Aktørforum den 19. november 10:00-14:30 Dagsorden 9:30-10:00 Kaffe og rundstykker 1. Velkommen 2. Opfølgning på Markedsmodel 2.0 aktiviteter - Overblik over aktiviteter - Opfølgning på aktivitet Hævelse af prislofter 3. Strategiske reserver & 2nd auction 4. Implementering af Markedsforordninger (Network Codes/Guidelines) - Capacity allocation and Congestion Management (CACM) - Forward Capacity Allocation (FCA) - PTR/FTR 2016 5. 6.1 6.2 Frokost Det fælleseuropæiske day ahead marked oplæg fra Nord Pool Spot - Erfaringer og udfordringer Opdeling af Østrig og Tyskland i prisområder, loop flows i Polen effekter for Danmark Den dansk-tyske grænse 7. Information fra Markedsarbejdsgruppemøde den 24. september 8. Evaluering og farvel 19. november 2015 15/15912-12 1
Evaluering møde den 15. maj 2015 Hvad synes du generelt om mødet i dag? Hvad synes du om mødeformen? Hvad synes du generelt om emnerne? Hvad synes du om den efterfølgende diskussion? Hvad synes du om rammerne? Særdeles tilfreds Meget tilfreds Tilfreds 11 % 56 % 33 % 11 % 67 % 22 % 11 % 44 % 44 % Mindre tilfreds 33 % 33 % 33 % 33 % 44 % 22 % Ikke tilfreds 19. november 2015 2 15/15912-12
Aktørforum den 19. november 10:00-14:30 Dagsorden 9:30-10:00 Kaffe og rundstykker 1. Velkommen 2. Opfølgning på Markedsmodel 2.0 aktiviteter - Overblik over aktiviteter - Opfølgning på aktivitet Hævelse af prislofter 3. Strategiske reserver & 2nd auction 4. Implementering af Markedsforordninger (Network Codes/Guidelines) - Capacity allocation and Congestion Management (CACM) - Forward Capacity Allocation (FCA) - PTR/FTR 2016 5. 6.1 6.2 Frokost Det fælleseuropæiske day ahead marked oplæg fra Nord Pool Spot - Erfaringer og udfordringer Opdeling af Østrig og Tyskland i prisområder, loop flows i Polen effekter for Danmark Den dansk-tyske grænse 7. Information fra Markedsarbejdsgruppemøde den 24. september 8. Evaluering og farvel 19. november 2015 15/15912-12 3
Opfølgning på markedsmodel 2.0 aktiviteter Morten Sommer, Cheføkonom Energinet.dk 19. november 2015 15/15912-12 4
15/15912-12 Baggrund for Markedsmodel 2.0-projeket - omstillingen til vedvarende energi Kapacitet 1.000 MW Sol og vind Kraftværker 8 9 6 7 6 5 5 4 2015 2020 2025 2030 Kilde: Energinet.dk 5
15/15912-12 Projektet har identificeret tre hovedproblemstillinger og indsatsområder Udfordringer for elmarkedet 1 2 3 Kapacitet Fleksibilitet Kritiske egenskaber 6
3 15/15912-12 Kritiske egenskaber: Behov for ny tilgang til at fremskaffe og afregne disse 1 2 Behov i elsystemet Ja Mulighed for marked Ja Nej Nej Genovervej krav Genovervej Overvej krav alternativ afregning Network Code: Requirement for Generators Blev godkendt i juni 2015 og forventes at træde i kraft 1. januar 2016. Krav er på niveau med nuværende krav i tekniske forskrifter 3 Markedsdesign og implementering Kravene omhandler hovedsagligt tekniske specifikationer ikke indkøb/afregning 7
3 15/15912-12 Kritiske egenskaber To spor: a) systembærende egenskaber, og b) øvrige kritiske egenskaber 1 2015 Behovsafdækning 2 2016 Nye tilvejebringelsesformer 4 2017 Opfølgning og implementering Inklusiv kobling til netværkskoder og teknologier 3 Juridisk analyse 5 Metodegodkendelse af nye systemydelser 8
2 15/15912-12 Sikring af fleksibilitet i markedet 1/2 1 Nuværende markedsarkitektur Driften af elsystemet er i dag baseret på en høj grad af planlægning med krav om balance i day-ahead planlægningen. Intraday og balancemarkeder er mindre korrektionsmarkeder. 2 Nye behov Den nuværende arkitektur kommer dog under pres i takt med stigende mængder uforudsigelig fluktuerende vind- og solenergi samtidig med at forbrugssiden bliver stadig mere aktiv 3 Fremtidig markedsarkitektur Der er derfor behov udvikle markedsarkitekturen til et mere volatilt system konkret ved - at udvikle markeder tættere på driftsøjeblikket - revurdere krav om balance før driftsdøgnet 9
2 Sikring af fleksibilitet i markedet 15/15912-12 6 7 2015 2016 Revurdering af krav om balance før driftsdøgn Tilpasning af ubalanceafregning mv. 8 Opfølgning og implementering 11 2017 Opfølgning og implementering 9 Analyse af veje 10 til at åbne for handel tættere på driftsøjeblikket Udarbejdelse af DK position paper Inkluderer: Specialregulering, 1-prismodel, effektubalanceafregning samt evt. manglende bud ift. reservekrav 10
2 15/15912-12 Sikring af fleksibilitet fra forbrugssiden 1/2 Potentialet for fleksibel forbrugsafkobling MW Bygninger Bygninger Bygninger Elbiler Varmepumper Elbiler Varmepumper Definere hvilke rammer og vilkår der skal gælde for 3.partsaggregatorer Industri Industri Industri Nødstrøm Nødstrøm Nødstrøm 2015 2030 2045 Iværksættelse af pilotprojekt ift. VE og forbrugs deltagelse på markedet for systemydelser 11
2 Sikring af fleksibilitet fra forbrugssiden 2/2 15/15912-12 12 14 2015 2016 Undersøge muligheder for statistiske metoder til måling fra homogene enh. Tilpasning af produktdesign til fleksibelt forbrug opfølgning på 12 Udarbejdelse af standardiserede aftalevilkår for 3.partsaggregering 15 Vurdering af lempeligere krav til fobrugsmåling og evt. udvikling af DataHub 16 Opbygning af viden om fleksibel forbrugsafkobling med markedsaktører bl.a. for aktivere fleksibelt forbrug fra bygninger, industri og nødstrømsanlæg 13 17 18 2017 Opfølgning, forberedelse og info til aktører Implementering Dansk Energi har tilbudt at drive disse grupper 12
1 Hævelse af prisloft og sikring af tilstrækkelig effekt 15/15912-12 2015 2016 19 20 2017 Analyse af hvilket prisloft der skal foreslås Forankring i det videre arbejde med de europæiske TSO er 21 Udrulning af strategisk reserve 23 Sammenligning af løsninger fra MM2.0 med DK1-DK2 infrastruktur 22 Evaluer strategisk reserve med varmemodel i lyset af den udrullede SR i 2016 24 Godkendelse og tilpasning af hjemler, som baner vej for evt. udrulning 13
15/15912-12 Spørgsmål 14
Hævelse af prislofter Morten Sommer, Cheføkonom Energinet.dk 19. november 2015 15/15912-12 15
15/15912-12 Det foreslås at hæve prisloftet fra 3000 /MWh til 15000 /MWh Det foreslås at hæve prisloftet til 15000 /MWh i trin af 2000 /MWh Princip for hævelse: prisloft skal overstige en væsentlig del af elforbrugernes betalingsvillighed Ligeledes foreslås det at nedsætte prisbunden til -1000 /MWh Det ændrede prisloft vil påvirke sikkerhedsstillelsen 16
15/15912-12 Energinet.dk foreslår at hæve prisloftet til et niveau der overstiger hovedparten af forbrugets value of lost load Median omkostning i DKK/kWh for afbrud for forskellige forbrugstyper 15.000 /MWh svarer omtrent til medianen for value of lost load for industri i Danmark. 15.000 /MWh er dog højere end medianen for landbrug og husholdniner COWI estimerede i et studie fra 2004 value of lost load til 8000 /MWh 17
15/15912-12 Fire forskellige markedspladser hvor sikkerhedsstillelsen påvirkes af højere prislofter 1 Balanceansvarlige hos Energinet.dk Aktører skal ikke stille med sikkerhed. I stedet har Energinet.dk tegnet en kreditforsikring. I beregning af kreditramme i forsikring indgår bl.a. forward prisen som påvirkes af risiko prisloftet. 2 Handel på Nord Pool Spot Forbrug/købssiden stiller med en garanti svarende til (netto)værdien af de sidste 7 dages handler, dog minimum Nuværende 30.000 markeds-arkitektur Produktion/salgssiden stiller med en garanti på 30.000 En aktør som er på begge sider, stiller med en garanti svarende til forbrugssiden 3 Fysiske transmissionsrettigheder Aktører skal stille med en garanti svarende til det de har tænkt sig at byde på i auktionen Nuværende markeds-arkitektur 4 Prissikring via Nasdaq OMX Commodities Sikkerhedsstillelse beregnes individuelt ud fra: Nuværende - Basis garanti markeds-arkitektur - Margin garanti 18
15/15912-12 Hvad skal der til for at hæve prisloftet CACM stiller krav til harmoniserede prisgrænser og prisbund i Dayahead og Intraday markedet Energinet.dk vil arbejde for, at forslagene til prisloft og prisbund bliver en del af de harmoniserede maksimums- og minimumspriser, som skal sendes til godkendelse hos regulatorerne senest 14. februar 2017. 19
15/15912-12 Spørgsmål 20
Aktørforum den 19. november 10:00-14:30 Dagsorden 9:30-10:00 Kaffe og rundstykker 1. Velkommen 2. Opfølgning på Markedsmodel 2.0 aktiviteter - Overblik over aktiviteter - Opfølgning på aktivitet Hævelse af prislofter 3. Strategiske reserver & 2nd auction 4. Implementering af Markedsforordninger (Network Codes/Guidelines) - Capacity allocation and Congestion Management (CACM) - Forward Capacity Allocation (FCA) - PTR/FTR 2016 5. 6.1 6.2 Frokost Det fælleseuropæiske day ahead marked oplæg fra Nord Pool Spot - Erfaringer og udfordringer Opdeling af Østrig og Tyskland i prisområder, loop flows i Polen effekter for Danmark Den dansk-tyske grænse 7. Information fra Markedsarbejdsgruppemøde den 24. september 8. Evaluering og farvel 19. november 2015 15/15912-12 21
Strategiske reserver & 2nd auction Klaus Thostrup Energinet.dk 19. november 2015 15/15912-12 22
Status strategisk reserve Udbuddet blev afsluttet 5. oktober, og leverandør er identificeret Oprindeligt mål var opstart i DK2 pr. 1. januar 2016 Mangler fortsat statsstøttegodkendelse af Europakommissionen Kommissionen er meget grundig, da sagens afgørelse vil danne præcedens i Europa Energinet.dk er i dialog med ministeriet omkring håndtering af situationen indtil reserven er implementeret 19. november 2015 15/15912-12 23
Status på second auctions Forslaget behandles pt. af den norske regulator, NVE (NPS er underlagt norsk lov) med inddragelse af de andre nordiske regulatorer Energitilsynet er positiv Oprindeligt mål var indførelse i de danske bidding zones pr. 1. januar 2016 Implementering nås ikke, da sagen stadig er hos behandling hos den norske regulator, idet NVE er bekymret for om second auctions er i overensstemmelse med CACM Der er rettet henvendelse til ACER. Der ventes en afklaring ultimo 2015 Ved (positiv) CACM afklaring sender NVE forslaget i høring 19. november 2015 15/15912-12 24
Aktørforum den 19. november 10:00-14:30 Dagsorden 9:30-10:00 Kaffe og rundstykker 1. Velkommen 2. Opfølgning på Markedsmodel 2.0 aktiviteter - Overblik over aktiviteter - Opfølgning på aktivitet Hævelse af prislofter 3. Strategiske reserver & 2nd auction 4. Implementering af Markedsforordninger (Network Codes/Guidelines) - Capacity allocation and Congestion Management (CACM) - Forward Capacity Allocation (FCA) - PTR/FTR 2016 5. 6.1 6.2 Frokost Det fælleseuropæiske day ahead marked oplæg fra Nord Pool Spot - Erfaringer og udfordringer Opdeling af Østrig og Tyskland i prisområder, loop flows i Polen effekter for Danmark Den dansk-tyske grænse 7. Information fra Markedsarbejdsgruppemøde den 24. september 8. Evaluering og farvel 19. november 2015 15/15912-12 25
Markedsforordninger Overblik og status for implementering Lene Egeberg-Gjelstrup Energinet.dk 19. november 2015 15/15912-12 26
Network Codes/Guidelines oversigt Connection Related Codes Requirements for Generators Demand Connection Code HVDC Connection Code (RfG) (DCC) (HVDC) Trådt i kraft Godkendt af Kommission og Medlemslande System Operation Related Codes Transmission System Operation Guideline Operational Security Operational Planning & Scheduling Load Frequency Control & Reserves Emergency and Restoration (SOG) (OS) (OPS) (LFCR) (ER) Afventer vurdering af Rådet og Europa- Parlamentet Træder derefter i kraft Market Related Codes Capacity Allocation & Congestion Management (CACM) Forward Capacity Allocation (FCA) Electricity Balancing (EB) Forventes godkendt af Kommission og Medlemslande i december 19. november 2015 15/15912-12 27
Status for Network Codes/Guidelines NC/Guideline 2015 2016 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Capacity Allocation and Congestion Management Guideline (CACM) Offentliggjort i juli Trådt i kraft 14. aug. Forward Capacity Allocation Guideline (FCA) Godkendt 30. okt. i ECBC Electricity Balancing Guideline (EB) Positiv ACER opinion 22. juli Requirements for Generators (RfG) Godkendt 26. juni i ECBC Demand Connection Code (DCC) Godkendt 16. okt. i ECBC HVDC Connection Code (HVDC) Godkendt 11. sep. i ECBC Transmission System Operation Guideline (SOG) Forventes godkendt i dec. Emergency and Restoration (ER) Positiv ACER opinion 24. juni Rådet og Europa-Parlamentet: Regulatory procedure with scrutiny Forordning - Implementering Pre-comitology Komitologi (Electricity Cross Border Committee) 19. november 2015 15/15912-12 28
CACM implementering Forordningen trådte i kraft den 14. august 2015 Gældende deadlines for forslag til metoder, men ikke for gennemførelse af metoder Udarbejdelsen af metoderne kører efter samme proces TSO udviklingsfase Høringsfase TSO færdiggørelse af forslag Regulator godkendelsesfase Implementering varierer 4 måneder 6 måneder Ikke defineret Høring af markedsaktører Varighed: 1 måned Alle høringssvar (både regionale og europæiske høringer) afgives via ENTSO-E s webbaserede værktøj Energinet.dk informerer om høringerne på Aktørforum og via hjemmesiden 19. november 2015 15/15912-12 29
Hovedemner i CACM - status 19. november 2015 15/15912-12 30
Capacity Calculation Regions (CCR) All TSOs opgave all NRAs godkendelse Høring gennemført i september Danmark med i to regioner CCR Nordic (1) CCR Hansa (2) Endeligt forslag sendt til godkendelse hos nationale regulatorer den 13. november 2015 Godkendelse senest 14. maj 2016 Afgørende for deadlines for de efterfølgende opgaver 19. november 2015 15/15912-12 31
CCR hovedopgaver og deadlines CCR hovedopgaver i CACM Deadlines forudsætter CCR godkendelse 14. maj 2016 Fælles koordineret kapacitetsberegningsmetode for regionen 14. Marts 2017 Fælles metode til koordineret redispatch og modkøb 14. September 2017 1 måneds høring forventet dec. 16- jan. 17 1 måneds høring forventet omkring juni-juli 2017 Etablering af enhed ansvarlig for den koordinerede kapacitetsberegning 14. Januar 2018 NRA godkendelse NRA godkendelse Fælles metode til fordeling af udgifterne til redispatch og modkøb 14. September 2017 NRA godkendelse Deadlines gælder for metode til godkendelse (ikke for implementering af metoderne) 19. november 2015 15/15912-12 32
Udpegning af NEMO (Nominated Electricity Market Operator) Energitilsynet skal senest den 14. december 2015 udpege mindst én børs ( NEMO ) til at varetage det fælles day ahead og det fælles intraday marked i DK1 og DK2. Energitilsynet har modtaget én ansøgning (NPS) Sekretariatet har indstillet, at tilsynet udpeger NPS Indstillingen har været i høring Beslutning offentliggjort den 18. november 2015 Fremadrettet er det muligt at ansøge hos Energitilsynet på løbende basis. Hvis/ når der kommer flere NEMO er i Danmark, er det Energinet.dk s ansvar, at der udarbejdes en løsning, der kan håndtere flere børser Samarbejde igangsat i Norden for en fælles løsning 19. november 2015 15/15912-12 33
Intraday status for XBID projektet Completed On-going Planned Dec 14 Apr 15 Dec 15 Mar 16 Aug 16 Apr 17 Jul 17 3M LIPS Transitional Period XBID Core Development DBAG SM* Specification SM* Development XBID Test (FAT-IAT) SM Test Test (UAT) Go-Live Preparation Go-Live Window XBID DBAG Functional Specification *SM Shipping Module Forventet go-live dato i Q3 2017 => We have a plan men det betyder ikke, at implementering er uden udfordringer! CACM er trådt i kraft og dermed behov for en plan (accession stream) for alle non-nwe+ parties. Fokus er nu på test planen og på at sikre fremskridt i Local Implementation Project (LIPs). Energinet.dk er med i tre LIPs: Nord LIP, Kontek LIP og NL-DE-DK LIP 19. november 2015 15/15912-12 34
Day ahead status priskobling Multi Regional Price Coupling (MRC) Priskobling dækker per februar 2015 følgende markeder: NWE + SWE + Italienske grænser (bortset fra mod Schweiz, som kommer med senere) 4M Market Coupling (4MMC) Tjekkiet, Ungarn, Slovakiet og Rumænien har implementeret samme børsløsning som MRC, men er ikke koblet til MRC endnu. Næste skridt Udvidelsesprojekter med de resterende elbørser og TSO er 19. november 2015 15/15912-12 35
Common Grid Model europæisk niveau Fælles metode til fremsendelse af data om produktion og forbrug Liste offentliggøres over enheder der skal levere, hvilke oplysninger der skal leveres, frist for levering 14. Februar 2017 14. Juni 2016 1 måneds høring forventet omkring marts-april 2016 NRA godkendelse Metode vedrørende den fælles netmodel 14. Juni 2016 1 måneds høring forventet omkring marts-april 2016 NRA godkendelse Organisering af processen vedrørende sammenstillingen af de individuelle netmodeller 14. Juni 2017 19. november 2015 15/15912-12 36
PTR/FTR 2016 Aktørforum 19. november 2015 Nanna Foller Larsen NFL@energinet.dk 19. november 2015 15/15912-12 37
Forward Capacity Allocation Forward Capacity Allocation koden (FCA) specificerer regler for kapacitetsfastsættelse, handelsplatform samt handel med lange transmissionsrettigheder. FCA specificerer at TSOer skal udbyde fysiske (PTR) eller finansielle transmissionsrettigheder (FTR) medmindre det kan vises, at markedet er tilstrækkeligt likvidt. De to punkter hvor der har været mest usikkerhed omkring udfaldet: Retten til selv at bestemme om transmissionsrettigheder ikke skal indføres: En beslutning som tages af de kompetente regulatorer, dvs. de en/to regulatorer, der regulerer det pågældende kabel. Beslutningen skal dog i høring hos alle regulatorer i den relevante region. Kompensation af ejer af en transmissionsrettighed hvis kablet ikke er til rådighed: Kompensationen kan ikke overstige summen af flaskehalsindtægten (indtægter fra auktion + day ahead markedet) på en måned, på den pågældende forbindelse. For AC forbindelser kan kompensationen ikke overstige flaskehalsindtægten for et år. 19. november 2015 15/15912-12 38
Harmonised Allocation Rules FCA specificerer at inden 6 måneder efter at FCA koden er trådt i kraft, skal TSOerne have udviklet Harmonised Allocation Rules (HAR) for lange transmissionsrettigheder. HAR fastsætter vilkår og betingelser for tildeling af både fysiske (PTR) og finansielle transmissionsrettigheder (FTR). Udarbejdelsen af HAR er sket som et tidligt implementeringsprojekt og reglerne er således udarbejdet inden FCA koden er gennemført: Energinet.dk og de to tyske TSOer har valgt at indsende et regionsspecifikt bilag sammen med HAR reglerne til metodegodkendelse. Nuværende regler bibeholdes i vid udstrækning. Energitilsynet har haft HAR og regionsspecifikt bilag i høring til d. 18. november. Efter ikrafttrædelsen af FCA koden skal de nuværende HAR regler tilpasses således, at disse er fuldt ud i overensstemmelse med FCA koden. 19. november 2015 15/15912-12 39
Hvorfor FTR PTR med ingen nomineringer = FTR Fordelen ved FTR: Sikkerhed for at der ikke bliver ændret på DA kapaciteten som følge af nomineringer -> Mere transparens. Simplificeret system da nomineringsprocessen fjernes. Mindsker barrierer for nye markedsaktør, da krav til balanceansvar fjernes. PTR Mindre transaktionsomkostninger for markedsaktørerne da de ikke skal ansøge om balanceansvar. (Især gældende for Tyskland) FTR Fordele 19. november 2015 15/15912-12 40
Problemer med finansiel usikkerhed Energinet.dk har en undtagelse fra finansiel licens, hvis FTR defineres som et råvare derivat. Uklart om FTR skal klassificeres som et finansielt instrument under MiFID I og hvis ja, hvilken type derivat. Finanstilsynet har oplyst, at grundlaget for deres afgørelse har ændret sig, hvorfor det er nødvendigt med en ny vurdering, før Energinet.dk kan være sikre på at have undtagelsen. Finanstilsynet har oplyst, at en sådan vurdering ikke er mulig før end at EU Kommissionen har udtalt sig omkring deres syn på FTR. Usikkert hvordan rapportering under EMIR vil påvirke markedsaktørerne og deres incitamenter til at handle med FTR. 19. november 2015 15/15912-12 41
Beslutningen for 2016 FTR finansielt instrument? Energinet.dk undtaget fra finansiel licens under MiFID? Introduktion af FTR udskydes. Konsekvenserne af rapportering af FTR under EMIR for markedsaktørerne og TSOen? Der udbydes PTR auktioner i hele 2016. Finansielle transmissionsrettigheder 19. november 2015 15/15912-12 42
2017 og fremadrettet MiFID II direktivet betyder at: 2017 træder MiFID II direktivet i kraft TSOer vil være direkte undtaget for finansiel licens. Formenligt vil handel med transmissionsrettigheder i det primære marked være undtaget som finansielt produkt -> ingen rapportering under EMIR. Den finansielle usikkerhed omkring FTR forventes derfor at være væk. Energinet.dk, TenneT og 50Hertz sigter derfor mod at introducere FTR produktet fra januar 2017. 19. november 2015 15/15912-12 43
Aktørforum den 19. november 10:00-14:30 Dagsorden 9:30-10:00 Kaffe og rundstykker 1. Velkommen 2. Opfølgning på Markedsmodel 2.0 aktiviteter - Overblik over aktiviteter - Opfølgning på aktivitet Hævelse af prislofter 3. Strategiske reserver & 2nd auction 4. Implementering af Markedsforordninger (Network Codes/Guidelines) - Capacity allocation and Congestion Management (CACM) - Forward Capacity Allocation (FCA) - PTR/FTR 2016 5. 6.1 6.2 Frokost Det fælleseuropæiske day ahead marked oplæg fra Nord Pool Spot - Erfaringer og udfordringer Opdeling af Østrig og Tyskland i prisområder, loop flows i Polen effekter for Danmark Den dansk-tyske grænse 7. Information fra Markedsarbejdsgruppemøde den 24. september 8. Evaluering og farvel 19. november 2015 15/15912-12 44
Day ahead markedet og markedskobling i Europa 19. November 2015 Henrik Hansen
46 / Nord Pool Spot - Elaktør Forum 10 min
Dagsorden 47 / Nord Pool Spot - Elaktør Forum
Dagsorden Fælles Europæisk el-marked Organiseringen af markedskoblingen Euphemia algoritmen Performance Udvikling af Euphemia DA WEB udvikling af nye produkter 48 / Nord Pool Spot - Elaktør Forum
Fælles Europæisk el-marked Forsynings-sikkerhed og miljø-målsætninger Samfunds-økonomisk gevinst EU28 3100 TWh = ca 1000 MIA DKK årligt 25 MIA DKK årligt kan spares ved et fælles marked Ca.1/3 fra day ahead markedskobling 49 / Nord Pool Spot - Elaktør Forum
Organiseringen af markedskoblingen 50 / Nord Pool Spot - Elaktør Forum
Euphemia algoritmen Maksimering af samfundsøkonomisk gevinst Price ( / MWh) Market A Price ( / MWh) Market B PA* Consumer Surplus Producer surplus Price spread PB* Congestion rent Consumer Surplus Producer surplus QA* Quantity (MWh) QB* Quantity (MWh) Exporting market Importing market /
Euphemia algoritmen 1,7 1,73 /
Input til iterationen NO5 NO1 A NO4 NO3 SE1 SE2 FI FRE EE ERI Functionalities NO2 NO1 SE3 LV hourly step and interpolated orders regular block orders Profile block orders Linked block orders Exclusive block orders Flexible block orders Curtailable block orders GB2 GB1 DK1 A DK1 NL BE FR FB DK2 DE FRA N SE4 PL SVIZ LRI LBE AUS T LT LRE LBI BSP SLO V MIC orders Load gradients Scheduled stops PUN orders Merit orders Flow based intuitive The problem is solved globally : PT For all bidding areas, prices are calculated during the same computation ES MO COA C PRG P COR S SAR D MAL T SICI NOR D CNO R CSU D SUD ROS N MFT V FOG N BRN N GRE C /
Overblik Euphemia iterationen 5 trin Master Problem (B&B) Add Cuts No No PUN Price Problem There exists a set of blocks and MICs respecting all the constraints (but event. not the PAB rule) There exist prices compatible with all block order prices (i.e. there is no PAB) Search No Volume Indeterminacies Problems There exists a solution with PUN respecting all constraints / 1 solution Search for a better solution
Performance: PRBs Evolution since PCR Go-Live 2,500 Normal block orders 2,000 1,500 1,000 500 0 Feb- Mar- May- Aug- Sep- Nov- Dec- Feb- Mar- May- Aug- Sep- Apr-14 Jun-14 Jul-14 Oct-14 Jan-15 Apr-15 Jun-15 Jul-15 14 14 14 14 14 14 14 15 15 15 15 15 Median Submitted 2,346 2,147 2,006 1,733 1,701 1,672 1,787 1,848 2,046 2,120 2,140 2,178 2,237 2,065 1,929 1,802 1,845 1,867 1,803 1,942 Median PRBs 20 16 19 14 15 21 19 19 16 25 26 26 19 28 35 25 29 28 29 35 Max PRBs 35 38 60 67 36 40 58 53 49 66 96 61 92 71 68 81 98 111 67 67 Median MaxDeltaP 1.44 1.42 2.19 2.35 1.09 1.50 2.36 3.48 2.57 3.73 1.98 1.73 1.90 2.28 4.03 2.53 3.17 2.58 2.34 2.67 / Max MaxDeltaP 5.62 7.75 16.77 16.75 6.55 5.78 15.86 27.19 14.36 32.68 10.46 5.71 10.40 9.65 15.50 11.68 15.00 8.54 12.64 30.26
Performance: PRBs Evolution since PCR Go-Live 160 Linked Families 140 120 100 80 60 40 20 0 Feb- Mar- May- Aug- Sep- Nov- Dec- Feb- Mar- May- Aug- Sep- Apr-14 Jun-14 Jul-14 Oct-14 Jan-15 Apr-15 Jun-15 Jul-15 14 14 14 14 14 14 14 15 15 15 15 15 Median Submitted 112 113 98 82 84 79 82 102 101 118 105 114 119 135 128 121 107 120 119 111 Median PRBs 1 1 2 1 1 0 1 1 2 1 1 1 1 2 2 1 2 2 2 3 Max PRBs 5 6 6 5 8 6 4 10 4 9 6 5 8 12 12 9 10 13 6 8 Median MaxDeltaP 0.19 0.50 1.42 0.70 0.61 0.00 0.17 1.58 0.97 0.76 1.45 0.36 0.08 0.77 1.55 1.69 3.04 1.32 1.28 1.67 / Max MaxDeltaP 6.89 4.11 22.62 12.08 8.52 57.17 6.46 8.11 6.67 18.17 6.30 5.35 6.65 34.19 17.53 15.46 12.63 19.14 8.21 17.60
Udvikling af Euphemia 05/02/2014 05/03/2014 09/04/2014 18/09/2014 31/12/2014 Euphemia 6.0 Euphemia 7.0 Initial Release of Euphemia Euphemia 7.0b Euphemia 8.2 Bug Fixes Bug Fixes Better handling of numerical difficulties 01/01/2015 22/01/2015 15/05/2015 29/10/2015 Euphemia 8.2 Euphemia 9.1 Euphemia 9.2 Euphemia 9.3 Better handling of numerical difficulties PUN Search Improvement Branching Strategy Improvement PUN Search Improvement and PRB Re-insertion /
DA WEB - Udvikling af nye produkter 58 / Nord Pool Spot - Elaktør Forum
26. november 2015 59 / Nord Pool Spot - Elaktør Forum
DA WEB 2016 60 / Nord Pool Spot - Elaktør Forum
Spørgsmål? 61 / Nord Pool Spot - Elaktør Forum
Ekstra materiale
Paradoxically Rejected Block A Paradoxically Rejected Block (PRB) is a block that is rejected even if it appears in-the-money with respect to the published prices. Paradoxically rejected blocks are unavoidable even in the optimal solution. This is a consequence of the fill-or-kill nature of the blocks. There can exist PRBs of any depth (10, 40..) /
Market with Block orders - one example Example : 1 market, 1 single hour 4 hourly orders: Buy hourly 100 MW @ 90 Buy hourly 100 MW @ 60 Sell hourly 75 MW @ 30 Sell hourly 75 MW @ 100 1 block order: Sell block 50 MW @ 80 /
Market with Block orders - one example 1 block 2 options : Reject Block Accept block x Reject Block Accept Block Clearing Price = 90 Consumer Surplus = 0 Producer Surplus = 4500 Block Surplus = 0 Block is paradoxically rejected (PRB) while being in-the-money by 10 /
Market with Block orders - one example 1 block 2 options : Accept block Reject block x Reject Block Accept Block Clearing Price = 60 Consumer Surplus = 3000 Producer Surplus = 2250 Block Surplus = -1000 Block is paradoxically accepted (PAB) Block @80 /
MRC Processes in production 12:00 PX order book GCT PCR Normal Process 55 min Notification process 60 min 12:00-12:10 Order book checking and sending to the Coupling System (PMB) 12:00-12:10 Reception of all order books in the PMB 12:10-12:12 Uploading the data in the Algo database 12:12 Start of Calculation 12:22 End of Calculation 12:22-12:24 Distribution of the Results to the PMBs and PX internal systems 12:24 Reception of Results by all PXs Start of 12 min preliminary validation by the PXs 12:36 End of preliminary validation process Generation of Global Preliminary Confirmation 12:42 Publication of Preliminary Results to the market 12:42-12:44 Sending of the Results to the TSOs for the final validation 12:54 End of final validation process Generation of Global Final Confirmation 12:55 Publication of Final Results Start of Notification Process 13:55 End of Notification Process Nomination deadline (15:30) respected /
Aktørforum den 19. november 10:00-14:30 Dagsorden 9:30-10:00 Kaffe og rundstykker 1. Velkommen 2. Opfølgning på Markedsmodel 2.0 aktiviteter - Overblik over aktiviteter - Opfølgning på aktivitet Hævelse af prislofter 3. Strategiske reserver & 2nd auction 4. Implementering af Markedsforordninger (Network Codes/Guidelines) - Capacity allocation and Congestion Management (CACM) - Forward Capacity Allocation (FCA) - PTR/FTR 2016 5. 6.1 6.2 Frokost Det fælleseuropæiske day ahead marked oplæg fra Nord Pool Spot - Erfaringer og udfordringer Opdeling af Østrig og Tyskland i prisområder, loop flows i Polen effekter for Danmark Den dansk-tyske grænse 7. Information fra Markedsarbejdsgruppemøde den 24. september 8. Evaluering og farvel 19. november 2015 15/15912-12 68
Aktørforum Loop flow i Polen effekt på dansk/tysk grænse Jens Møller Birkebæk Energinet.dk 19. november 2015 15/15912-12 69
September 15th, 2015, 11:30 am Day ahead market schedules vs related physical flows (load flows as calculated in the second run of DACF) schedules of day ahead market (DA) DK West/East 15,45 / 21,69 S 21,69 calculated flows DA; second run of DACF Max 1600 MW 0 73 NL B Import 2425 NL 47,44 BE 54,48 1151 0 D Export 11001 28,60 0 PL Import 0 50,77 3217 3238 FR Export 4638 46,4 AU 914 CH 1200 Import 1359 44,12 I Import 4927 54,49 I Kilde PSE Operator November 2015 CR Export 365 28,26 Import 3909 28,60 412 1100 SK 255 Import 299 28,26 HU Import 1952 57,87 1600 169 HU 1654 1012 510 Schedule in line with price difference 70 Schedule not in line with price difference
[MW] 6500 6000 5500 5000 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 Redispatch (Modhandel) - volumen 1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 2 5 8 11 14 17 20 23 26 29 2 5 8 11 14 17 20 23 26 29 1 4 7 June July August September October November bilateral redispatching En del af den gennemførte redispatch havde en effekt på den tysk polske grænse på under 10% Kilde PSE Operator November 2015 19. november 2015 15/15912-12 71
Tiltag for at undgå overbelastning i Polen 1) Task Force kortsigtet (afsluttes primo Nov.) 1) Årsagsanalyse til stigning i loop-flow 2) Forbedret forecast D-3 i samarb. med tyske TSO er, forbedrer MRA løsningsmuligheder og udnytter kolde reserver 3) I tilfælde af kritisk flow begrænsning af kapacitet i day-a-head 4) Åbning af nordligste 50Hz-PSE interconnector efter etablering af PST på sydlige interconnector 2) Markedsbaserede løsninger 1) Kapacitetsbegrænsninger på udvalgte grænser bl.a. KonTek 2) Prisområder Østrig 3) FB kapacitetsberegning min. CWE+CEE 4) Prisområder internt i Tyskland 3) Long term 1) Optimal netudbygning incl. HVDC 19. november 2015 15/15912-12 72 72
Back-up information 19. november 2015 15/15912-12 73
Aktuel og planlagt vindkraftudbygning i Nordtyskland Onshore: SH: 2014: 3.800 MW 2015-17: 9.000 MW NwNds 2014: 4.600 MW 2015-17: 8.350 MW Offshore: SH: 2014: 0 MW 2015-17: 2.400 MW NwNds 2014: 460 MW 2015-17: 5.000 MW total (TenneT TSO north) 2014 ca. 9 GW 2015-17 ca. 25 GW (??) Kilde Tennet GmbH, oktober 2014
Effektbalancen i Tyskland (uden sol) 2012- -2020 Effektbalance 2012 [MW] -500 9000 Effektbalance 2020 [MW] -500 9000 15/15912-12 75 19. november 2015
Netudbygning i Tyskland Mange AC forstærkninger 4 DC Nord-syd forbindelser 3 x 2 MW 1 x 4 MW Forsinket af indsigelser mod luftledninger Der projekteres nu med kabler Tidspunkt for idriftsættelse er stadig usikker. 19. november 2015 15/15912-12 Kilde Tennet GmbH, oktober 2014 76
Tyskland Østrig - markedsflow Number of hours AVG 2014 16,33% AVG 2015 500 400 300 200 Year: 2014 DAS DE+ > AT: N = 1464 Year: 2015 DAS DE+ > AT: N = 1464 Year: 2014 (Aug. - Sept.) Year: 2015 (Aug. - Sept.) Markedsflow aug, sep -5 000-4 000-3 000-2 000-1 000 0 1 000 2 000 3 000 4 000 5 000 6 000 7 000 0,17% 0,38% 0,34% 1,09% 1,88% 6,52% 8,16% 7,55% 12,30% 14,55% 15,74% 2014: 1 GW 2015: 4 GW 0,41% 0,10% 2,12% 1,54% 3,45% 7,38% 100 0 8 000 9 000 10 000 DAS DE+ > AT [MW] 19. november 2015 15/15912-12 Kilde PSE Operator November 2015 77
Aktørforum den 19. november 10:00-14:30 Dagsorden 9:30-10:00 Kaffe og rundstykker 1. Velkommen 2. Opfølgning på Markedsmodel 2.0 aktiviteter - Overblik over aktiviteter - Opfølgning på aktivitet Hævelse af prislofter 3. Strategiske reserver & 2nd auction 4. Implementering af Markedsforordninger (Network Codes/Guidelines) - Capacity allocation and Congestion Management (CACM) - Forward Capacity Allocation (FCA) - PTR/FTR 2016 5. 6.1 6.2 Frokost Det fælleseuropæiske day ahead marked oplæg fra Nord Pool Spot - Erfaringer og udfordringer Opdeling af Østrig og Tyskland i prisområder, loop flows i Polen effekter for Danmark Den dansk-tyske grænse 7. Information fra Markedsarbejdsgruppemøde den 24. september 8. Evaluering og farvel 19. november 2015 15/15912-12 78
Den dansk-tyske grænse Stakeholder dialogue status og næste skridt Katja Birr-Pedersen Energinet.dk 19. november 2015 15/15912-12 79
Status og næste skridt STAKEHOLDER DIALOGUE PROCESS Efterår 2014 02.12.14 Rapport Investigation of welfare effects of increasing cross-border capacities on the DK1- DE interconnector 1. Stakeholder Dialogue møde München Markedsaktører: -Forslag til tiltag Forslag fra Dansk Energi TSOer: Regulatorer: 09.09.15 2. Stakeholder Dialogue møde København Løbende opfølgning på INITIATIVERNE aftalt mellem TSOerne og Regulatorerne -Samarbejde om løsninger på kort til mellemlang sigt -sikrer godkendelse og implementering af løsninger 19. november 2015 15/15912-12 80
Ingen forbedring i sigte. Betydelig stigning i specialregulering i DK1 viser presset på det tyske net 19. november 2015 15/15912-12 81
Initiativerne Transparency Evaluering af Dansk Energis forslag TTG Publikation af NTC tabellerne og løbende opdatering Day-ahead Fortsæt test af advanced capacity calculation method Implementering efter succesfuld afslutning af test perioden Intraday Analyse af muligt genberegning af intraday kapacitet starter efter day-ahead impl. Balancing TRM /FCR TRM test fase fortsætter indtil januar 2016 BNetzA har ansvar for videre proces, inkl. dansk deltagelse i fælles FCR marked Balancing DK1 redispatch DK1 nedreguleringspotential er offentlig tilgængelig på NPSs hjemmeside ENDK undersøger mulighed for automatisk transfer af aggregerede data til TTG Infrastructure Information om status af forskellige projekter på diverse hjemmesider FTR Implementering januar 2017 når MIFID 2 træder i kraft 19. november 2015 15/15912-12 82
Aktørforum den 19. november 10:00-14:30 Dagsorden 9:30-10:00 Kaffe og rundstykker 1. Velkommen 2. Opfølgning på Markedsmodel 2.0 aktiviteter - Overblik over aktiviteter - Opfølgning på aktivitet Hævelse af prislofter 3. Strategiske reserver & 2nd auction 4. Implementering af Markedsforordninger (Network Codes/Guidelines) - Capacity allocation and Congestion Management (CACM) - Forward Capacity Allocation (FCA) - PTR/FTR 2016 5. 6.1 6.2 Frokost Det fælleseuropæiske day ahead marked oplæg fra Nord Pool Spot - Erfaringer og udfordringer Opdeling af Østrig og Tyskland i prisområder, loop flows i Polen effekter for Danmark Den dansk-tyske grænse 7. Information fra Markedsarbejdsgruppemøde den 24. september 8. Evaluering og farvel 19. november 2015 15/15912-12 83
Markedsarbejdsgruppe Information fra møde den 24. september Lene Egeberg-Gjelstrup Energinet.dk 19. november 2015 15/15912-12 84
Mandat for Markedsarbejdsgruppen Hovedområder Organisering og mødeform Forordning Capacity Allocation and Congestion Management (CACM) Forordning Forward Capacity Allocation (FCA) Aktiviteter identificeret i Markedsmodel 2.0 slutrapport Markedsudvikling Ekspertpanel der mødes 2-3 gange om året. Gruppen kan nedsætte undergrupper til at diskutere specifikke emner, hvis relevant. Dagsorden, mødemateriale og konklusioner udsendes af Energinet.dk til deltagere, derudover tilgængelig på Energinet.dk s hjemmeside. 19. november 2015 15/15912-12 85
Deltagere Mikkel Hesselbæk Kenneth Nielsen Henrik Hansen Carsten Chachah Christian Dahl Winther Thomas Elgaard Jensen Jes Smed Sandra Friis-Jensen Edward James-Smith Klaus Thostrup Lene Egeberg-Gjelstrup Nordjyllandsværket Vattenfall Nord Pool Spot Dansk Energi Dansk Energi Energi Danmark Dong Energy Energistyrelsen Energistyrelsen Energinet.dk Energinet.dk 19. november 2015 15/15912-12 86
Opstartsmøde den 24. september Emner på mødet Mandat Forordning CACM, status og implementering Opfølgning på Markedsmodel 2.0 aktivitet hævelse af prisloft Implicit nettab Mødemateriale og konklusioner kan ses på: http://www.energinet.dk/da/om- OS/Konferencer/Sider/Markedsarbejdsgruppemoede.aspx 19. november 2015 15/15912-12 87
Implicit nettab undersøgelse og videre proces Undersøgelse AC-nettab baseret på historiske bud 1. En reference-beregning med implicit nettab på Britned (UK-Holland), IFA (UK-Frankrig) og Baltic (Sverige-Tyskland) 2. Implicit nettab på alle DC-forbindelser 3. Implicit nettab på Skagerrak (DK1-NO2), Britned (UK-Holland), IFA (UK- Frankrig), Baltic (Sverige-Tyskland) og Norned (Norge-Holland) DCforbindelserne Den videre proces - Energinet.dk arbejder for en konklusion i 2016 - Energinet.dk foretrækker implicit nettab på mange forbindelser, herunder Kontek og potentielt AC-forbindelsen DK1-Tyskland - Energinet.dk foretrækker implicit nettab i day ahead og intraday samtidig - Hvis nr. 3 er samfundsøkonomisk positiv -> ansøge Energitilsynet om Skagerrak med virke fra 1. januar 2017 19. november 2015 15/15912-12 88