Network Code on Capacity Allocation and Congestion Management NC CACM

Network Code on Capacity Allocation and Congestion Management NC CACM Výpočet přeshraničních kapacit

Pavel Vágner Odbor Systémové analýzy

Cíle NC CACM  Zajistit efektivní soutěž výrobců, obchodníků a dodavatelů elektřiny  Zajistit optimální využití přenosové infrastruktury  Zajistit bezpečnost provozu  Optimalizovat výpočet a alokaci přeshraničních kapacit, zajistit k nim nediskriminační přístup  Zajistit transparentnost a spolehlivost informací  Přispívat k efektivnímu dlouhodobému provozování a výstavby evropských přenosových soustav a energetického sektoru  Respektovat potřebu férové a řádné tržní a cenové formace

Struktura kodexu – výpočet kapacit Obecné požadavky Časový rámec výpočtu kapacit (13)

Metodika výpočtu kapacit

Regiony pro výpočet kapacit (14)

Společný model sítě Data výroba a zatížení (16)

Metodika vytváření CGM (18)

Reporty Scénáře (20)

Individuální model sítě (21)

Nabídkové zóny Revize nastavení nabídkových zón (37)

Kritéria pro odhad alternativního efektivního nastavení BZ (38)

Tříletý posudek současného nastavení BZ (39)

Tříletý technický report (40)

Dvouletý report o výpočtu a přidělování kapacit (36)

Metodika výpočtu kapacit (22)

Reliability Margin (25)

Provozní bezpečnostní limity, kontingence a omezení (27)

Generation shift keys (29)

Nápravná opatření ve výpočtu kapacit (30)

Validace přeshraniční kapacity (31)

Proces výpočtu kapacit Obecná ustanovení (32)

Vytváření společného modelu sítě (33)

Regionální výpočet přeshraničních kapacit (34)

Validace a zasílání přeshraničních kapacit (35)

Časový rámec výpočtu kapacit - čl. 13

D-2

D-1

Day-ahead Aktualizace pro DA nesmí začít dříve než v 15:00 v D-2 Výpočet přeshraniční kapacity pro každý obchodní interval

ID Intra-day Každý PPS zajistí, že dojde k aktualizaci vypočtených hodnot dle aktuálních informací pro každý obchodní interval ID s ohledem na efektivitu a provozní bezpečnost

Definice regionů pro výpočet kapacit - čl. 14  Návrh regionů má být založen na cílech tohoto nařízení (čl. 4)  Dnes jednotlivé regiony určeny Nařízením EU č. 714/2009  Každá hranice nabídkové zóny má připadnout do jednoho regionu výpočtu kapacit  CC regiony používající FB mají být spojeny do jednoho regionu pokud: – jsou vzájemně propojeny – patří do stejného DA nebo ID couplingu – je efektivnější

UK, IR, FR

NE Baltic

NWE

CEE

Italy SWE

Regiony pro výpočet kapacit

CEE

NWE

CH RO

HR IT SWE

HR, RO, BG a GR mají implementovat FB pokud: - 2/3 jsou propojeny z členskými státy - mají dohodu s unii - účastní se DA MC

BH SRB MNE MA AL

BG

GR

NTC

6zx

Proces stanovování kapacit

Data Výpočet kapacit

Validace Alokace

Data - společný model sítě (CGM) Článek 16

Výroba

Článek 21

Článek 18,33

IGM Individual Grid Model

CGM Common Grid Model

topologie sítě

zatížení

Data - výroba a zatížení  Určení zdrojů/zatížení pro výpočet kapacit  Informace G/L, které jsou potřebné pro výpočet kapacit: – – – –

technická data; disponibilita; plán výroby; Relevantní informace vztahující se k nasazení generátorů

 ENTSO-E po potvrzení NRA zveřejní: – Seznam jednotek, které budou muset poskytnout data; – Seznam požadovaných informací; – Časový plán o předávání informací.

Data - Individuální model sítě (IGM)  Pro každý obchodní interval samostatný scénář (zvlášť DA a ID)

 IGM reprezentuje nejlepší možnou předpověď stavu sítě pro daný okamžik pro který je model vytvořen  IGM pokrývá relevantní prvky sítě v PS (min 400 a 220kV)  Každé TSO musí poskytnout IGM respektující pravidla definovaná v Art 20 (3)  V případě potřeby TSO poskytnou data pro výpočet napěťové a dynamické stability.

Data - společný model sítě (CGM)  Minimální požadavky na společný model sítě podle síťového kodexu CACM: – Definice scénářů v souladu s článkem 20 (Scénáře) – Definice individuálních modelů sítě v souladu s článkem 21 (Individuální model sítě) – Popis procesu spojování individuálních modelů do společného modelu

Výpočet kapacit - metodiky - (1)

Oper. Security Limits and CNE

Generation Shift Keys

Capacity calculation

Reliability Margin

Allocation Constraints

Remedial Actions

NC CACM

NC OPS

Výpočet kapacit - metodiky (2)

Reliability Margin

•1) PPS odhadne pravděpodobnost rozdělení odchylky mezi očekávanými toky elektřiny v době výpočtu kapacit a toky v reálném čase

Generation Shift Keys

•Všichni PPS ve všech BZ vytvoří jeden společný GSK pro každý scénář v souladu s článkem 20

Operational Security Limit

Remedial Actions

•2) RM se vypočte odvozením hodnoty z pravděpodobnostního rozdělení

•GSK reprezentuje nejlepší možnou prognózu změny v Net Position nabídkové zóny do konkrétní změny výroby nebo zatížení v CGM

•Každý PPS využije definice z NC on Operational Security •Stanovení omezení může být použito: •Omezení potřebné k udržení PS v rámci bezpečnostních limitů •Omezení, která mají zvýšit hospodářský užitek pro DA nebo ID

•Každý PS definuje RA, která budou využita při výpočtu kapacit a spolu s RM zajistí provozní bezpečnost •Více PPS může brát do úvahy dostupné RA v regionu, kde se kapacity počítají

Výpočet kapacit - detailní popis metodiky  Matematický popis použitého přístupu CC (NTC/FB) + vstupy  Pravidla pro zamezení nediskriminačního přístupu mezi vnitřními a přeshraničními výměnami  Pravidla, kde aplikovatelné, pro zohlednění již přidělených kapacit  Pravidla pro užití nápravných opatření v rámci CC  V případě užití FB matematický popis výpočtu PTDF a AMF na CBCOs  V případě užití NTC pravidla výpočtu kapacit, včetně dělení mezi jednotlivé profily  Pravidla pro rozdělení volné kapacity na kritickém prvku v případě ovlivnění ostatními CC regiony

Pravidelný reporting výpočtu a alokace kapacit

Použitý přístup výpočtu kapacit

Doporučení pro další vývoj DA a ID couplingu

Ukazatele efektivnosti DA a ID couplingu

Statistické ukazatele o RM

Statistické ukazatele o XB kapacitách

Kvalitativní indikátory

Report (každé dva roky)

Návrh vylepšení CC Analýza podmínek užití NTC

Nastavení/revize nabídkových zón ACER

Kritéria síťové bezpečnosti

TSOs

iniciace

NRA

Revize nabídkových zón

Kritéria celkové efektivity trhu

Kritéria stability a robustnosti nabídkových zón

Členský stát

čl. 38

čl. 37

Rozhodnutí !?

Technický report, market report  Obsah: – Seznam úzkých míst (umístění, četnost) – Analýza očekávaného vývoje úzkých míst v závislosti na rozvoji sítí – Analýza toků nepodléhajících koordinovanému výpočtu kapacit – Výnosy z aukcí a náklady na Firmness

 Každé 3 roky  Market report - ACER Poznámka: Pilotní projekt pro CEE, CWE + IT+CH probíhá

Koordinovaný redispatching a countertrading  Nepovinné  Společná metodika pro každý CCR region  Metodika pro redisp. a countr. má zohledňovat pouze prvky tzv. cross border relevance  Potřeba koordinace redispatchingů a countertradingu s cílem ekonomické efektivity a dopadu na systémovou bezpečnost  Každý TSO má využívat všechny dostupné zdroje  Cenové informace od G/L k dispozici TSOs předem  Cenotvorba: – Na relevantním trhu v daném čase – Skutečných nákladech jednotlivých zdrojů

Časová souslednost po vstupu NC CACM v platnost

+2

Začátek platnosti NC CACM

+4

+6

+12

+18

+24

měsíce

+12 měsíců +24 měsíců +2 měsíce +18 měsíců +4 měsíce Článek 22 – všichni PPS +6 měsíců Článek 36 – Nejpozději zašlou návrh společné do41 tohoto termínu zašle Článek 14Článek – Všichni Článek – všichni 16 – PPS metodiky výpočtu kapacit ACERu report o a PPS podají společný Článek 18 národním – všichniregulátorům PPS ENTSO-E zašlou návrh vytvoří metodiky výpočtu kapacit ACERu návrhpro v rámci PPS připraví a společné metodiky doručováníČlánek dat 32 – Všichni PPS Článek 41 – všichni PPS regionuojak bude a zátěži navrhnou metodiku pro koordinovaný výrobě zorganizují proces mohou zaslat návrh na spojování IGM a a redispatching ustanovízměnu metodiky prováděn výpočet pro vytvoření CGM a nutných pro kdo bude počítat kapacity koordinace příslušným kapacit countertrading vytvoření CGM a nadefinují pravidla pro provoz

regulačním úřadům

Návrhy na změnu  Implementace Flow Based pouze po prokázání benefitů, nikoliv povinně! (doposud FB nikde neimplementována)  Nabídkové zóny jsou nedělitelnou součástí definice CCR (zásadní vliv na celkovou efektivitu CC viz. cíle NC CACM)

– Nutno správně nastavit již na začátku (např. členský stát=BZ?) – V souladu s nařízením EK 714/2009 příloha č. 1 – Aktuální struktura je nevyhovující (prokázáno: V4 TSOs, EK - Thema)

 Stanovit jasný rozhodovací proces a odpovědnosti po BZ review studii  Nastavit realistické termíny pro implementaci  Vyvážit počet konzultací – jen tam, kde je to účelné.  Nesouhlasíme s automatickým filtrování CBCOs bez finálního souhlasu odpovědného PPS  Nepodporujeme povinné zahrnování nákladných nápravných opatření do výpočtu kapacit

Závěr  Kodex přispívá k zvyšování úrovně harmonizace a transparentnosti 

Zůstávají rizika – Přílišná ambicióznost – Zakonzervování stávajících problémů (CCRs) – Nárůst byrokracie a ztráta flexibility – Obtížné regionální a zejména panevropské rozhodování – Vymahatelnost a konkrétní postupy

Vedeme elektřinu nejvyššího napětí Ing. Pavel Vágner Vedoucí Odboru Systémové analýzy ČEPS, a.s. Elektrárenská 774/2 Praha 10 [email protected] www.ceps.cz

Zkratky                    

TSO – Transmission System Operator PPS – Provozovatel Přenosové Soustavy ACER – Agency for Cooperation of Energy Regulators NRAs – National Regulatory Authorities IGM – Individual Grid Model CGM – Common Grid Model BZ – Bidding Zone DA – Day Ahead ID – Intraday NTC – Net Transfer Capacity FB – Flow Based NWE – North West Europe CEE – Central East Europe RA – Remedial Actions GSK – Generation Shift Keys RM – Reliability Margin CCC – Coordinated Capacity Calculator CCR – Capacity Calculation Regions CBCO – Critical Branch Critical Outage PTDF – Power Transfer Distribution Factors