementeringskoncepter Implementeringskoncepter indeholder 15 min tidsopløsning (kan justeres afhængig af ENTSO-E CBA) Minimumskrav fra NC EB I hvilke markeder? DA, ID, RK? For hvem? Alle? Producenter, forbrugere? Hvordan? Stepvis? Evalueringsspor Markedsmæssige følgevirkninger Tekniske følgevirkninger IT relaterede følgevirkninger 45

46 Projektet og grov tidsplan Feasibility studie Aktør inddragelse Teknisk analyse Cost benefit analyse Koncept og projektbeskrivelse fase 2 Marts 2016 August October November 46

48 Transparens og markedsinformation 48

49 Hvordan informerer Energinet.dk i dag Markedsdata Månedsrapport Nyheder - Indkøb* -Strategi Energinet.dk *Ny hjemmeside 49

50 Transparens og markedsinformation Prognoser og opfølgning i Eldrift Peter Bruhn, Energinet.dk 50

51 Behovsfastsættelse og prognoser Eldrift ønsker at forudsige behovet for forskellige systemydelser: 5 år 3 år 1 år 1 måned 1 uge 1 dag Formål: At skabe klarhed over vores eget behov Eldrift bliver bedre til at planlægge indkøb Et transparent behov bidrager til et transparent marked Et transparent marked giver bedre ydelser til Energinet.dk At skabe et overblik for aktørerne om hvad Energinet.dk s behov for forskellige ydelser er. Et transparent behov bidrager til et transparent marked Et transparent marked giver bedre indtjeningsmuligheder for markedsaktørerne 51

52 Eksempel: Behov for centrale kraftværker 52

53 Eksempel: Behov for manuel reserve 53

54 Offentliggørelse af netdata For at øge åbenhed og inddrage eksterne interessenter vil Energinet.dk offentliggøre en netmodel, som anvendes til planlægning af transmissionsnettet Aktørarbejdsgruppen Hans Abildgaard Aktørarbejdsgruppen

55 Oplæg til omfang af offentlig model Offentliggøre statiske netdata i samme omfang som i planlægningsmodeller som anvendes til ENTSO-E TYNDP (Level 4) I første omgang kun et snapshot (fx år 2020) Med modellen kan loadflow og 3-faset kortslutningsstrømme beregnes Data udleveres i regneark og senere i CGMES (CIM-XML format) Offentliggøres på http// Aktørarbejdsgruppen

56 Begrænset offentliggørelse Offentliggøres ikke Konkrete driftsbalancer og sårbarhedsanalyser Stationstopologi Dynamiske data Net <100 kv (dvs kv-nettet i DK2) Dog medtags større produktionsanlæg HVDC detailmodeller Netdata for nabolande Aktørarbejdsgruppen

57 Diskussionspunktet Elektriske data for produktionsanlæg tilsluttet transmissionsnettet ønskes medtaget i den offentlige netmodel af Danmark Generatorfødeledning Maskintransformer Generator R, X ohm, B μs, Imax A, længde km Disse data indgår allerede i Energinet.dks interne netmodel og kræver ikke yderligere oplysninger fra aktører Kommercielt følsomme data er allerede offentlige (min/max MW) Data vil under alle omstændigheder gradvist indgå i ENTSO-Es offentlige datasæt Sn MVA, U1/U2 kv, Uk %, Pcu kw I0 %, Pfe kw Sn MVA Un kv Xd'' pu Pmin, Pmax MW Qmin, Qmax Mvar Aktørarbejdsgruppen

58 Næste skridt Afveje terrorrisiko overfor hensyn til transparens Dialog med Netsamarbejdsudvalg Dialog med kraftværksejere (aktørarbejdsgruppe) Automatisering af udtræk Orientering af Energistyrelse Offentliggørelse af netmodel - forventet ultimo 2015 Aktørarbejdsgruppen

59 Skal vi have en samlet rapport? 59

61 SK4 evaluering Aktørarbejdsgruppe d. 2. november 61

62 Dagsorden 1. Indledning 2. Tidsplan 3. Kommentarer fra høring af metode for evalueringen 4. Energinet.dk s svar på kommentarerne fra høringen 5. Den videre proces 6. Opsummering 62

63 Indledning Metode for evaluering af reservation på Skagerrak-forbindelsen har været i høring i oktober måned. Der er kommet høringssvar fra 4 aktører. Energinet.dk vil udarbejde et høringsnotat, som svarer på kommentarerne fra høringen. Metoden vil blive forelagt Energitilsynet inden udarbejdelsen af den endelige evaluering. Høringssvarene vil blive videregivet til Energitilsynet. Workshop om resultatet af evalueringen vil blive afholdt i december måned. 63

64 Tidsplan 64

65 Status for SK4 Idriftsat 28. december 2014 Priser på systemydelser offentliggjort d. 1. december 2014 Levering af systemydelser påbegyndt d. 10. januar 2015 Notat om håndtering af situationer med begrænsede handelskapaciteter offentliggjort 18. maj 2015 Evaluering af reservation af kapacitet i henhold til metodegodkendelsen indleveres til Energitilsynet d. 1. februar

66 Ekstern dialog om metode 1. Workshop d. 7. september 2. Høring af metodenotat 28. september til 26. oktober 3. Endelig metodik foreligger ultimo oktober 4. Metodik vil blive forelagt Energitilsynet på møde i starten af november 5. Workshop i december om resultatet af evalueringen 66

67 3. Høringssvar 1/2 Indkomne høringssvar Afledte effekter ikke er inkluderet, f.eks. på fjernvarmepriser. Langsigtede effekter bør medtages. De ikke opfyldte forudsætninger bør medtages. Herunder kapacitet på DK1-Tyskland og afsætningsmuligheder for FRR-A i Vestdanmark. Evalueringen bør medtage porteføljeeffekter i forhold til levering af FRR-A. Energinet.dk s umiddelbare reaktion Effekter på fjernvarmesystemet er medtaget i Energinet.dk s modelleringer. I Markedsmodel 2.0 er generelle rammebetingelser for kraftværkernes fremtidige indtjening belyst. Vil indgå som del af perspektiveringen. De nuværende markedsmæssige rammer for systemydelser vil blive beskrevet i evalueringen, herunder også status for udvidelse af FCRmarkedet mod Tyskland og kapaciteten mellem Vestdanmark og Tyskland. Analysen med Sivael medtager værdien af 100 MW opreguleringskapacitet på termiske anlæg ud over ændringer i reservationen på Skagerrak. Porteføljeeffekter i form af ændret produktionsfordeling, udlandsudveksling og påvirkning af varmesystemet medtages. 67

68 3. Høringssvar 2/2 Indkomne høringssvar Effekten af manglende reciprocitet bør medtages. Lokal aktivering af FFR-A bør være en mulighed, uanset opretholdelse af reservationen. Uvildig tredje part bør inkluderes i processen nu i forhold til udvikling af metoden. Energinet.dk s umiddelbare reaktion Reciprocitet vil være en del af perspektiveringen i evalueringen. Grænseoverskridende aktivering vil blive diskuteret i forbindelse med udarbejdelsen af den fremtidige model for FRR-A i Norden. Lokal aktivering vil kræve etablering af et aktiveringsmarked og tilhørende metodegodkendelse og udviklingsomkostninger. Et aktiveringsmarked vil blive diskuteret i forbindelse med udarbejdelsen af den fremtidige model for FRR-A i Norden. Energitilsynet vil få forelagt metoden og vil tage stilling til denne i forbindelse med afgørelsen i sagen. Energinet.dk vil gerne være transparente i vores analyse og modtager gerne inputs til, hvor Energinet.dk kan være mere transparente. Metoden er forankret i kommende europæiske network codes. 68

69 6. Den videre proces Energinet.dk vil i henhold til tidsplanen udarbejde den første udgave af evalueringen og sende denne i høring i starten af december måned. Høringsfristen vil være i starten af januar måned. Den endelige evaluering vil blive indsendt til Energitilsynet i slutningen af januar måned med høringssvar vedlagt. Den endelige evaluering vil indeholde data for hele Det er Energinet.dk s forventning, at konklusionen i den første udgave og den endelige udgave af evalueringen vil være den samme. 69

70 7. Opsummering - Workshop i december - Høringsfrist for evaluering start januar - Endelig aflevering til Energitilsynet 1. februar