Elmarknadsråd Svenska kraftnät, Sundbyberg

Elmarknadsråd 2016-05-17 Svenska kraftnät, Sundbyberg

Dagordning 1. Dagordningen fastställs 2. Föregående mötesanteckningar 3. Workshop i balansfrågor Ulrika Formgren 4. Nyttjandeavtalet - information Rebecca Nilsson 5. Reserver tekniska krav, prissättning etc Anna Guldbrand 6. Effektreserven Zarah Andersson 7. Status för europeiska nätkoder (Marknad): CACM-koden Mårten Bergman RfG-koden Stefan Arnborg 8. Nätförstärkningslån ansökningsomgång 1 Stefan Arnborg

LUNCH 12.30 9. Tjänstehubb Erik Forsén 10. NBS status Robert Thelander 11. Ekonomisk resultat 2015 Niklas Kallin 12. Svenska Kraftnäts omorganisation Ulla Sandborgh 13. Övriga frågor 14. Kommande möten

Workshop i balansfrågor Elmarknadsrådet 17 maj 2016 Ulrika Formgren

Innehåll > Ämnen på WS > Preliminärt upplägg på WS

Tidplan 22 mars Deadline: aktörer inkommer med ämne samt underlag. 12 april Svenska kraftnät skickar ut ämnen och underlag till alla aktörer samt information om workshopen. 6 maj Deadline: aktörer inkommer med underlag samt villighet att presentera på föreslagna ämnen. 17 maj (Elmarknadsråd) Svenska kraftnät presenterar slutgiltiga ämnen för workshop. 10 Juni Workshop.

Inkomna ämnen - med underlag av aktörer som vill presentera på WS Aktör Svensk Energi Vattenfall Statkraft Fortum EON Nord Pool Ämnen Reglerkraftpriser, Balanskrav efter handel Reglerkraftpriser, Balans efter intradag, Stegvis kvartsavräkning, Produktionsförflyttningar, Ramping Krav på Produktionsförflyttningar, FCR prissättning (kap), Balans inför timmen, Reglerkraftpriser Inställda uppregleringsbud, FCR prissättning (kap), FCR prissättning (energi), aktivering av effektreserv, Produktionsförflyttningar, Balans inför timmen, RK-info i realtid. Balans inför timmen, Reglerkraftpriser Reglerkraftpriser RK-pris Balans FCRprissättning (kap/energi) Produktionsförflyttning Ramping Uppr.bud Effektres. 6 5 2/1 2 1 1 1

Ämnen som tas upp på WS > Balanskrav > Reglerkraftpriser/info i realtid > Prissättning av FCR

Tänkt upplägg av WS > Möteslokal i centrala Stockholm nära Centralen > Tid 09.00-15.00, summa 6 h > Lunch, pauser => Summa mötestid ca 4 h 30 min > 3 ämnesblock > max 3 presentationer per ämne resten tas om hand i kommentarer/diskussion

Preliminärt upplägg av WS Rubrik Innehåll Tidsåtgång Välkommen/agenda SvK 15 min Krav på balans Reglerkraftinfo i realtid Prissättning av FCR SvK intro/bakgrund 3 st presentationer à 15 min Diskussion SvK intro/bakgrund 3 st presentationer à 15 min Diskussion Ev SvK intro/bakgrund 2 st presentationer à 10 min Diskussion 1 h 30 min 1 h 30 min 1 h Summering SvK 15 min Summa 4 h 30 min

Nästa steg > SvK kommunicerar ett förslag på max 3 presentatörer till de som erbjudit sig att presentera > SvK kommunicerar upplägget till alla hittills anmälda > Sista anmälningsdag 31 maj > Utskick om detaljer för WS adress etc

Frågor?

Nyttjandeavtalet 2016-05-17 Elmarknadsrådet

> Nya avtalsmallar > Abonnemangsjusteringar inom nyttjandeavtalet > Stamnätstariff

Nya avtalsmallar > Allmänna villkor > Nyttjandeavtal - 2017 > Anslutningsavtal - löpande > Anläggningsavtal - löpande

Abonnemangsjustering 2017 > Ändringsunderlag för 2017 skickas ut under maj > Löpnade översyn > Nyttjandeavtal + ändringsunderlag för 2017 - oktober

> Remiss - Rörligt förlustelpris i stamnätstariffen > Deadline 10/6 2016

Svenska kraftnäts reserver (Reglerprodukter) http://www.svk.se/aktorsportalen/elmarknad/reserver/ Anna Guldbrand

Olika typer av reserver med olika krav på uthållighet och snabbhet

Var passar just din flexibilitet bäst? Energiprodukt ger ersättning vid aktivering, effektprodukt ger ersättning för att vara tillgänglig för aktivering. D-4 D-3 D-2 D-1 D FCR-D upphandling FCR-N upphandling afrr upphandling Drift mfrr budgivning Day ahead öppen Intra day öppen Tid Day ahead NP Energiprodukt Fysisk timbaserad grossistmarknad. Intra day NP Energiprodukt Elbörsbaserad bilateral timhandel som primärt används under leveransdygnet för att justera position i syfte att minimera obalanser. mfrr (manual) Svk Reglerkraftmarknad Energiprodukt Budstorlek: Min 10 MW (5 MW i SE4) Typ: Tertiär frekvensreglering Aktiveringstid: 15 min* Övrigt: Realtidsmätning ett krav** Timprodukt, skall kunna vara aktiverad minst en timme. Energibud lämnas tidigast 14 dygn innan leveranstimmen, justering senast 45 min innan. Buden skall innehålla pris, volym, reglerriktning, aktiveringstid och reglerobjekt. Effektreserv Svk Effekt- och Energiprodukt Budstorlek: Min 5 MW Typ: Tertiär frekvensreglering Aktiveringstid: 15 min* Volymkrav: Enligt lag Övrigt: Realtidsmätning krävs delvis. Endast uppregleringsbud. Uthållighetskrav 2 timmar. Ska finnas tillgänglig dygnet runt 16 nov-15 mars. Bud lämnas enligt mfrr. Störningsreserv Svk Effekt- och Energiprodukt Typ: Tertiär frekvensreglering Aktiveringstid: 15 min Volymkrav: ca 1450 MW Övrigt: Krav på mätning och uthållighet enligt överenskommelse. FCR-Normal Svk Effekt- och Energiprodukt Budstorlek: Min 0,1 MW Typ: Primär frekvensreglering, aktivereras vid frekvensavvikelse inom ± 0,1 Hz. Aktiveringstid: 63% inom 60 s och 100 % inom 3 min. Volymkrav för Sverige är ca 200 MW. Övrigt: Prekvalificering krävs, realtidsmätning ett krav, symmetrisk produkt (skall klara att reglera upp och ned).timprodukt. Se dokumentet Regler för upphandling och rapportering av FCR på Svk:s hemsida. FCR-Disturbance Svk Effekt- och Energiprodukt Budstorlek: Min 0,1 MW Typ: Primär frekvensreglering, aktivereras vid frekvens under 49,9 Hz och över 50,1 Hz. Aktiveringstid: 50 % inom 5 s och till 100 % inom 30 s. Volymkrav för Sverige är ca 400 MW. Övrigt: Prekvalificering krävs, realtidsmätning ett krav, symmetrisk produkt. Timprodukt. Se dokumentet Regler för upphandling och rapportering av FCR på Svk:s hemsida. * Längre aktiveringstid tillåten ** Vid 15 min aktiveringstid Under utvärdering, ej etablerad reservmarknad afrr (automatic) Svk Effekt- och Energiprodukt Budstorlek: 5 MW Typ: Sekundär frekvensreglering Aktiveringstid: Full aktivering 120 s. Övrigt: Prekvalificering krävs, där ITinfrastruktur för aktivering och uppföljning är en förutsättning. Timprodukt, skall kunna vara aktiverad en timme. Asymmetrisk produkt, kan levereras för reglering åt enbart ett håll. Aktivering under topplasttimmar. För mer information om tekniska krav och regler, se Balansansvarsavtal på Svk:s hemsida.

Handel och prissättning Energiprodukt ger ersättning vid aktivering, effektprodukt ger ersättning för att vara tillgänglig för aktivering. D-4 D-3 D-2 D-1 D FCR-D upphandling FCR-N upphandling afrr upphandling Drift mfrr budgivning Day ahead öppen Intra day öppen Tid Day ahead NP Energiprodukt Marginalpris per timme dagen före. Se NP hemsida. Intra day NP Energiprodukt Bilateral timhandel under dagen, pay as bid. Se NP hemsida. Effektreserv Svk Effekt- och Energiprodukt Effektersättning: Administrativ ersättning/ MW genom årlig upphandling. Energiersättning: Pris för energin sätts i upphandlingen. Upphandlad kapacitet förbinder sig att lämna energibud till reglerkraftmarknaden. FCR-Normal Svk Effekt- och Energiprodukt Effektersättning: Pay as bid. Prissättning i enlighet med dokumentet Regler för prisberäkning av budpris för FCR, se Svk:s hemsida. Total kostnad för FCR-N framgår av Svenska kraftnäts årsredovisning och medelpris/mw finns här. Energiersättning: Upp- och nedregleringspris. Se ENTSO-E Transparensplattform, välj prisområde för information om pris. Under utvärdering, ej etablerad reservmarknad afrr (automatic) Svk Effekt- och Energiprodukt Effektersättning: Pay as bid. Energiersättning: Uppoch nedregleringspris. mfrr (manual) Svk Reglerkraftmarknad Energiprodukt Marginalpris på aktiverade uppoch nedregleringar. Se NP hemsida. Störningsreserv Svk Effekt- och Energiprodukt Effektersättning: Upphandling genom flerårskontrakt Energiersättning: Pris för energin sätts i upphandlingen. Kapacitet handlas upp 2 dygn samt 1 dygn före leveranstimme. FCR-Disturbance Svk Effekt- och Energiprodukt Effektersättning: Pay as bid. Prissättning i enlighet med dokumentet Regler för prisberäkning av budpris för FCR, se Svk:s hemsida. Total kostnad för FCR-D framgår av Svenska kraftnäts årsredovisning och medelpris/mw finns här. För mer information om handel och prissättning, se Balansansvarsavtal på Svk:s hemsida. Energiersättning: Upp- och nedregleringspris. Se ENTSO-E Transparensplattform, välj prisområde för information om pris. Kapacitet handlas upp 2 dygn samt 1 dygn före leveranstimme.

Effektreserven Elmarknadsråd 2016-05-17

Effektreservsfrågor > Vintersäsongen 2015/2016 > Hantering av effektreserven > Hur vi beräknar avgiften > Riksdagen sa ja till ny lag

Effektreserven 2015/2016 660 MW

Effektreserven 2015/2016 50 MW 290 MW

Effektreserven kördes inte denna vinter, heller!

Beredskap och minkörning ORSAKER > Högre förbrukningsprognos än efter utfallet på Elspot > Väderomslag > Små marginaler och få uppregleringsbud

Effektreserven hantering Leveransdagen 12.00 Drifttimme Dagen före leverans 12.00 Dagen föremarknad (ELSPOT) Nord Pool Reglerkraftmarknaden Produktion (16 timmar före) Förbrukning (45 min före)

Alternativ för hantering - produktion 16 h beredskap Aktivering 16 h beredskap Minkörning Aktivering 14 h beredskap 2 h beredskap Aktivering 14 h beredskap 2 h beredskap Minkörning Aktivering

Effektreserven hantering produktion 14 h beredskap 2 h beredskap Minkörning Aktivering 16 h aktiveringstid Startklar

Kostnad under vintersäsongen > Fasta kostnader 62 000 000 > Rörliga kostnader 11 000 000 > Administrativa kostnader 400 000 > Intäkter från Balansansvariga kr/mwh 99 000 000 > Det kommer att bli några miljoner för återbetalning

Kostnad under vintersäsongen > Fasta kostnader 62 000 000 > Rörliga kostnader 11 000 000 > Administrativa kostnader 400 000 > Intäkter från Balansansvariga 99 000 000 > Det kommer att bli några miljoner för återbetalning

Hur beräknas avgiften? 6 5 7 4 8 103 Förbrukning Låg/medel/hög Körningskostnad [SEK] 10 000 000 20 000 000 30 000 000 100

Den nya effektreservslagen I lagrådsremissen föreslås att giltighetstiden för lagen (2003:436) om effektreserv ska förlängas till och med den 15 mars 2025 och att den systemansvariga myndigheten (Affärsverket svenska kraftnät) vid upphandlingen av effektreserven ska kunna ingå avtal om minskad elförbrukning utan några särskilda begränsningar när det gäller möjliga avtalsparter. Lagändringarna föreslås träda i kraft den 1 juli 2016

Förordningen om effektreserv (2010:2004) Maximal storlek och minsta andel förbrukningsreduktion till år 2020 2025 Vinter Max volym, MW Minsta volym förbrukning 2011/12 2012/13 1750 (25%) 2013/14 2014/15 1500 (25%) 2015/16 2016/17 1000 (25%) 2017/18 2024/25 750 (25%)

TACK! zarah.andersson@svk.se

Status för europeiska nätkoder inom Marknad CACM-riktlinjen Elmarknadsråd, 17 maj 2016

Översikt nätkoder ENTSO Drafting phase ACER Recommen dation EC Adoption phase Comitology approved Estimated entry into force Capacity Allocation and Congestion Management (CACM) 14 aug 2015 Requirements for Generators (RfG) Godkänd av XB (MS) juni 2015 17 Maj 2016 Demand Connection (DCC) Godkänd av XB okt 2015 Maj-juni 2016? HVDC Connection (HVDC) Godkänd av XB sep 2015 Maj-juni 2016? Forward Capacity Allocation (FCA) Godkänd av XB okt 2015 Juli 2016? System Operation (SO) innehåller = Operational Security (OS), Operational Planning and Scheduling (OPS), Load Frequency control and Reserves (LFC&R) Godkänd 4 maj 2016 Q4 2016? Emergency and Restoration (ER XB önskas godkänna i juni/juli 2016 Q1 2017 tidigast Electricity Balancing Plan XB nov 2016 Q2/Q3 2017

Bakgrund: vad CACM innehåller CACM Guideline on capacity allocation and congestion management Konkurrens NEMOs Gemensamma kapacitetsberäkningsmetoder och processer Gemensam dagen före- och intradagkoppling

Kort summering: vad CACM innehåller All NEMO processer All TSO processer CCR TSO processer Bilaterala processer MCO plan Algoritmer DA och ID koppling Produkter för DA och ID koppling Kapacitetsberäkningsregioner ( CCR ) Metod för gemensam nätmodell Prissättning för intradagskapacitet Gemensam kapacitetsberäkningsmetod Metod samordnade omdirigeringar och motköp Arrangemang för flera NEMOs Arrangemang för Baltic Cable

Vad pågår: all TSO metoder? > Första all TSO förslag: indelning av elområdesgränser i kapacitetsberäkningsregioner (CCR). > Svk deltar i CCR Nordic (1), Hansa (2) och Baltic (10). > NRA:s har inte lyckats komma överens om CCR förslaget

Vad pågår/kommer: all TSO metoder? > Metod för gemensam nätmodell och tillhandahållande av produktions- och lastdata > samrådsperioden avslutades den 4 mars > TSO:erna har konsoliderat kommentarerna och kommer att skicka förslaget till metod till tillsynsmyndigheterna senast den 13 juni > Pågående samråd (fram till 18 maj): > tidsgränsen för garanterad kapacitet på dagen före-marknaden; > öppnings- och stängningstider för intradag kapacitetstilldelning.

Vad pågår: CCR TSO metoder? > Planering av CCR uppgifter fortsatt osäker; Tillsynsmyndigheterna har inte godkänt regionerna. > Samarbetsstrukturer har bildats för CCR Hansa och CCR Baltic. > CCR Nordic använder befintligt nordiskt samarbete. Viktiga CCR uppgifter: gemensamma beräkningsmetod för överföringskapacitet och för mothandel; en enhet för samordnad kapacitetsberäknare ( CCC ), som har ansvar för kapacitetsberäkning i regionen.

CCR Nordic - Kapacitetsberäkningsmetod > Kapacitetsberäkningsmetod för Norden utvecklas i det nordiska projektet om flödesbaserad kapacitetsberäkning > Projektet omfattar både att utveckla en flödesbaserad metod och en metod för samordnad nettoöverföringskapacitet (C-NTC) > Förslag till metod ska läggas fram i mars 2017 till tillsynsmyndigheterna > Aktörsdialog > Stakeholder Forum Alla är välkomna > Stakeholder Group Sammansatt enligt nomineringar från Elmarknadsrådet > Nyhetsbrev

Vad pågår: bilaterala metoder Arrangemang till flera Nominated Electricity Market Operators NEMOs > De nordiska TSO:erna ska ta fram förslag till kapacitetstilldelning mellan elområden och andra nödvändiga arrangemang > Förslaget täcker de nordiska interna gränserna. > Förslaget har diskuterats med NEMO:s och tillsynsmyndigheter > Dialog med TSO:er i Central Western Europé för att jämföra förslag > Gemensamt nordiskt förslag ska skickas till Ei och övriga nordiska tillsynsmyndigheter innan den 4 juni 2016.

Mer information > https://consultations.entsoe.eu/ > http://www.svk.se/aktorsportalen/elmarknad/natkoder/cacm/

Tack för er uppmärksamhet!

Anslutningskoderna Stefan Arnborg

Nätkodernas gruppering > Anslutningskoder > Driftkoder (riktlinjer) > Marknadskoder (riktlinjer) > Svenska kraftnäts roll varierar mellan koderna

Anslutningskoder > RfG Requirements for Generators > DCC Demand Connection Code > HVDC High Voltage Direct Current connection

Status > RfG träder ikraft idag! 17 maj 2016 > DCC och HVDC godkända under 2015 av EU:s medlemsstater. Väntar på godkännande från Parlamentet och Rådet

Övergripande generaliserad process > Först teknisk diskussion inom ENTSO-E > Sedan politisk diskussion inom Kommissionen > Därefter juridisk diskussion inom medlemsstaten

Juridisk diskussion i medlemsstaten > Det är i Sverige inte bestämt hur rollfördelningen mellan myndigheter skall vara för anslutningskoderna > Ei utreder detta under år 2016 > Traditionellt har Svk inom systemansvarsrollen ställt prestandakrav på produktionsanläggningar (SvKFS 2005:2) > Kommissionen har inte riktigt tänkt sig att en TSO också har en myndighetsroll

Vokabulär > Nytt vokabulär > Sverige måste ändra vissa invanda begrepp > Nätföreskrifter med krav för nätanslutning av generatorer är 68 sidor juridisk-teknisk text

Generellt > Kravbild sätts i flera nivåer > Myndighet sätter systemövergripande krav, t.ex. frekvens > Lokala nätägaren sätter lokala krav, t.ex. reaktiv effekt > Kravbilden gäller från 800 Watt! > Inte bara tekniska krav utan även administrativa

Tidplan RfG > Ikraftträdande 2016-05-17 > Kriterier för undantag 2017-02-17 > Beslut om ny teknik 2017-05-17 > Ny svensk kravbild presenteras 2018-05-17 > Ny kravbild tillämpas 2019-04-27

Nätförstärkningslån Stefan Arnborg

Bakgrund

Två olika lösningar? > Svk har enligt förordningen uppdrag att genomföra en övergångslösning > Ei har den 30 april 2015 slutrapporterat ett regeringsuppdrag gällande permanent lösning, se http://ei.se/sv/nyhetsrum/nyheter/nyheter-2015/rapport-omtroskeleffekter-forslag-for-att-forenkla-anslutning-av-fornybarelproduktion/

Vad har Svk gjort? > Se vår hemsida www.svk.se/natforstarkningslan > Utlysningsomgång 1 stängdes 2015-12-31 > Fem ansökningar inkom > Givit lånelöfte till fyra av dessa ansökningar (tre olika nätägare) > Lån utbetalas efter att låntagaren styrkt sina faktiska utlägg

Nätförstärkningsområden > Uppvidinge, Kronobergs län, 233 mnkr, E.ON Elnät Sverige AB > Isbilltjärn, Jämtlands- och Västernorrlands län, 92 mnkr, E.ON Elnät Sverige AB > Kilberget-Råbäcken, Norrbottens län, 101 mnkr, Markbygden Net AB > Rätan, Jämtlands- och Västernorrlands län, 23,3 mnkr, Jämtkraft Elnät AB

Tidplan framöver > Det finns cirka 250 mnkr kvar att låna ut. > Utlysningsomgång 2 beräknas ske under senhösten 2016.

Tjänstehubb Elmarknadsråd 2016-05-17 Erik Forsén

Agenda > Processer och funktioner > Lagring av data > Schablonavräkning

Processer och Funktioner

LEVERANSPUNKT ENERGITJÄNSTEFÖRETAG Avtal KUND Avtal Faktura Visualisering mätvärden ELNÄTS- FÖRETAG Mätvärden Uppdatera leveranspunktsinformation Kundflytt Leverantörsbyte Uppdatera kund- och avtalsinformation ELHANDELS- FÖRETAG TJÄNSTEHUBB Funktioner: Stöd för marknadsprocesser Nätavräkning Korrektionsavräkning Ärendehantering Fullmaktshantering Kund- och avtalsinformation Resultat från nätavräkning för kontroll Mätvärden Tillhandahålla: Grunddata Mätvärden Fakturaunderlag Mätvärden Resultat från nätavräkning EI, ENERGIMYNDIGHETEN, SVK, SCB, ETC. Rapporter & statistik ESETT OY

ÖVERGRIPANDE PROCESSKARTA AVTALSPROCESSER Teckna avtal (el och energitjänst) Leverantörsbyte Inflytt Avsluta avtal (el och energitjänst) Utflytt, initierad av annan process Utflytt Fakturera MÄTVÄRDESPROCESSER Leverera mätvärde Nätavräkna Korrigera mätvärde NÄTPROCESSER Ny leveranspunkt Begäran om tillkoppling Tillkoppla Avveckla leveranspunkt Begäran om frånkoppling Frånkoppla

INFLYTT Arbetsversion ELHANDELSFÖRETAG Elhandelsföretag Delprocess: Teckna elavtal Anmäler inflytt och leveransstart (BRS-SE-211) Ta emot bekräftad inflytt och leveransstart (BRS-SE-211) Ta emot leveranspunktsinformation (BRS-SE-211) Delprocess: Teckna elavtal TJÄNSTEHUBBEN Mätpunktsadministratör Finns annan kund på leveranspunkten? Ja Nej Delprocess: Utflytt initierad av annan process Registrera inflytt och leveransstart (BRS-SE-211) Bekräfta och informera om leveransstart och inflytt (BRS-SE-211) Uppdatera leveranspunktsinformation (BRS-SE-211) ELNÄTSFÖRETAG Nätaccessansvarig Ta emot information om inflytt (BRS-SE-211) Delprocess: Tillkoppla Delprocess: Leverera mätvärde Arbetsgruppens noteringar Tidigare kund måste flyttas ut innan inflyttande kan flyttas in Leveranspunkt Kundinformation Här skapas kunden Förutsättningar: Befintlig anläggning som inte har någon kund (inget elhandelsföretag) Leveranspunkt Kundinformation Säkerställ att hantering vid nyanslutning fungerar i processen

Sekvensdiagram inflytt sd Inflytt, sekvens Elhandelsföretag Tjänstehubben Elnätsföretag Elhandelsföretag Mätpunktsadministratör Nätaccessansvarig Anmäla leveransstart(inflytt) Bekräfta leveransstart(inflytt) Informera om leveransstart(inflytt) Uppdatera leveranspunktsinformation() Name: Inflytt, sekvens Author: seolin Version: 1.0 Created: 2016-01-29 14:22:25 Updated: 2016-02-24 16:16:44

Lagring av data En utredning av Sweco

Lagringsform > Regeringsuppdrag: Utreda lagringsform för mätvärden och annan information > Vilken information lagras (är gällande) var? > Anläggningsdata, Kunddata och Mätvärden > Sweco har utfört en utredning http://www.svk.se/siteassets/aktorsportalen/elmarknad/utveckling-avelmarknaden/hubben/rapporter/rapport-datalagring-tjanstehubb-sweco-v1.0-2016-04-18.pdf

Diskussion om datalagring > Tillgänglighet av data / Datakvalitet / IT-säkerhet > Dubbellagring / Dubbelarbete > Ansvar > Flexibilitet > Elhandlarcentrisk modell > Konkurrensneutralitet

Analyserade modeller för datalagring Central lagring Delvis central lagring Ingen central lagring

Kostnadsnyttoanalys > Vilka system kan avvecklas hos elnätsföretag vid central lagring? > Vilka ökade kostnader medför decentraliserad lagring? NYTTOR (jmf. Central lagring) Reducerad kostnad central lagring KOSTNADER (jmf. Central lagring) Ökad kostnad för driftövervakning Gränssnitt i hubben mot lokala databaser Webservice-gränssnitt lokala system Dubblerad funktionalitet i hubben för central & decentral Kostnad för servicehubbar Central lagring är 10 80 mnkr billigare över en tioårsperiod

Swecos slutsatser > Sweco rekommenderar central lagring > Snabbare åtkomst av data > Högre tillgänglighet > Högre säkerhet > Förutsättningar: > Klargör helhetsbilden kring tjänstehubben > Skapa konsensus kring ansvarsfrågorna (föreskrifter och/eller avtal) > Klargör kraven på unbundling i tjänstehubben och aktörernas interna IT-system

Schablonavräkning En utredning av Sweco

Schablonavräkning > Slutkunder har annan upplösning på mätning än balansavräkningen > Idag: Månadsmätta kunder och timupplöst balansavräkning > Imorgon: Timmätta kunder och kvarttimsupplöst balansavräkning (?) > Hur löser man detta? > Andelstal och förbrukningsprofil ger schablonleveranser > Estimering > Vem löser detta?

Sweco har utrett schablonavräkning > Tjänstehubben utför schablonisering > Elnätsföretaget utför schablonisering > Enbart rätt upplösning på mätvärden i tjänstehubben > Idag utförs detta av elnätsföretaget och Svenska kraftnät > Elnätägaren tar fram andelstal och förbrukningsprofil > Svenska kraftnät beräknar schablonleverans http://www.svk.se/siteassets/aktorsportalen/elmarknad/utveckling-avelmarknaden/hubben/rapporter/rapport-manadsmatvarden-tjanstehubb-v1.0-2016-04-15.pdf

Kostnadsnyttoanalys Nätägare utför Tjänstehubb utför min max min max System- & förändringskostnader Mkr 15 20 1 4 Årskostnader personalresurser Mkr/år 0 1,5 0 0,2 Nuvärde kostnader Mkr 15,00 32,91 1,00 5,72

Swecos rekommendation > Schablonavräkning bör ske i tjänstehubben > Tekniskt och ekonomiskt fördelaktigast > Enklare och billigare om funktionen införs på ett ställe än att införa den hos alla nätägare

Nordisk Balansavräkning (NBS) Robert Thelander Elmarknadsråd 2016-05-17

Nordisk Balansavräkning - NBS Agenda Tidplan Status Anslutningstester Strukturdataverifiering Övrigt

Commissioning OTR perioden har förlängs och den fria testningen skjutits fram till augusti. Ingen påverkan på parallelldrift eller go-live datum Tidplanen framåt 2015 2016 Oct Nov Dec Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec 1. Initial structure data (June) 2. TSO OTR 3. Submit updates to structure data for OTR 4. Structure data validation (by esett) 6. Operational Test Run (OTR) 6a. Connectivity 3. Market participants to testing update/ verify structure data 6b. Structure data 6c-d. Shadow verification Settlement 8. Parallel settlement FI 9. Parallel settlement NO 6e. Free testing 7. Structure data validation 5. System vendor testing 10. Parallel settlement SE 11. Go-live Handling of structure data Testing activities Maintenance break Parallel operations Country specific adaptations

Tidplanen fram till go-live står fast även om mindre justeringar har genomförts baserat på löpande utvärderingar av genomförda tester Plan för driftsättning - Summering Phase Collection of inital batch of structure data Update/verification of submitted structure data Structure data validation (by esett and TSOs) System vendor testing Connectivity testing Structure data verification (by market parties) Shadow settlement Free testing Parallel settlement (September) Go live Status Passed Passed Continuously Passed Initiated as planned (2 extra weeks for testing) Postponed 1 week and prolonged to 3 weeks Postponed 3 weeks Postponed to august According to plan According to plan

Anslutningstesterna syftar till att säkerställa anslutning till Online Service samt Messaging Service Anslutningstester - Allmänt Syfte Säkerställa att de aktörer som vill och kan har tillgång till Online Service samt Messaging Service. Mål: Samtliga deltagande aktörer har fått tillgång till Online Service och har kunnat sända ett meddelande till esett via Messaging Service Förutsättningar: Respektive aktör har senast i mitten av februari 2016 lämnat uppgifter kring: Extern(a) IP-address(er) Detaljer kring kommunikationssätt och anslutningsdetaljer (SMTP för svenska aktörer)

Flera aktörer har framgångsrikt anslutit till Online service och skickat meddelanden till esett. Dock har flera enkla fel i vissa satt stopp Anslutningstester - Resultat Online Service Över 700 unika inloggningar mot Online Service 284 unika företagsinloggningar Messaging Service 97 deltagande aktörer Varav 72 giltiga meddelanden Identifierade felkällor IP-adresser har inte tillhandahållits / inte angetts korrekt till esett Mindre buggar i esetts system Problemlösningen tar tid på båda sidor Ett större antal aktörer har meddelat esett att de först kommer att delta under senare del av testningen

Strukturdataverifieringen syftar till att verifiera och uppdaterna aktörernas struktur inför den kommande skuggavräkningen Strukturdataverifiering Allmänt Syfte Varje deltagande aktör har haft möjlighet att analysera och korrigera importerad strukturdata Mål: Strukturdata för deltagande aktörer motsvarar strukturen för vecka 18-2016 Förutsättningar: Tillgång till Online Service

Arbetet med föreskrifterna är i sin linda och föreskrifterna väntas vara beslutade till i början av juni Legala förändringar En proposition kring förändringarna i Ellagen lades fram i maj 2015. Lagrådsremissen accepterades utan anmärkning. Riksdagen sade 2015-10-14 ja till regeringens förslag. Mätförordningen har beslutats och trycktes 2016-04-19 Arbetet med föreskrifterna är i praktiken slutfört och de kvarvarande (formella) stegen sker enligt nedan: Beslut: 2016-06-02 Tryck: ~2016-06-14

esett kommer att så snart som möjligt efter metodgodkännande av Ei att skicka ut avtal för signering till berörda parter Signering av avtal för balansansvariga Metodgodkännande från Energimarknadsinspektionen väntas under maj månad Kort därefter kommer esett att kunna påbörja utskick av det nya avräkningsavtalet för signering.

Svenska kraftnät Det ekonomiska utfallet 2015 Niklas Kallin

Resultat

Överföring av el på stamnätet, avvikelse mot budget

Systemansvar för el, avvikelse mot budget

Finansiell information (2014 års siffror inom parentes) > Periodens resultat blev 1 105 (714) mnkr > Avkastning på justerat eget kapital i koncernen uppgick till 10,7 (7,2) procent (mål 6 procent) > Skuldsättningsgraden i koncernen uppgick till 67,1 (83,3) procent (får inte överstiga 140 procent) > Erhållna kapacitetsavgifter blev 2 068 (1 172) mnkr > Lån hos Riksgälden blev 5 087 (6 202) mnkr > Materiella anläggningstillgångar var 21 481 (19 914) mnkr

Tack för uppmärksamheten!

Svenska kraftnät Ny organisation Elmarknadsrådet 2016-05-17 Ulla Sandborgh

105 Generaldirektör (GD) Mikael Odenberg Teknisk direktör (TD) Ulf Moberg Chefsjurist Bertil Persson Stab och samordning (S) Bo Krantz HR (H) Claes Vallin IT (I) Ulrika Hesslow Finans (F) Magnus Stephansson Internrevisor (IR) Eva Fredriksson Drift (D) Erik Ek Anläggningsförvaltning (A) Ann-Marie Gelius Nätutbyggnad (N) Per Kvarnefalk Marknadsoch systemutveckling (M) Ulla Sandborgh Koncessioner och kommunikation (K) Malin Werner

107 Verksövergripande funktioner Stab och samordning (S) Bo Krantz HR (H) Claes Vallin IT (I) Ulrika Hesslow Finans (F) Magnus Stephansson Koordinering och stöd (SK) Annika Ström Personal (HP) Jessica Levander IT-projekt och samordning (IS) Tf. Lisa Björkling Analys och finansiering (FA) Niklas Kallin Beredskap och säkerhet (SB) Camilla Fagerberg Service (HS) Lena Lagerkvist Datakommunikation (ID) Tina Stödberg Redovisning (FR) Karin Rådström Hälsa, miljö och säkerhet (HM) Elisabeth Schylander Plattformar (IP) Mikael Stranne Systemutveckling och integration (IU) Daniel Hägg Applikationsförvaltning (IF) Marie Edström Inköp (FI) Tf. Min Hou Marknadsstöd (FM) Tania Pinzon IT-support och klienter (IA) Stefan Ravelius Telekommunikation (IK) Julia Möhlnhoff

109 Verksamhet Drift (D) Erik Ek Anläggningsförvaltning (A) Ann-Marie Gelius Nätutbyggnad (N) Per Kvarnefalk Marknadsoch systemutveckling (M) Ulla Sandborgh Koncessioner och kommunikation (K) Malin Werner Driftplanering (DP) Johan Svensson Skyddssystem och nätdata (AS) Michael Jarl Ledningar (NL) Magnus Lindholm Balansering och reserver (MB) Anna Jäderström Markåtkomst (KM) Tf. Anna Sedvall Wiklund Driftanalys (DD) Tf. Tönn Arro Förvaltning ledningar (AFL) Rikard Persson Stationer (NS) Matilda Iverlund Energianalys (ME) Hilda Dahlsten Tillståndsärenden (KT) Tf. Anna Sedvall Wiklund Balanstjänst (DB) Tf. Anders Larsson Driftcentral Nord (DCNO) Torbjörn Hansson Driftcentral Syd (DCSY) Conny Arnfeldt Aristo (DA) Magnus Lindberg Förvaltning stationer (AFS) Erica Niemi Anläggningsdokumentation (AD) Carl-Johan Åkerberg Projektkontor (NP) Camilla Rubinstein Transmissionsteknik (NT) Johan Nissen Bygg- och ställverksteknik (NB) Sara Jonsson Kontrollanläggningar (NK) Erik Bergström Marknadsutveckling (MM) Tf. Anna Guldbrand Nätutveckling (MN) Elisabet Norgren Systemanalys (MS) Per Wikström Utveckling och samordning (MU) Thomas Tagesson Informationssystem (KI) Alexander Price Framkomlighet och planremisser (KF) Ulrika Sigerud Press och kommunikation (KP) Malin Stridh Utbildning och utveckling (DU) Maria Ahnfelt Tekniska förstudier (NF) Jacob Aldrin