Keskustelutilaisuus 8.5.2012 - Siirtorajoitusten hallinnan verkkosäännöstö (Network Code on Capacity Allocation CACM) Tilaisuuden avaus, kuulemisprosessi ja -aikataulu Viranomaisen puheenvuoro Verkkosäännön sisältö Lounas (11:30 12:30) Verkkosäännön sisältö jatkuu Pyydetyt puheenvuorot Nord Pool Spot Energiateollisuus Fortum Keskustelu ja vapaat kommentit Tilaisuuden päättäminen
CACM Network Code Update on progress & process Stakeholder Workshop 7 May 2012
The code aims to facilitate delivery of the Target Model Capacity calculation Flow based approach (FB) Coordinated available transmission capacity (ATC) Capacity allocation Physical and/or Financial Transmission Rights Implicit allocation Price coupling Continuous Implicit allocation TSO-TSO balancing model Time frame Long-term market Day-ahead market Intraday market Balancing market
Developing the CACM network code to date Early 2011 ENTSO-E created 3 drafting teams Official letter from EC 19 September 2011 First consolidated version circulated in late December Refining the draft & discussing with stakeholders Work on consistency & stakeholder approvals Launch of the public consultation March 2012
Working structures & challenges Capacity Calculation Drafting Team CACM was originally 3 network codes and our working structure reflected this. Each team developed part of the code, which wasn t easy. Intraday Drafting Team Day Ahead Drafting Team The need for consistency between parts quickly became clear. And some issues cut across all sections. Hence important roles for a coordinating team and working groups.
The need for coordination RfG Code What lessons can be learned? The CACM code needs to be coordinated with other codes & areas of work. CACM Network Code This isn t a simple task and needs careful drafting. Forwards NC (part of CACM FWGL) Balancing NC (final market timeframe, close to ID) Guidelines on Transparency Regional projects (important experience) Operational Security Code (vital to Cap Calc) Commission Guideline on Governance (vital to DA) Load Frequency Control & Reserves Code (vital to balancing)
How have stakeholders been involved in code development? Expert groups Bilateral Meetings Presentations/ conferences Workshops (like today) Engagement by TSOs at national level Public consultation ENTSO- E Information on the ENTSO-E website
What s covered in the CACM code? The CACM network code : - Day ahead target model for market coupling. - Intra-day target model of implicit continuous trading. - Rules for calculating capacity and defining bidding zones. - General sections on definitions, firmness, cost recovery & congestion income distribution.
The Supporting Document Frequently asked questions An assessment against the FWGL A non technical explanation of decisions The supporting document: Attempts to explain the code (and reduce comments) in a clear way and to aid transparency. Tries to meet the obligations placed on ENTSO-E by the EC. And demonstrate the FWGL is met. We d welcome views on whether it was helpful.
Next steps Analysis of responses begins late May 2012. Stakeholder workshop CACM Network on next Code steps July 2012 An update on progress & process Updating of the draft and internal approvals Summer 2012 Ongoing discussions with stakeholders, regulators and stakeholder group. Stakeholder Workshop 7 May 2012 Internal Approval of the network code late Summer Submission to ACER by 30 September 2012
What we ll deliver to ACER in September The final network code A document explaining the choices made An updated assessment against the FWGL Delivered to ACER for an opinion ACER will then have 3 months to provide an opinion on the network code to the Commission. And the Commission will consider that opinion and, if they re happy, start Comitology.
Thank you very much for your valuable contributions
Viranomaisen puheenvuoro Kapasiteetin jakamista ja siirtorajoitusten hallintaa koskeva verkkosääntö Ryhmäpäällikkö Antti Paananen Energiamarkkinavirasto Fingridin keskustelutilaisuus 8.5.2012
Sisältö 1. Tausta EU-tasoisille verkkosäännöille 2. Verkkosääntöjen valmisteluprosessi viranomaisen näkökulmasta 3. ACERin puiteohje kapasiteetin jakamisesta ja siirtorajoitusten hallinnasta 4. Valmistelussa olevat muut verkkosäännöt ja ohjeet
Miksi laaditaan EU-tasoisia verkkosääntöjä? EU:n asettamat energiatavoitteet Uusiutuvien energialähteiden lisääminen sähkön tuotannossa (20/20/20 tavoitteet) Riittävän toimitusvarmuustason saavuttaminen Energiasisämarkkinoiden edistäminen (erityisesti rajat ylittävässä sähkökaupassa) -> Tavoitteena luoda EU:n yhteiset sähkömarkkinat vuoteen 2014 mennessä Yhteiset verkkosäännöt ovat keskeisessä asemassa näiden tavoitteiden saavuttamiseksi Asetuksella 714/2009 säännellään verkkosääntöjen valmistelua
Vaatimuksia puiteohjeille ja verkkosäännöille ACERin laatimat puiteohjeet ovat ei-sitovia ja niiden tulee sisältää selkeät ja objektiiviset periaatteet verkkosääntöjen kehittämiseksi (art 6(2)) Puiteohjeiden on edistettävä syrjimättömyyttä, toimivaa kilpailua ja markkinoiden tehokasta toimintaa (art 6(2)) Verkkosäännöt laaditaan verkkoja koskevia rajat ylittäviä ja markkinaintegraatiota koskevia kysymyksiä varten (art 8(7)) Verkkosäännöt eivät rajoita jäsenvaltioiden oikeutta määritellä kansallisia verkkosääntöjä, jotka eivät vaikuta rajat ylittävään kauppaan (art 8(7))
Mistä aiheista verkkosääntöjä laaditaan? Art 8(6): verkkosääntöjen on katettava seuraavat alat, ottaen tarvittaessa huomioon alueelliset erityispiirteet: a) verkon varmuutta ja luotettavuutta koskevat säännöt, mukaan lukien teknistä siirron varakapasiteettia koskevat säännöt verkon käyttövarmuutta varten; b) verkkoon kytkemistä koskevat säännöt; c) kolmansien osapuolten verkkoon pääsyä koskevat säännöt; d) tietojen vaihtoa ja taseselvitystä koskevat säännöt; e) yhteen toimivuutta koskevat säännöt; f) toimintatavat hätätilanteissa; g) kapasiteetinjakoa ja ylikuormituksen hallintaa koskevat säännöt; h) kauppaa koskevat säännöt, jotka liittyvät verkkoon pääsyä koskevien palvelujen tekniseen ja operatiiviseen tarjoamiseen ja järjestelmän tasapainottamiseen; i) avoimuutta koskevat säännöt; j) tasehallintaa koskevat säännöt, mukaan lukien verkkoon liittyvät varavoimaa koskevat säännöt; k) yhdenmukaistettuja siirtotariffirakenteita koskevat säännöt, mukaan lukien säännöt sijaintia koskevista signaaleista ja korvauksista siirtoverkonhaltijoiden välillä; ja l) sähköverkkojen energiatehokkuus
Verkkosääntöjen valmisteluprosessi Stakeholder consultation EU Commission ENTSO-E 3-year Work Programme ACER Stakeholder workshops Request for FWGL Framework Guidelines (max 6 months) Stakeholder consultation & workshops Draft Network Code (max 12 months) Mandate letter Consultation Evaluation (max 3 months) Stakeholder consultation? Decision Comitology (+/- 1 year) Member states Legally binding Network Code Impact on national codes
Verkkosäännön valmisteluprosessi viranomaisten kannalta 1. Puiteohjeen valmistelussa ACER+regulaattorit määrittävät verkkosäännön periaatteet Ongelman määrittely, tavoitteiden asettaminen, eri politiikkavaihtoehtojen arviointi Initial Impact Assessment Puiteohjeessa määritetään selkeät ja objektiiviset periaatteet verkkosäännön kehittämiseksi Valmisteluprosessi sisältää konsultaation + keskusteluita sidosryhmien kanssa 2. Verkkosäännön evaluointi (ACER+regulaattorit) 3. Verkkosäännön käsittely komitologia-menettelyssä (jäsenvaltiot/ministeriöt) 4. Sitovan verkkosäännön noudattamisen valvonta kansallisesti (regulaattorit) Verkkosääntö voi myös sisältää tehtäviä viranomaisille
ACERin puiteohje kapasiteetin jakamisesta ja siirtorajoitusten hallinnasta Komissiolta 26.3.2010 ERGEG:lle virallinen pyyntö aloittaa puiteohjeen valmistelu ACERin puiteohje hyväksytty 29.7.2011 Puiteohje on saatavilla osoitteessa www.acer.europa.eu (>Activities >FG & code development >Electricity)
Puiteohjeessa esitetyt vaatimukset laadittavalle verkkosäännölle Kapasiteetin laskenta Rajakapasiteettien laskennassa käytettävä joko Flow-Based (FB) tai Available Transfer Capacity (ATC) menetelmää Laskentamenetelmän kuvaus julkaistava Laadittava yhteinen verkkomalli (Common grid model) Tarjousalueet Tarjousalueiden määrittelyssä otettava huomioon markkinoiden kokonaistehokkuus (mm. sosio-ekonominen hyvinvointi, kilpailutilanne, verkkorakenne, suunnitellut verkon vahvistamiset, vastakauppakustannukset) TSOt määrittävät tarjousalueet ja regulaattoreiden on hyväksyttävä ne Rajasiirtokapasiteetin rajoittaminen tarjousalueen sisäisten pullonkaulojen hallitsemiseksi ei ole hyväksyttyä
Puiteohjeessa esitetyt vaatimukset laadittavalle verkkosäännölle Pitkän aikavälin (LT) kapasiteetin jakaminen Käytettävissä olevat mallit ovat: finanssisiirto-oikeudet (FTR) tai fyysiset siirto-oikeudet sisältäen käytä-tai-myy ehdon (PTR with UIOSI), ellei rajan molemmilla puolilla ole käytettävissä muita riittävän likvidejä suojausmarkkinoita NordREG valmistelee kesäkuun loppuun mennessä esityksen ACERille, mitä mallia tulisi käyttää kapasiteetin jakamisessa Pohjoismaiden sisäisillä rajoilla sekä Pohjoismaiden ja Manner- Euroopan välisillä rajoilla Päivää edeltävän (DA) kapasiteetin jakaminen Mallina käytettävä implisiittistä huutokauppaa, jossa määräytyy samanaikaisesti sekä hinnat että volyymit (single price coupling) Jos siirtokapasiteetti alueiden välisen rajan yli ei riitä, alueiden välille syntyy hintaero Allokoitua rajasiirtokapasiteettia ei saa muuttaa kuin hätä- ja force majeure tilanteissa (firmness)
Puiteohjeessa esitetyt vaatimukset laadittavalle verkkosäännölle Päivän sisäinen (ID) kapasiteetin jakaminen Tavoitemallina jatkuva implisiittinen kauppa Harmonisoitu kauppojen sulkeutumisaika (gate closure time) Laadittava Euroopan laajuinen jaettu tilauskirja (shared orderbook) sekä kapasiteetin hallintamoduuli (capacity management module) Koordinoitu päivänsisäisen siirtokapasiteetin päivitys ja uudelleenlaskenta Eksplisiittinen pääsy päivänsisäiseen siirtokapasiteettiin on mahdollista hyväksyä vain siirtymäajaksi
ENTSO-E:n laatiman verkkosäännön evaluointi ACERin lausunto komissiolle 3 kuukauden kuluessa siitä, kun ENTSO-E on toimittanut verkkokoodin ACERille Sidosryhmien konsultaatiosta ei vielä päätöstä Evaluoinnissa tarkastellaan Vastaako verkkosääntö puiteohjeessa esitettyjä vaatimuksia Täyttääkö verkkosääntö tavoitteet: Toimitusvarmuuden säilyttäminen Sähkön sisämarkkinoiden ja rajat ylittävän kaupan toiminnan tukeminen Etujen tuominen asiakkaille Uusiutuvan sähkön tuotannon edistäminen Evaluoinnin perusteella ACER päättää, suositteleeko ACER komissiolle verkkosäännön hyväksymistä
Kysymyksiä liittyen ENTSO-E:n verkkosääntöluonnokseen Edistääkö sääntö kaikilta osin markkinakehitystä tehokkaampaan suuntaan ja tuoko se hyötyjä asiakkaille? Ovatko säännössä asetetut vaatimukset eri osapuolille riittävän symmetrisiä (regulaattorit, TSOt, pörssit, markkinaosapuolet)? Sisältyykö sääntöön riittävästi (alueellista) TSOiden välistä koordinointia vai onko jätetty asioita kansalliselle tasolle? Onko sääntö riittävän yksityiskohtainen? Sääntöluonnos sisältää useita asioita, joissa tarvitaan kansallisen regulaattorin hyväksyntä (lyhyellä aikataululla)
Puiteohjeiden ja verkkosääntöjen valmistelun priorisointi 12 aluetta (714/2009) Puiteohjeet ENTSO-E:n laatima verkkosääntö ACERin evaluointi Komitologia Prioriteettilistasta keskustelu sidosryhmien kanssa Firenze foorumissa Säännöllinen keskustelu EC / ACER (CEER) / ENTSO-E Tuloksena 3-vuoden työohjelma verkkokoodien valmistelulle Korkea prioriteetti: verkkokoodit, jotka on laadittava vuoteen 2014 mennessä (edellytyksenä EU:n yhteisille sähkömarkkinoille) Matala prioriteetti: aikataulu avoin Komissio järjestää vuosittain prioriteettilistasta konsultaation (http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/consultations/20120416_net work_codes_en.htm)
EC/ACER/ENTSO-E 3-vuoden työohjelma (tilanne 16.12.2011) Deliverable ENTSO-E Comito Scoping Phase ACER FG draft 2012 2013 2014 code drafting ACER 2011 evaluat logy Start End Start End Start End ion Start 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 Electricity Products/legislation relevant for effective implemention of the IEM FG on capacity allocation and congestion management Q1/11 Q2/11 NC on capacity allocation and congestion management 1 Q3/11 Q3/12 Q4/12 Q1/13 NC on forw ard markets 2 Q4/12 Q3/13 Q4/13 Q1/14 Regional progress, setup and testing (incl. AESAG process and Regional Initiatives Work Program) EC comitology guideline on governance 3 Q2/12 FG on grid connection 4 Q2/11 Q2/11 NC on grid connection 5 Q3/11 Q2/12 Q3/12 Q4/12 NC on DSO and industrial load connection Q1/12 Q4/12 Q1/13 Q2/13 FG on system operation 6 Q2/11 Q4/11 NC on operational security Q1/12 Q4/12 Q1/13 Q2/13 NC on operational planning and scheduling Q2/12 Q1/13 Q2/13 Q3/13 NC on load-frequency control and reserves Q3/12 Q2/13 Q3/13 Q4/13 NC on operational training NC on requirements and operational procedures in emergency FG on balancing Q3/11 Q4/11 Q1/12 Q2/12 NC on balancing 7 Q4/12 Q3/13 Q4/13 Q1/14 EC comitology guideline on transparency Q1/12 FG on Third Party Access Q3/12 Q4/12 Q1/13 Q2/13 NC on third party access NC on data exchange and settlement Possible Guidelines/FG on incentives to TSOs to increase crossborder Q3/11 Q1/12 Possible Guidelines on investment incentives to TSOs Q3/11 Q1/12 EC Comitology Guideline on tariffs Q3/11 Q1/12 LEGEND FG Framew ork Guideline Common scoping discussions ACER evaluation of NC NC Netw ork Code ENTSO- E w ork Comitology process (including EC input to Comitology) ACER w ork Preparatory work including codes consistency work ACER consultations ENTSO-E consultations
Tilanne muiden puiteohjeiden osalta Puiteohje verkkoon liittämisestä (FWGL on Electricity Grid Connections) ACER hyväksynyt puiteohjeen 20.7.2011 Puiteohje järjestelmän käytöstä (FWGL on System Operation) ACER hyväksynyt puiteohjeen 2.12.2011 Puiteohje tasehallinnasta (FWGL on Balancing) Luonnos puiteohjeesta on parhaillaan konsultaatiossa 25.6.2012 klo 12.00 (CET) saakka; puiteohje hyväksyttäneen syyskuussa Puiteohje kolmansien osapuolten verkkoon pääsystä (FWGL on Third Party Access) Käynnistyy mahdollisesti loppuvuodesta 2012, puiteohje annettaneen 2013 Komission suuntaviivat hallinnoinnista (EC guideline governance of day-ahead market coupling) Luonnos ollut konsultaatiossa alkuvuonna, komitologiaan arviolta 2013 Komission suuntaviivat läpinäkyvyydestä (EC guideline of Enhanced data transparency on electricity market fundamentals) Luonnos ollut konsultaatiossa 2011, komitologiaan arviolta 2012
Ennakoivaa energiamarkkinoiden valvontaa Aktiivista markkinoiden edistämistä Asiantuntevaa palvelua Kiitos mielenkiinnostanne! Ryhmäpäällikkö Antti Paananen, puh. 010 6050 013 www.energiamarkkinavirasto.fi www.acer.europa.eu http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/index_en.htm
Keskustelutilaisuus ENTSO-E siirtojen hallinnan verkkosääntö Ritva Hirvonen, Fingrid Oyj 8.5.2012
Markkinoihin liittyvät verkkosäännöt taustaa... Eurooppa-neuvoston päätös 4.2.2011: täysin toimivat sähkön sisämarkkinat vuonna 2014 Verkkosääntöjen avulla viedään siirtorajoitusten hallinnan eurooppalainen tavoitemalli lainsäädäntöön
Eurooppalainen siirtojen hallinnan tavoitemalli Kapasiteetin laskentamenetelmä Siirtoihin perustuva laskenta Koordinoitu nettosiirtokapasiteetti Kapasiteetin jakomenettely Implisiittinen huutokauppa Hintakytkentä (Jatkuva) implisiittinen huutokauppa Fyysiset siirtooikeudet ja/tai finanssisiirtooikeudet Kantaverkkoyhtiöiden yhteinen tarjouskäyrä Aikaväli Pitemmän aikavälin markkinat Päivän sisäiset markkinat Vuorokausimarkkinat Tasehallinta
Kapasiteetin jakamisen ja siirtojen hallinnan verkkosääntöluonnoksen pääsisältö ("CACM-koodi") CH1: Kapasiteetin laskenta CH 2: Tarjousalueet CH3: Vuorokausimarkkinat CH4: Päivänsisäiset markkinat CH 5: Kauppojen selvittäminen CH 6: Kapasiteetin sitovuus, CH 7: pullonkaulatulojen jakaminen, CH 8: kustannusten perintä
Kapasiteetin laskenta CH1: Kapasiteetin laskenta CH 2: Tarjousalueet CH3: Vuorokausimarkkinat CH4: Päivänsisäiset markkinat CH 5: Kauppojen selvittäminen CH 6: Kapasiteetin sitovuus, CH 7: pullonkaulatulojen jakaminen, CH 8: kustannusten perintä
Kapasiteetin laskenta - sisältö Yleiset vaatimukset Laskentaan liittyvät toiminnat European Merging Function Regional Coordinated Capacity Calculator Laskentaan liittyvät tavoitteet Laskennan aikaväli Laskenta-alueiden määrittäminen ja muuttaminen Laskentametodologiaan liittyvät syöttötiedot Vaadittavien tietojen määrittämismetodologia ja muuttaminen RM metodologian ja RM:n suuruuden määrittäminen Käyttövarmuuteen liittyvät rajat TSO:n verkkomalli data ja siihen tehtävät muutokset skenaariot Korjaavat toimenpiteet laskennan aikana Vastakauppa ja redispatching
RM:n määrittämisen perusolettamukset Frequency regulation deviations Uncertainties linked to the hypotheses in the base case Emergency contracts The RM does not end up in the sum of the 4 elements! Inaccuracies of data collection & measurement RM RM value is assessed using statistical description of deviations, and a risk level (see slide 5)
Teknisen siirtokapasiteetin (TTC) laskenta Additional commercial crossborder exchange possibilities without violating the grid security limits Base case hypothesis on the cross-border commercial exchanges TTC: Total Transfer Capacity NTC: Net Transfer Capacity TRM: Transmission Reliability Margin Long Term nominated capacity
Kapasiteetin laskenta - sisältö Laskentamenetelmät FB tai koordinoitu NTC Laskentametodologia ja muutokset siihen Kapasiteetin jakaminen eri yhteyksille Laskentaprosessi CGM:n muodostaminen Alueellinen kapasiteetin laskenta Tulosten vahvistaminen Exchange(A>C) Working point of CGM 400 300 200 100 0-400 -300-200 -100 0 100 200 300 400-100 -200-300 -400 NTC A to C NTC A to B
Laskentamenetelmien vertailua Expression of In NTC model In Flow-Based model the limitations due to the grid the maximal capacity the security margin the available capacity Trade between two neighbouring hubs Total Transfer Capacity (TTC) Transmission Reliability Margin (TRM) Net Transfer Capacity (NTC) Physical flow on a critical branch Maximum physical flow (Fmax) Flow Reliability Margin (FRM) Physical margin (Fmax Fref FRM) Where Fref si the flow resulting from the base case, taking into account LT Nominations
Kapasiteetin laskenta - prosessi TSO A TSO B TSO C TSO D Oma verkkomalli Oma verkkomalli Oma verkkomalli Oma verkkomalli Yhteinen verkkomalli (CGM) Keskitetty toiminto Kapasiteetin laskenta Kapasiteetin laskenta Alueellinen toiminto Vahvistus Vahvistus Vahvistus Vahvistus Kapasiteetin jakaminen Kapasiteetin jakaminen Alueellinen toiminto
Tarjousalueet CH1: Kapasiteetin laskenta CH 2: Tarjousalueet CH3: Vuorokausimarkkinat CH4: Päivänsisäiset markkinat CH 5: Kauppojen selvittäminen CH 6: Kapasiteetin sitovuus, CH 7: pullonkaulatulojen jakaminen, CH 8: kustannusten perintä
Tarjousalueet periaatteet ja arviointikriteerit Tarjousalueiden määrittäminen promotes efficient congestion management and secure network operation within and between Bidding Zones; enhances Social Welfare; reflects structural congestion in the European network; adequately takes into account adverse effects of internal transactions on other Bidding Zones; is consistent for all Capacity Calculation Timeframes; and ensures that each generation and load unit shall belong to only one Bidding Zone for each Market Time Period. Arviointikriteerit the ability of Bidding Zone configuration to ensure operational security and security of supply; the need to ensure that the market outcome is feasible without extensive or inefficient corrective measures; the location and frequency of congestion, provided that: Structural congestions influence the delimitation of bidding zones; and Bidding Zones recognise that ongoing investment may relieve existing congestions. any adverse effects of internal transactions on other Bidding Zones; the size of uncertainties in Cross Zonal Capacity Calculation; market efficiency, assessed in terms of economic surplus as defined by allocation algorithms, firmness costs in accordance with Article 93, market liquidity, competition and the correctness of price signals; and the impact on the operation and efficiency of balancing mechanisms and imbalance settlement processes.
Joka toinen vuosi laadittava raportti tarjousalueista TSOs TSO / relevant TSOs NRA / relevant NRAs ACER PXs/MPs Data to biennial analysis Data to analysis Prepare technical biennial analysis of current zones in term of congestion location + other technical issues related to zones Prepare biennial analysis of current zones in term of market efficiency (liquidity, welfare, competition, efficient prices) Send technical biennial analysis of current zones Send maket efficiency biennial analysis of current zones To be used in case of new zone delimitation process Evaluate biennial reports Evaluate biennial reports Adopt possible measures
Alueellinen prosessi tarjousalueiden määrittämiseksi TSOs TSO / relevant TSOs NRA / relevant NRAs ACER PXs / MPs Identified problems in technical biennial report of current zones Initiation criteria fulfilled for zone analysis Identified problems and opportunities in biennial reports of current zones (either market or technical analysis) Analysis of new zone configuration (based on technical and market analysis) Data & Consultation Proposal of new zone configuration Assessment against defined criteria Consultation Maintain present zone configuration Approval of new zone configuration Implementation of new zone configuration
Vuorokausimarkkinat CH1: Kapasiteetin laskenta CH 2: Tarjousalueet CH3: Vuorokausimarkkinat CH4: Päivänsisäiset markkinat CH 5: Kauppojen selvittäminen CH 6: Kapasiteetin sitovuus, CH 7: pullonkaulatulojen jakaminen, CH 8: kustannusten perintä
Vuorokausimarkkinat - sisältö Toiminnat ja vastuut toiminnat ja vastuut viranomaishyväksynnät Hintakytkentäalgoritmi tavoitteet algoritmin kehittäminen ja muuttaminen lähtötiedot ja tulokset tarjousten formaatti tarjottavat tuotteet toteutuneiden siirtojen laskentamenetelmä ja menetelmän muuttaminen varasuunnitelma (fallback) Prosessi lähtötiedon toimittaminen markkinan avautuminen ja sulkeutuminen tulosten valmistuminen toteutuneiden siirtojen laskenta varasuunnitelman käyttöönotto markkinatiedon julkaiseminen
Hintakytkentäalgoritmi - tavoitteet maximises economic surplus for price coupled region for the subsequent trading day respects cross zonal capacities respects network constraints results have to be available at a certain predefined time while orders may be treated different for economically justifiable reasons there should be no undue discrimination between them. Inhomogeneous treatment might e.g. result from accepting multi-hour orders ( block bids ). While the acceptance of such orders may seem to be economically inappropriate for certain individual hours it can still maximize the overall economic surplus over the entire day. Cross zonal capacities Price coupling algorithm Results
Vuorokausimarkkinat - prosessikaavio Kapasiteetin laskenta aluehinnat, vahvistetut rajasiirrot siirtokapasiteetit Koordinoitu Koordinoitu siirtojen ja siirtojen hintojen ja laskenta hintojen laskenta - Algoritmi - Algoritmi tarjouskirjat Paikalliset markkinat aluehinnat, ali/ylijäämä aluehinnat, ali/ylijäämä Pullonkaulatulot Rajasiirrot
Vuorokausimarkkinat prosessi ja aikataulut t Timeframe: Long-Term Market Participants PXs (MO) TSOs (SO) 11.00 a.m. CET 12.00 a.m. CET Timeframe: Day Ahead GCT Pre-Coupling Coupling Post-Coupling Orders Matched Orders (< 12.10 a.m. CET) Order Books CCP (single) MCO Price Coupling Algorithm Cross Zonal Capacity Coord. Capac. Calculator/s Sched. Exch. Calculator/s CZ Scheduling Agent/s Shipping Agent/s Fallback/s Cong. Inc. Distributor/s Timeframe: Intraday Publication of Market Information Market Inform. Aggregator
Päivän sisäiset markkinat CH1: Kapasiteetin laskenta CH 2: Tarjousalueet CH3: Vuorokausimarkkinat CH4: Päivänsisäiset markkinat CH 5: Kauppojen selvittäminen CH 6: Kapasiteetin sitovuus, CH 7: pullonkaulatulojen jakaminen, CH 8: kustannusten perintä
Päivän sisäiset markkinat - sisältö Toiminnat ja vastuut toiminnat ja vastuut viranomaishyväksynnät Tavoitteet, toiminta ja tulokset tavoitteet algoritmin kehittäminen ja muuttaminen tulokset tarjottavat tuotteet Prosessi kapasiteetti ja verkon rajoitukset markkinan avautuminen ja sulkeutuminen tulosten valmistuminen toteutuneiden siirtojen laskenta markkinatiedon julkaiseminen täydentävät alueelliset markkinat kapasiteetin hinnoittelu
Päivänsisäiset markkinat - prosessikaavio käytettävissä oleva siirtokapasiteetti tarjoukset Kapasiteetin laskenta siirtokapasiteetit Kapasiteetin hallintamoduuli (CMM) single interface Koordinoitu siirtojen ja hintojen Jaettu laskenta tarjouskirja - (SOB) Algoritmi Paikalliset markkinat Jaettu siirtokapasiteetti hinta, määrä
Päivänsisäiset markkinat prosessi ja aikataulut t Timeframe: Day Ahead Market Participants PXs (MO) TSOs (SO) Timeframe: Intraday Pre-Coupling MCO (Updated) Cross Zonal Capacity Coord. Capac. Calculator/s Gate Closure Time Orders Order Books Matching Algorithm SOB + CMM Sched. Exch. Calculator/s Max. 1h Post-Coupling Matched Orders CCP CZ Scheduling Agent/s Shipping Agent/s Publication of Market Information Cong. Inc. Distributor/s Timeframe: Balancing
Kauppojen selvittäminen, kapasiteetin sitovuus, pullonkaulatulojen jalaminen ja kustannusten perintä CH1: Kapasiteetin laskenta CH 2: Tarjousalueet CH3: Vuorokausimarkkinat CH4: Päivänsisäiset markkinat CH 5: Kauppojen selvittäminen CH 6: Kapasiteetin sitovuus, CH 7: pullonkaulatulojen jakaminen, CH 8: kustannusten perintä
Kauppojen selvittäminen Toiminnat ja vastuut Tavoitteet Selvittäminen markkinatoimijoiden osalta Tarjousalueiden välillä tapahtuva selvittäminen Pullonkaulatulojen jakaminen
Kapasiteetin sitovuus Vuorokausimarkkinan deadline ja sen muuttaminen Viimeistään 30 minuuttua ennen DA-GCT Kapasiteetin ja verkkorajoitusten sitovuus Sitovat arvot GCT:n jälkeen Päivän sisäisen markkinan sitovuus Sitovat kapasiteettiarvot kapasiteetin allokoinnin jälkeen Sitovuus force majeure ja emergency tilanteissa Mahdollisuus rajoittaa allokoitua kapasiteettia kun kaikki muut keinot on käytetty Näissä tilanteissa CCP:lle tai SA:lle ei saa syntyä taloudellisia seuraamuksia
Pullonkaulatulojen jakaminen Jakomenettelyn käyttöönotto ja menettelyyn tehtävät muutokset The methodology(ies) developed pursuant to paragraph 1 shall: a) facilitate the efficient long-term operation and development of the pan-european electricity transmission network and the efficient operation of the pan-european electricity market; b) facilitate the achievement of the general principles of congestion management as specified in Article 16 of Regulation 714/2009; c) allow for reasonable financial planning; d) be compatible across timeframes; and e) respect the principle of transparency.
Kustannusten perintä Markkinakytkentäalgoritmin käyttöönotto ja muutokset algoritmiin Market Coupling Operator (tai System Operator, jos NRA hyväksyy) Vuorokausimarkkinoiden ja päivänsisäisten markkinoiden ylläpitäminen Market Operator Koordinoidun kapasiteetinlaskennan käyttöönotto ja ylläpitäminen System Operator Kauppojen selvittäminen Central Counter Party / fee Kapasiteetin varmistamisen (firmness) kustannukset Kapasiteetin laskennassa käytettävien kalliiden korjaavien toimenpiteiden (costly remedial actions) kustannukset
Liityntä muihin verkkosääntöihin ja suuntaviivoihin Hallintosuuntaviivat Läpinäkyvyyssuuntaviivat Kapasiteetin jakaminen ja siirtojen hallinta Verkon käytön säännöt Pitkän aikavälin siirtotuotteet Tasehallinta
60 Kapasiteetin jakaminen ja siirtojen hallinta verkkosääntöluonnos mikä muuttuu Suomessa? Kapasiteetin laskenta yhteinen eurooppalainen verkkomalli ja alueellinen kapasiteetin laskenta Vuorokausimarkkinat laskenta-algoritmi muuttuu DC siirtoyhteyksien häviöt tulossa mukaan laskentaan Päivän sisäiset markkinat Elbas-tyyppinen jatkuva markkina uutta on hinta kapasiteetille, menetelmä edellyttää regulaattorin hyväksyntää Tarjousalueet Alueellinen määrittäminen Pohjoismaisen mallin pääperiaatteet käyttöön Euroopassa
Kapasiteetin jakamisen ja siirtojen hallinnan verkkosäännön jatkoaikataulu Julkinen kuuleminen 23.3 25.5.2012 ENTSO-E viimeistelee verkkosäännön saadun kuulemispalautteen perusteella (kesäkuu elokuu) ENTSO-E hyväksyntä ja lähettäminen ACER:lle 30.9 mennessä Luonnoksen laadinta Julkinen kuuleminen Viimeistely Hyväksyntä
Fingrid välittää. Varmasti.
Nord Pool Spot s preliminary comments to CACM Network Code 8 May 2012
About this document Nord Pool Spot welcomes the European efforts to unify the power markets While Nord Pool Spot will deliver our final comments to the Network Code on Capacity Allocation and Congestion Management by 23 rd May 2012, this document describes our preliminary views The following slides describe the main areas Nord Pool Spot proposes to change in the Network Code In addition to TSO co-operation, Nord Pool Spot also works with Europex for commenting on CACM 64 / Nord Pool Spot 2012
General comment on the scope It is expected that the Network codes should consider transmission system operation and grid access Especially, CACM should be limited to enhancing cross-border management, not to be expanded beyond that goal. For example: Current version overlaps with the Governance Guideline Article 87-92 on cost sharing are not in scope of the Framework Guidelines applicable for CACM The amount of details should be kept at minimum in order to avoid inflexibility 65 / Nord Pool Spot 2012
Firmness of capacity Nord Pool Spot believes that there should be no reasons to change the allocated capacities, not even in force majeure situations Changing the allocated capacities would affect concluded exchange trades If firmness of contracts would not be guaranteed, the exchange might be forced to trade in its own market, which could compromise market integrity Grid management should be based on other principles than altering trades made in the exchange 66 / Nord Pool Spot 2012
Roles for Market Coupling Nord Pool Spot believes there should be multiple Market Coupling Operators Currently, the CACM Network Code proposes a role definition with a single Market coupling operator Reasons for having multiple Market Coupling Operators Continue to enable local service and high service quality to local market participants Preserve the separation of tasks between TSOs and power exchanges We further believe this definition should be decided in the work on the Governance Guideline 67 / Nord Pool Spot 2012
Explicit capacities on intraday Nord Pool Spot believes there should be no capacities reserved for explicit capacity auction in the intraday market No participant should be able to reserve the intraday capacity for own purposes, rather the capacity should be available to the whole market We further believe there should not even be an interim solution with explicit access 68 / Nord Pool Spot 2012
Pricing of intraday capacity Nord Pool Spot believes there should be no cost for capacity in the intraday trading Any such change would be a barrier for trading We recognize that in the day-ahead auction market, there can be different price areas (which equals to pricing of congestion), but the same principle should not be applied to the continuous intraday market 69 / Nord Pool Spot 2012
Loss factors in cross-border trades Nord Pool Spot believes the pricing of transmission losses should not be transferred to the exchange trades, rather losses should continue to be covered by the TSO tariffs Introducing loss factors into DC links would create artificial price differences, and would also push the flows towards AC links In Finland, this would further strain the North-South link 70 / Nord Pool Spot 2012
Algorithm and time span Articles 44-46 and 61-63 imply that the algorithm development would be started from scratch Nord Pool Spot believes the currently available work on Price Coupling of Regions should be considered Article 48 defines a requirement to support parts of an hour. This would be a major change in market design. 71 / Nord Pool Spot 2012
Market Information Aggregator Nord Pool Spot believes the role of Market Information Aggregator is not needed This is because Power exchanges already (and once PCR is launched will continue in a coordinated manner) publish: Day Ahead Implicit Auction results efficiently Intra Day market results fundamental power system data "UMMs" or similar etc 72 / Nord Pool Spot 2012
Network Code on Capacity Allocation and Congestion Management Keskustelutilaisuus 8.5.
Markkinatoimijoiden odotukset verkkosäännöltä Vahva markkinaintegraation edistäjä Tukee markkinoiden toimintaa Ei lisää byrokratiaa tai markkinatoimijoihin kohdistuvia velvoitteita Läpinäkyvät ja markkinatoimijat huomioivat toimintamallit
Vahva markkinaintegraation edistäjä + Yhteiset markkinamekanismit rajat ylittävälle D-A- ja I-Dkaupalle (luvut 3 ja 4) + Rajakustannushinnoittelu tuotannolle ja kulutukselle (art. 43) + Siirtokapasiteetin markkinaehtoinen jako, lähtökohtana luopuminen eksplisiittisestä kapasiteetin jaosta (art. 2: Allocation/Capacity Allocation, art. 61) + Yhteiset periaatteet tarjousalueiden välisen siirtokapasiteetin laskennalle (luku 1) + Tavoitteena edistää yhteiskunnallista hyvinvointia optimoimalla markkinoille tarjottavan siirtokapasiteetin määrä Paremmin kuitenkin, jos markkinoille tarjottava siirtokapasiteetti maksimoitaisiin
Vahva markkinaintegraation edistäjä Siirtokapasiteetin rajoittaminen tuotantoreservisyistä (art. 15) Siirtokapasiteettia tukevien toimenpiteiden rajoittaminen non-costly -toimenpiteisiin (art. 21 ja whereas (19)) TSOiden kustannusriskien ottaminen osaksi varmuusmarginaalia (art. 14) Mahdollistaa hintaerojen luominen tarjousalueiden välille art. 43, 1.(c): price coupling algorithm respects Network Constraints Ehdotus kustannuskomponentin lisäämisestä I-D-laskentaalgoritmiin (art.72)
Tukee markkinoiden toimintaa + Tarjousalueiden määrittelyssä tulee huomioida kokonaishyvinvointi (artikla 33) + Joka toinen vuosi tehtävä teknisen raportin lisäksi markkinavaikutus-raportti tarjousalueista Tarjousaluemäärittelyssä markkinan tarpeet osin sivuutettu (mm. vähittäismarkkinoiden ja johdannaismarkkinoiden toimintaedellytykset) (luku 2, mm. artiklat 33 ja 36) Verkkosääntö mahdollistamassa nopeat muutokset melko kevyesti (art.38) Verkkosääntö ei velvoita huomioimaan suunniteltuja verkkoinvestointeja, vaikka tarjousaluejaot vaikuttavat pitkälle tulevaisuuteen (art. 34)
Ei lisää byrokratiaa tai markkinatoimijoihin kohdistuvia velvoitteita + Selvät vastuutukset eri toimijoille (esim. art. 39) Avoin valtakirja edellyttää markkinatoimijoilta erityyppisiä tietoa, mukaanlukien luottamuksellisia kaupallisia tietoja (art. 16)
Läpinäkyvät ja markkinatoimijat huomioivat toimintamallit + Selvät vastuutukset eri toimijoille (esim. art. 39) + Määritelty raportointivelvoitteet mm. tarjousaluejaosta ja kapasiteetinlaskennasta sekä verkon pullonkauloista Avoin valtakirja edellyttää markkinatoimijoilta erityyppisiä tietoa, mukaanlukien luottamuksellisia kaupallisia tietoja (art. 16) Markkinatoimijoiden huomioimista päätöksenteossa ei eksplisiittisesti mainittu monessakaan kohtaan Ei ohjeistusta pullonkaulatulojen käytöstä
Kysymyksiä Miten verkkosäännön yhteensopivuus varmistetaan myöhemmin valmisteluun tulevien verkkosääntöjen kanssa? Miten verkkosääntöä voidaan tarvittaessa päivittää? Kansallisten regulaattoreiden päätöksiin pohjautuva toimintamalli, miten prosessin nopeus ja viranomaisten resurssit laajempia, useita maita koskevissa prosesseissa? Kommentti: ENTSO-E:n kommentointityökalu on raskas ja rajoittava
Definition of Code: A systematic and comprehensive compilation of laws, rules, or regulations that are consolidated and classified according to subject matter ENTSOE Draft Code on CACM Methodology to CC (Art. 24): Each SO shall submit.. to NRAs Remedial Actions (Art 21): Each SO shall define Common Grid model (Art. 19): SOs shall produce a set of scenarios, common rules Information to submit to TSOs (Art. 16): SOs shall propose a list to the NRAs Pricing ID Capacity (Art. 72): the methodology shall be develop and approved by NRAs
Arts. 41, 44. Development the Price Coupling Algorithm Art. 60., 62. Development Continuous Matching Algorithm SOs, market participant s requirement s consultatio n MC O MCO proposal Agreed proposa l SO consultatio n NRA Description of a process to find out the provisions of the PCA and ID Continuous Matching Algorithm Such processes are supposed to be now in place The code was supposed to define clear rules on how to operate the algorithms
The draft document is not a code but guidelines that describe processes The processes envisaged are not in line with the objectives prescribed in the Third Energy Package Lack of pan-european view National consultations and National approval by the NRAs the role of the Agency is out of the picture Lack of transparency. Markets participants should be more transparently aware of TSOs operational decisions Clarification on which type of information will be disclosed to market parties
Comments to the Draft Network Code on Capacity Allocation and Congestion Management ( NC CACM, 23rd March 2012) 84 27 April 2012 Pekka Vile
Summary of main comments to draft NC CACM Capacity calculation should maximise social welfare, with TSOs contracting reserves in advance and using remedial measures as long as giving positive welfare gain Data provision required from generation and load units for the grid model should not include confidential economic data, as this does not remove other uncertainties (weather, failures, gas spot price etc.) and as TSOs are also market counterparties in buying regulating power and in procuring grid losses Bidding zone definition should take into accont market efficiency and credibility, considering the forward and retail market effects as well. This should favour larger, also cross-border bidding zones. The effects of both ongoing and planned grid investment should be taken into account in the zone definition. Day-ahead and intraday coupling shall always result in price convergence without additional cost components when the interconnection capacity is not congested Through Nordenergi, the Nordic electricity associations are also preparing comments to the draft NC CACM. Fortum agrees with those partly more detailed comments as well. 85 27 April 2012 Pekka Vile
86 Main comments and proposed changes 1 (4) Capacity calculation should maximise social welfare, with TSOs contracting reserves in advance and using remedial measures as long as giving positive welfare gain Article Initial text Proposed text Justification Art. 2, Capacity Calculation Process Art. 2, Social Welfare in line with operational security - Tariff customers - As different groups - Market Participants 27 April 2012 Pekka Vile in line with operational security and maximisation of the available capacity - Market Participants - Other electricity users and generators TSOs should use all measures with positive Social Welfare Welfare calculation should not discriminate between any sectors Art. 7, 1.(b) optimise maximise In line with the FG Art.12, 1 & Art. 25. 1 Art. 15, 1.(d) and similar at Whereas (17) Art, 21, 2. & Whereas(19) Only System Operators generation limits ensuring adequate availability of generation reserves to meet the requirements for operational security...non Costly Remedial Actions System Operators and National Regulatory Authorities primary regulation limits enabling the use of common primary regulation resources within each synchronous area Non Costly Remedial Actions, and Costly Remedial Actions when increasing Social Welfare, NRA should have right to propose changes TSOs should not limit cross-border capacity due to balancing needs, but should contract reserves before the D/A market TSOs shall maximise Social Welfare also when this causes costs to TSOs
87 Main comments and proposed changes 2 (4) Data provision required from generation and load units for the grid model should not include confidential economic data, as this does not remove other uncertainties (weather, failures, gas spot price etc.) and as TSOs are also market counterparties in buying regulating power during the operational phase and in procuring grid losses Article Initial text Proposed text Justification Wherea s (18) Art. 16, 1.(b) Art. 16, 1. include at least technical, availability and scheduling data and information This information shall include, but not be limited to - scheduling of generation units - price estimation principles of and nondiscrimination. 27 April 2012 Pekka Vile include technical, availability and fuel type data This information shall be limited to - scheduling of generation units at nomination deadline - fuel type principles of, non-discrimination and market competition. TSOs can adequately model the system using general plant data and realised outcomes The Network Code must clearly define what information is needed. No advance estimates should be required as TSOs are commercial market counterparties to generators in buying regulating power and in procuring grid losses. With TSOs acting in the balancing market, competition should not be distorted by commercial data disclosure
Main comments and proposed changes 3 (4) Bidding zone definition should take into accont market efficiency and credibility, considering the forward and retail market effects as well. This should favour larger, also cross-border bidding zones. The effects of both ongoing and planned grid investment should be taken into account in the zone definition. Article Initial text Proposed text Justification Whereas (24) Art. 33, 1.(b) Art. 34, 2.(c) secure grid operation and overall market efficiency. Enhances Social Welfare ongoing investments secure grid operation, competition in forward and retail markets, and overall market efficiency and credibility. Enhances Social Welfare and market efficiency, including liquid forward markets and competitive retail markets ongoing and planned investments Bidding zone definition should consider all market segments and consumer benefits Bidding zones should be large enough to facilitate adequate liquidity and competition in all market segments Larger bidding zones are possible with planned grid investments 88 27 April 2012 Pekka Vile
Main comments and proposed changes 4 (4) Day-ahead and intraday coupling shall always result in price convergence without additional cost components when the interconnection capacity is not congested Article Initial text Proposed text Justification Art. 43, 1.(c) Art. 72, 1. respects Network Constraints Intraday Cross Zonal Capacity shall be priced respects Network Contraints, while covering the costs of transmission losses through TSO tariffs and not through the market coupling algorithm Intraday Cross Zonal Capacity can be priced only when approved by the concerned National Regulatory Authorities in consultation with Market Participants All transmission lines should be equally available for market coupling without transmission losses causing price differences in the market outcome between different zones Intraday capacity should normally not be priced in any situation, as continuous trading rules can be set to solve possible transient congestions 89 27 April 2012 Pekka Vile