Network Code on Capacity Allocation and Congestion Management NC CACM

Transkript

1 Network Code on Capacity Allocation and Congestion Management NC CACM Výpočet přeshraničních kapacit Pavel Vágner Odbor Systémové analýzy

2 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

3 Struktura kodexu výpočet kapacit Obecné požadavky Časový rámec výpočtu kapacit (13) Regiony pro výpočet kapacit (14) Metodika výpočtu kapacit Metodika výpočtu kapacit (22) Reliability Margin (25) Společný model sítě Data výroba a zatížení (16) Scénáře (20) Nabídkové zóny Revize nastavení nabídkových zón (37) Tříletý posudek současného nastavení BZ (39) Metodika vytváření CGM (18) Individuální model sítě (21) Kritéria pro odhad alternativního efektivního nastavení BZ (38) Tříletý technický report (40) Reporty Dvouletý report o výpočtu a přidělování kapacit (36) Provozní bezpečnostní limity, kontingence a omezení (27) Nápravná opatření ve výpočtu kapacit (30) Proces výpočtu kapacit Obecná ustanovení (32) Regionální výpočet přeshraničních kapacit (34) Generation shift keys (29) Validace přeshraniční kapacity (31) Vytváření společného modelu sítě (33) Validace a zasílání přeshraničních kapacit (35)

4 Časový rámec výpočtu kapacit - čl. 13 D-2 D-1 ID Day-ahead Intra-day Aktualizace pro DA nesmí začít dříve než v 15:00 v D-2 Výpočet přeshraniční kapacity pro každý obchodní interval Každý PPS zajistí, že dojde k aktualizaci vypočtených hodnot dle aktuálních informací pro každý obchodní interval ID s ohledem na efektivitu a provozní bezpečnost

5 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: UK, IR, FR NWE NE CEE Baltic jsou vzájemně propojeny patří do stejného DA nebo ID couplingu SWE Italy je efektivnější

6 6 z x Regiony pro výpočet kapacit NWE CEE SWE CH IT HR HR, RO, BG a GR mají implementovat FB pokud: - 2/3 jsou propojeny z členskými státy - mají dohodu s unii - účastní se DA MC NTC BH SRB MNE AL MA GR RO BG

7 Proces stanovování kapacit Data Výpočet kapacit Validace Alokace

8 Data - společný model sítě (CGM) Článek 16 Článek 21 Článek 18,33 Výroba IGM Individual Grid Model topologie sítě CGM Common Grid Model zatížení

9 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.

10 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.

11 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

12 Výpočet kapacit - metodiky - (1) Generation Shift Keys Oper. Security Limits and CNE Capacity calculation Allocation Constraints Reliability Margin Remedial Actions NC CACM NC OPS

13 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 2) RM se vypočte odvozením hodnoty z pravděpodobnostního rozdělení Generation Shift Keys Všichni PPS ve všech BZ vytvoří jeden společný GSK pro každý scénář v souladu s článkem 20 GSK reprezentuje nejlepší možnou prognózu změny v Net Position nabídkové zóny do konkrétní změny výroby nebo zatížení v CGM Operational Security Limit 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 Remedial Actions 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

14 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

15 Pravidelný reporting výpočtu a alokace kapacit Použitý přístup výpočtu kapacit Statistické ukazatele o RM Statistické ukazatele o XB kapacitách Doporučení pro další vývoj DA a ID couplingu Report (každé dva roky) Kvalitativní indikátory Ukazatele efektivnosti DA a ID couplingu Analýza podmínek užití NTC Návrh vylepšení CC

16 iniciace Nastavení/revize nabídkových zón ACER Kritéria síťové bezpečnosti NRA TSOs Revize nabídkových zón Kritéria celkové efektivity trhu Členský stát Kritéria stability a robustnosti nabídkových zón čl. 37 čl. 38 Rozhodnutí!?

17 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

18 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

19 Časová souslednost po vstupu NC CACM v platnost měsíce Začátek platnosti NC CACM +12 měsíců +24 měsíců +2 měsíce +4 měsíce +18 měsíců Článek 22 všichni PPS +6 měsíců zašlou návrh společné Článek 14 Článek Všichni 16 PPS metodiky výpočtu Článek kapacit 41 všichni PPS podají vytvoří společný Článek metodiky 18 národním všichni regulátorům PPS zašlou a návrh ACERu návrh pro v rámci doručování PPS připraví dat a společné metodiky Článek 32 Všichni PPS regionu o jak výrobě navrhnou bude a zátěži metodiku zorganizují proces koordinovaný prováděn výpočet nutných pro vytvoření pro spojování CGM IGM a a redispatching ustanoví a kdo bude počítat kapacity kapacit vytvoření CGM countertrading Článek 36 Nejpozději do tohoto termínu zašle ENTSO-E ACERu report o výpočtu kapacit Článek 41 všichni PPS mohou zaslat návrh na změnu metodiky koordinace příslušným a nadefinují pravidla pro regulačním úřadům provoz

20 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

21 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

22 Vedeme elektřinu nejvyššího napětí Ing. Pavel Vágner Vedoucí Odboru Systémové analýzy ČEPS, a.s. Elektrárenská 774/2 Praha 10

23 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