User Group Meeting BGV

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Agenda 13.00

Begrüssung und Einführung

13.10

Betriebsbericht Fahrplanmanagement 2010

13.30

Auction Office CASC – Veränderungen bei den Engpassauktionen

13.50

BGM Modell Q3/2011: Weiterentwicklung des Fahrplanmanagements und Anforderungen an die Systeme der BGV

Marc Vogel, Abteilungsleiter Marktprodukte und Analysen Urs Ziegler, Abteilungsleiter Marktbetrieb

Thomas Hauri, Marktprodukte und Analysen

Urs Ziegler, Abteilungsleiter Marktbetrieb

15.00 15.20

Pause Rampenkorrektur in der Ausgleichsenergieabrechnung Marc Scherer, SDL-Entwicklung

16.00

Abrechnungsprozesse Harald Feger, Abteilungsleiter Abrechnung

16.20

Abwicklung SDL-Poolbildung Martin Beck, Gruppenleiter SDL-Entwicklung

16.40

Frage- und Diskussionsrunde

ab 17.00 Apéro-Buffet User Group Meeting BGV, swissgrid ag, Zürich, 17. November 2010

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Betriebsbericht Fahrplan und Auktionen 2010 Urs Ziegler Abteilungsleiter Marktbetrieb Zürich, 17. November 2010

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Agenda 1. Übersicht Bilanzgruppen und Bilanzgruppenverantwortliche 2. Kenndaten Service Fahrplanabwicklung 3. Ablauf Reduktion Schweiz > Frankreich 4. Post Scheduling Adjustment (PSA) über die Feiertage 5. Allgemeine Hinweise/Feedback zum Betrieb 6. Mitarbeiter SF-MB

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Anzahl BG und BGV (Stand Nov. 2010) Anzahl BGV: 88 • 39 CH • 16 IT • 11 DE • 6 AT • 16 sonstige Anzahl BG: 127 • 88 Standard • 19 CH-15 • 20 Regelenergie BG mit Endkunden: 14 BG von 10 BGV User Group Meeting BGV, swissgrid ag, Zürich, 17. November 2010

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Kenndaten Service FahrplanAbstimmung Ein typischer Tag bei der Fahrplanabwicklung (am 20. Oktober 2010): • …wurden 2761 Zeitreihen abgestimmt (alle Versionen), • …905 Zeitreihen wurden ausgeführt (Final Confirmation), • …die von 121 Partnern, • …in 345 Meldungsversionen angemeldet wurden.

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Ablauf Reduktion Schweiz > Frankreich • Die NTC Werte werden auf der Swissgrid Website: http://www.swissgrid.ch/power_market/commercial_grid_manage ment/congestion_management/ch-fr/ht publiziert. • Bei Überschreitung des NTC-Wertes durch die aggregierten D-1 Fahrpläne werden: • Die Fahrpläne von RTE bis 17 Uhr gemäss IFS-Regelungen gekürzt (1:1 Nomination; http://clients.rte-france.com/htm/an/offre/telecharge/Regles_IFS_V1.0_ang.pdf) • Wenn dies nicht ausreicht, erfolgt auch eine Kürzung der LTC Fahrpläne (a:b Nomination) durch RTE

• Die Durchführung der Reduktion und Information der Marktteilnehmer erfolgt durch RTE. • Reduktionen CH->FR sind bisher sehr selten, daher wurden noch keine Auktionen eingeführt. User Group Meeting BGV, swissgrid ag, Zürich, 17. November 2010

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Post Scheduling Adjustment zwischen Weihnachten und Neujahr 2010/2011 • Am Mittwoch 29.12.2010 bis 17.00h wird der PSA für die Tage 24./25./26./27. und 28. Dezember 2010 durchgeführt. • Am Montag 03.01.2011 bis 17.00h wird der PSA für die Tage 29./30. und 31. Dezember 2010 und 01. und 02. Januar 2011 durchgeführt. • Diese separate Regelung wird Ende November 2010 und 10. Dezember 2010 per sep. Mail an die BGV‘s kommuniziert. • Das PSA nach den übrigen Feiertagen des Jahres 2011 jeweils am ersten Arbeitstag nach den Feiertagen wie bisher durchgeführt. • Die Mitarbeiter der Fahrplanabwicklung stehen bei Fragen & Problemen täglich von 13.30h-17.00 zur Verfügung.

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Allgemeine Hinweise/Feedback Betrieb • Bitte melden Sie Fahrpläne so früh wie möglich. Die Übertragung und die Verarbeitung im FMS System benötigt etwas Zeit.

• Zu spät eintreffende Fahrpläne werden abgewiesen. Ausnahmen werden nur in begründeten Einzelfällen gemacht. • Bitte melden Sie uns technische Kommunikationsprobleme frühzeitig. • Beachten Sie bitte die von unserem System gesendeten I-CNF. Sie geben einen wichtigen Hinweis auf den aktuellen Status der Fahrplanabwicklung. • Korrekte und zeitnahe gelieferte PPS sind für die Planung und die Beurteilung der Netzsicherheit für uns sehr wichtig.

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Allgemeine Hinweise/Feedback Betrieb • Gut geschultes Personal im Fahrplanbüro ist eine wichtige Voraussetzung für einen effizienten Betrieb. Punktuell unterstützen wir gerne, wenn uns der Dienst das erlaubt • Sie sparen Zeit, wenn Sie bei betrieblichen Fragen direkt an die für den Zuständigkeitsbereich verantwortliche Stelle richten • Für Intraday FP:

+41 58 580 2911

• Für Day Ahead FP:

+41 58 580 2701

• Für SDL:

+41 58 580 2955

• Für Auktionen:

+41 58 580 2770

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Wir Mitarbeiter bei SF-MB……

Rolf Tolksdorf

Matthias Ernst

Tobias Schwarz

Urs Heller

Rainer Schmidt

….bedanken uns bei Ihnen für die gute Zusammenarbeit! User Group Meeting BGV, swissgrid ag, Zürich, 17. November 2010

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Fragen & Anregungen ??

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Auction Office CASC Veränderungen bei den Engpassauktionen Thomas Hauri Marktprodukte und Analysen Zürich, 17. November 2010

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Agenda 1. Allgemeine Informationen 2. Terminpläne 3. Wichtigste Neuerungen CASC Auction Rules

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Der Auktionsbetrieb bis Q1 2011 (Phase 1)

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…und ab Q2 2011! (Phase 2)

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Allgemeine Informationen / I • Unterzeichnung eines Memorandum of Understanding (MoU) am 19.5.2010 über Schaffung eines gemeinsamen Auktionsbüros für die Durchführung expliziter Auktionen. • CASC wird im Laufe des Jahres 2011 neu alle expliziten Auktionen für die Grenzen DE-CH, AT-CH, FR-IT, CH-IT, AT-IT, SLO-IT und GR-IT basierend auf den grenzspezifischen Auktionsregeln durchführen. • Ab 2012 sollen zusätzlich die Auktionsregeln aller von CASC auktionierten Grenzen harmonisiert werden.

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Allgemeine Informationen / II Aufgaben welche von CASC durchgeführt werden: • Registrierung • Durchführung Jahres-, Monats- und Tagesauktionen • Sekundärmarkt (Transfer, Resales) • Durchführung von Reduktionen • Rechnungsstellung und Inkasso • Single Point of Contact für Auktionen

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Allgemeine Informationen / III Aufgaben welche beim TSO verbleiben: • NTC-Festlegung (inkl. allfällige NTC-Reduktionen) • Auktionsproduktbestimmung für Jahr/Monat/Tag • Erstellung Auktionskalender (Termine Y-/M-Auktionen) • Nomination der Langzeitrechte (Jahr/Monat/LTC/ML) • Intraday-Kapazitätsvergabe

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Agenda 1. Allgemeine Informationen 2. Terminpläne 3. Wichtigste Neuerungen CASC Auction Rules

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Terminplan Grenzen CH-AT und CH-DE 18.10.10

Informationsschreiben an Auktionsteilnehmer

11.11.10

Publikation Auction Rules Phase 1 (mit minimalen Anpassungen im Vergleich zu 2010)

18.11.10

Jahresauktionen durch TSO nach Auction Rules Phase 1

14.12.10

Monatsauktionen Januar durch TSO nach Auction Rules Phase 1

03.01.11

Publikation Auction Rules Phase 2 mit CASC als Single Auction Office

03.01.11

Beginn Neuregistrierung bei CASC

xx.02.11

Schulung Auktionsteilnehmer

14.02.11

Monatsauktionen März durch CASC

28.02.11

Erste Tagesauktion durch CASC

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Terminplan Grenze CH-IT 27.10.10

Informationsschreiben an Auktionsteilnehmer

05.11.10

Start Konsultation CASC Auction Rules

01.12.10

Publikation Auction Rules Phase 1 (mit minimalen Anpassungen im Vergleich zu 2010)

xx.12.10

Jahresauktionen durch TSO nach Auction Rules Phase 1

xx.12.10

Monatsauktionen Januar durch TSO nach Auction Rules Phase 1

03.01.11

Publikation Auction Rules Phase 2 mit CASC als Single Auction Office

03.01.11

Beginn Neuregistrierung bei CASC

xx.02.11

Schulung Auktionsteilnehmer

16.03.11

Monatsauktionen April durch CASC

31.03.11

Erste Tagesauktion durch CASC

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Agenda 1. Allgemeine Informationen 2. Terminpläne 3. Wichtigste Neuerungen CASC Auction Rules

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Wichtigste Neuerungen CASC Auction Rules CH-IT

CH-DE

CH-AT

CASC Prepaid-Verfahren, keine Bankgarantien

X

X

X

Marktmachtbeschränkung Y/M/D-Auktion

100 % ATC

40% ATC

100 % ATC

X

X

X

d-2 Arbeitstage (Mo-Fr) 12:00

d-2 12:00

d-2 12:00

Stornierung von Resale und Transfers möglich Transfer-Deadline

Anwendbares Recht User Group Meeting BGV, swissgrid ag, Zürich, 17. November 2010

Luxemburg

Deutschland Luxemburg 24

Fragen & Anregungen ??

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BGM Modell – Anforderungen an BGV Systeme Urs Ziegler Abteilungsleiter Marktbetrieb Zürich, 17. November 2010

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Agenda 1. Projekt «BGM 2» – neues Fahrplansystem (FMS) 2. Anpassungen / Weiterentwicklung des bestehenden BG Konzeptes in der Schweiz

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Neues Fahrplansystem – Warum notwendig? • Kurze StromVG Umsetzungsfristen  Nur minimale Anpassungen der Fahrplansysteme bei Swissgrid und den BGV waren möglich. • Verschiebung der Einführung des angestrebten «1-BGBusinesstype Modells» beim Start 2009. • Neue gesetzliche sowie technische Anforderungen (ENTSO-E) kann Swissgrid mit dem heutigen Fahrplansystem nicht oder nur mit hohem Zeit- und Ressourcenaufwand umsetzen. • Das bestehende Fahrplanmanagementsystem (FMS) hat das Ende seines Lebenszyklus erreicht und muss ersetzt werden. User Group Meeting BGV, swissgrid ag, Zürich, 17. November 2010

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Neues Fahrplansystem – Vorgaben und Anforderungen vom Schweizer Markt • Zukünftige Modell und Prozesse sollen ohne grosse Änderungen der BGV Systeme eingeführt werden können. • Händler, die auch im Ausland tätig sind, möchten möglichst einheitliche Prozesse und Formate. • Robuster und verständlicher Fahrplanprozess. • Ein Status-Request soll automatisiert vom BGV angefordert und von Swissgrid verschickt werden können.

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Neues Fahrplansystem – Vorgaben und Anforderungen von Swissgrid • Das neue FMS kann flexibel, schnell und kostengünstig an das sich verändernde Marktumfeld anpasst werden. • Eine hohe Wiederverwendbarkeit der Funktionalität (Services) ist gewährleistet. • Die Wartungskosten sind signifikant tiefer als beim heutigen FMS. • Das neue FMS ist hoch verfügbar.

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Projekt Zeitplan Aktuell

Implementierung Phase 1

Dezember 2010

Verifikation der Planung auf Basis der Erfahrungen aus Phase 1

20.12.2010

Schriftliche Information der BGVs überweiteres Vorgehen und Termine

31.01.2011

Entwurf Änderungen Tech. BG-Vorschriften

April 2011

Userforum 2011

Ab Q2/2011

Gemeinsamer Testbetrieb

Q3/2011

Go-Live

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Agenda 1. Projekt «BGM 2» – neues Fahrplansystem (FMS) 2. Anpassungen / Weiterentwicklung des bestehenden BG Konzeptes in der Schweiz

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Anpassung/Weiterentwicklung BG Konzept

1/3

• Das neue FMS wird die ESS Version «V3R3» unterstützen. Die bestehende Version «V2R3» wird bis 6 Monate nach Einführung des neuen FMS weiter unterstützt. • 1-Bilanzgruppen Marktmodell – Die Unterscheidung der Fahrpläne geschieht neu über den Business Type im TPS Fahrplan • Anpassung der Zählwerterfassung nicht notwendig, da alle Messwerte der Standard BG zugewiesen sind/bleiben • Nicht mehr benötigte EIC Codes der Kraftwerks- und Regelenergiebilanzgruppen werden «InActive» gesetzt

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Anpassung/Weiterentwicklung BG Konzept

2/3

• Status Request – BGV erhalten die Möglichkeit den

aktuellen Status der Fahrplanabstimmung abzufragen. • Das neue FMS verschickt auf Anfrage entsprechende I-CNF oder ANO Meldungen und legt damit den aktuellen Stand der Abstimmung im FMS System offen.

• Neuer Prozesstype für Intraday – Statt A02 wird neu A18 genutzt. • Vertragsscharfe Anmeldung – Für jedes allozierte Kapazitätsrecht (PTR mit eigenem CAI) erfolgt eine dedizierte Anmeldung mit separaten Zeitreihen in einem TPS (Die Einführung erfolgt in Absprache mit den benachbarten TSO). User Group Meeting BGV, swissgrid ag, Zürich, 17. November 2010

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Anpassung/Weiterentwicklung BG Konzept

3/3

• [Option] Verschlüsselter Datentransfer – E-Mail/FTP werden verschlüsselt ausgetauscht bzw. übertragen. • [Option] ANO Meldung bei Nichtanmeldung – Meldung an Partner der nicht angemeldet hat. (Voraussetzung: Mindestens eine Fahrplanmeldung ist für diesen Tag vorhanden). • Die ElCom verlangt die Einführung einer Clearing Gebühr für die Fahrplanabwicklung. Die Gebühr soll möglichst verursachergerecht sein. • Swissgrid empfiehlt der ElCom auf die Einführungen einer Gebühr zu verzichten

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Fragen & Anregungen ?? Fragen? • Wird ein verschlüsselter Datentransfer von den BGV gewünscht? • Welchen Nutzen hat die «ANO Meldung bei Nichtanmeldung» für den BGV?

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Kurze Pause Tea Coffee

Fruits

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Rampenkorrektur in der Ausgleichsenergieabrechnung Leistungs- und Frequenzeinbrüche aufgrund nichtkonformer Fahrplanwechsel Marc Scherer SDL-Entwicklung Zürich, 17. November 2010

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Agenda 1. Ausgangslage 2. Ausgleichsenergieberechnung 3. Konsequenzen bei Nichteinhalt der Rampen 4. Frequenzqualität 5. Umsetzung der Rampe 6. Situation der Bilanzgruppen 7. Fazit

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1. Ausgangslage / I • Kontinuierliche Last- und Erzeugungsänderung vs. treppenförmiger Fahrplanverlauf • ENTSO-E und Transmission Code geben 10-minütige Rampe bei Fahrplanänderungen (Last, Produktion) vor ΔP

Fahrplan Sollverlauf

t x.55

x.00

x.05

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1. Ausgangslage / II Heute ist der Fahrplan das wesentliche Bindeglied zwischen Last und Produktion  Summe der Last ändert sich kontinuierlich • Handel verlagert nur einen Teil der Produktion im Netz

 Diskrete Wechsel («Fahrplansprünge») lassen sich praktisch nicht koordinieren • Eine Produktionsumverteilung kann ein Leistungsdefizit mit der doppelten Höhe generieren • 10-minütige Rampe als einheitliche Regel zum Abwickeln von Fahrplänen

 Sinnvoller Umgang mit den Betriebsmitteln • Netzsicherheit und Kraftwerkseinsatz

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2. Ausgleichsenergieberechnung / I • Last und Erzeugung als physikalische Gegebenheiten • Bilanzgruppenmanagement als Abrechnungsmodell • Physikalischer Austausch resultiert als Fahrplan der Bilanzgruppe respektive als Bilanzgruppensaldo

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2. Ausgleichsenergieberechnung / II • Die Berechnung der Ausgleichenergie basierte bis Mitte 2010 auf dem diskreten (treppenförmigen) Fahrplansaldo der Bilanzgruppen • Falscher Anreiz den (stündlichen) Handelsprodukten treppenförmig zu folgen («Fahrplansprünge») • Spiegelt nicht die Ausgangslage wieder

• Seit Mitte 2010 wird die Rampe beim Fahrplansaldo der Bilanzgruppen berücksichtigt • Korrekte Berechnung der Ausgleichsenergie bei einer Änderung des Bilanzgruppensaldos

• Diese vertragliche Anpassung zeigte eine positive Wirkung • Weiterer Handlungsbedarf zur Verbesserung des Bilanzgruppenverhaltens

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3. Konsequenzen bei Nichteinhalt der Rampen / I • Ausgeprägte Leistungsschwankungen zu (v.a. morgendlichen und abendlichen) Stundenwechseln • Kompensation erfordert Einsatz von Regelreserve • Europaweite Ausschöpfung (Missbrauch) der Primärregelreserve (±3000 MW, «Doppelblockausfall») • Aktivierung der regelzoneninternen Sekundärregelreserve • Tertiärregelreserve praktisch nicht einsetzbar

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3. Konsequenzen bei Nichteinhalt der Rampen / II Sekundärregelleistung [MW]

400

200

0

−200

−400

19:00

20:00

21:00

22:00

 Regelreserve ist beschränkt – Swissgrid hat nur Zugriff auf kontrahierte Leistung (Beispiel Januar 2010) User Group Meeting BGV, swissgrid ag, Zürich, 17. November 2010

45

400

50.2

200

50.1

0

50

−200

−400

49.9

19:00

20:00

21:00

22:00

Netzfrequenz [Hz]

Sekundärregelleistung [MW]

4. Frequenzqualität / I

49.8

 Frequenzeinbrüche abhängig von den Marktteilnehmern  Systematische Destabilisierung des Verbundnetzes User Group Meeting BGV, swissgrid ag, Zürich, 17. November 2010

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4. Frequenzqualität / II 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0

Anzahl * 10

Gesamtdauer [s]

 75-mHz-Kriterium (Überblick, 2001-2010) User Group Meeting BGV, swissgrid ag, Zürich, 17. November 2010

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4. Frequenzqualität / III  Netzregelung kann den Fehler nie «vollständig kompensieren» • Primärregelung reagiert auf Frequenzabweichung • Regelgüte beschränkt (immanente Verzögerung durch Regelkreis)

 Einsatz von Regelreserve immer langsamer als «kumulierter» Fahrplansprung: Die Regelreserve ist kein adäquates Mittel zur Kompensation von nichtkonformen Fahrplanwechseln!

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800

400

300

200

−200

0

−700

−200

−1200

07:50

07:55

08:00

08:05

08:10

Sekundärregelleistung [MW]

Grenzüberschreitender Austausch [MW]

5. Umsetzung der Rampe / I

−400

 Der Sekundärregler berücksichtigt (seit jeher) den Sollverlauf (Beispiel September 2010)

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5. Umsetzung der Rampe / II • Rampe (oder ähnliches) wird im Allgemeinen gefahren • Vertragliche Anpassung zeigt Erfolge • Stundenwechsel: Von «Jojo» zu «Dromedar»

• Rampen werden oft zeitversetzt gefahren • Einige zu früh, andere oft zu spät! • Oftmals ein Unter- und Überschiessen zu Beginn oder Ende der Rampe • Rampe wird nicht immer konsequent gefahren • Reduktion der Sekundärregelreserve bis anhin nur beschränkt möglich  Kosten gehen in den allgemeinen SDL-Tarif und damit an die Endverbraucher User Group Meeting BGV, swissgrid ag, Zürich, 17. November 2010

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6. Situation der Bilanzgruppen • Bilanzgruppe ohne Last, ohne Erzeugung • Händlerbilanzgruppe, Saldo immer null (oder Abstimmungsfehler)

• Bilanzgruppe mit Last und Erzeugung • Klassisch: Lastfolge möglich («alte Welt»), Handel und Eigenproduktion

• Bilanzgruppe nur mit Last • Bedarf wird mit Handel abgedeckt

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6. Lastrampen / I Last

P

Sollverlauf der Produktion Fahrplan

4 4

5

6

t



«Lastmanagement» unumgänglich (z.B. Rundsteuerungen)



Stundenprodukte unpassend bei Lastan- oder abstiegsphasen

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6. Lastrampen / II Sekundärregelleistung [MW]

400

200

0

−200

−400

4:00

5:00

6:00

7:00



Kombination aus Fahrplansprung und Lastrampe



Wechsel von Stunden auf Viertelstundenprognose

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Fazit Unbundling – vom Lastfolgebetrieb zum Fahrplanbetrieb?  Die ersten Massnahmen zur Behebung eines verbundweiten Problems zeigen in der Schweiz Erfolge Kompensation von nichtkonformen Bilanzgruppenverhalten benötigt Regelreserve!  Regelleistung und Ausgleichsenergie

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Fragen & Anregungen ??

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Abrechungsprozesse

Harald Feger Abteilungsleiter Abrechnung Zürich, 17. November 2010

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Agenda 1. Bilanzgruppenabrechnung mit Berücksichtigung der Rampen 2. Acknowledgementmeldungen zur Saldozeitreihe

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Allgemeine Bilanzgruppen-Regelungen Version 1.2 vom 1. Juli 2010 (reduzierter Auszug) 7.3 Abrechnung der Ausgleichsenergie Swissgrid ermittelt auf Grundlage der im Bilanzgruppen-System vorliegenden Fahrplanmeldungen (FCNF) und der von den Verteilnetzbetreibern übermittelten Produktions- und Verbrauchsaggregate pro Viertelstunde die Saldozeitreihe der Abrechnungseinheit des BGV. Swissgrid berücksichtigt bei der Ausgleichsenergieabrechnung die gemäss Transmission Code Schweiz und Operation Handbook der ENTSO-E vorgeschriebenen Rampen bei Änderung des Fahrplansaldos. Infolge dessen kann der Ausgleichsenergiesaldo vom Wert in der Saldozeitreihe abweichen. Sekundär- und Tertiärregelenergielieferungen werden bei der Berechnung der Rampen dagegen nicht berücksichtigt, da diese Regelenergiefahrpläne bereits das gewünschte Lieferprofil abbilden. Bilanzgruppen in denen es im Abrechnungsmonat keine physischen Ein- und Ausspeisungen gegeben hat weisen stets eine ausgeglichene Fahrplanbilanz auf. Ein Unausgeglichener Fahrplansaldo kann bei Fahrplanfehlern auftreten. In einem solchen Fall kommt die Berechnung der Rampen nicht zur Anwendung. User Group Meeting BGV, swissgrid ag, Zürich, 17. November 2010

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Hinweis zu den Anpassungen im Bilanzgruppenvertrag Da es ein Missverständnis in der Interpretation dieser Anpassungen gegeben hat, möchten wir Sie nochmals über diese Regelung informieren: Die Änderung hat keine Auswirkung auf die Fahrplanerstellung der Bilanzgruppenverantwortlichen. Die Fahrpläne werden wie bis anhin erstellt und übermittelt. Eine Anpassung resp. Einbindung der Rampen in die an Swissgrid übermittelten Fahrpläne darf nicht erfolgen. Die Berechnung der Saldozeitreihe bleibt unverändert ohne Einberechnung der Rampen. Die angesprochene Änderung betrifft ausschliesslich die Regelung zur Berechnung der Ausgleichsenergie. Swissgrid berechnet die Rampe aufgrund der Fahrplanwerte und berücksichtigt diese in der Abrechnung der Ausgleichsenergie.

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Berechnung der Ausgleichsenergie FPBt Fahrplanbezug (total inkl. Sekundärund Tertiärfahrpläne)

-

FPAt Fahrplanabgabe

(total inkl. Sekundär- und Tertiärfahrpläne)

+

Fahrplanbilanz SZAE Messdatenbilanz

+

+/-

SZAE Saldozeitreihe negative Werte = BG long (Überdeckung)

+

EGS Einspeisegangsumme

positive Werte = BG short (Unterdeckung)

LGS Lastgangsumme

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Berechnung der Ausgleichsenergie FPB Fahrplanbezug (exkl. Sekundär- und Tertiärfahrpläne)

Fahrplanbezug Sekundär- Fahrplanabgabe Sekundär-

(exkl. Sekundär- und Tertiärfahrpläne)

-

FPAaST

FPBaST

FPA Fahrplanabgabe

und Tertiärfahrpläne

-

+

+/-

-

EFoST

ERv

und Tertiärfahrpläne

+

+/-

- ERn +

EFaST

(Fahrplanbilanz ohne Sek&Tert)

Fahrplanbilanz AE

+

+/-

Messdatenbilanz

AE Ausgleichsenergie negative Werte = BG long (Überdeckung)

EGS Einspeisegangsumme User Group Meeting BGV, swissgrid ag, Zürich, 17. November 2010

+

positive Werte = BG short (Unterdeckung)

LGS Lastgangsumme 61

(pos. Werte)

EFS (n)

EFS (n+1)

¼h 1/12 h Zeit in min

-

+

EFS (n-1)

(neg. Werte)

Fahrplanbilanz in kWh

Berechnung der Fahrplanbilanz unter Berücksichtigung der Rampen

EFoST Energiewert der Fahrplanbilanz (ohne Sek- und Tertiärfahrpläne) ERv Energiewert Rampenanteil zur vorangegangenen ¼-Stunde ERn Energiewert Rampenanteil zur nachfolgenden ¼-Stunde EFaST Energiewert der Fahrplanbilanz aus Sek- und Tertiärfahrplänen EFA Energiewert der Fahrplanbilanz für Ausgleichsenergie AE (incl. Sek- und Tertiärfahrpläne) Berechnung EFA: ERv (n) = (EFoST (n) – EFoST (n-1)) / 12 ERn (n) = (EFoST (n) – EFoST (n+1)) / 12 User Group Meeting BGV, swissgrid ag, Zürich, 17. November 2010

EFA (n) = EFoST (n) – ERv (n) – ERn (n) + EFaST (n)

62

Billing Report Seite 1 «Overview» Ausgleichsenergie

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Saldozeitreihe

63

Billing-Report «Details imbalance data»

Auf dieser Seite werden die Daten zur Saldozeitreihe dargestellt User Group Meeting BGV, swissgrid ag, Zürich, 17. November 2010

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Billing-Report «Details balance Energie» Energiewert der Fahrplanbilanz (ohne Sek- und Tertiärfahrpläne)

Energiewert Rampenanteil zur vorangegangenen ¼-Stunde User Group Meeting BGV, swissgrid ag, Zürich, 17. November 2010

Energiewert Rampenanteil zur nachfolgenden ¼Stunde

Energiewert der Fahrplanbilanz aus Sekund Tertiärfahrplänen

Energiewert der Fahrplanbilanz für Ausgleichsenergie AE (incl. Sek- und Tertiärfahrpläne) 65

Agenda 1. Bilanzgruppenabrechnung mit Berücksichtigung der Rampen 2. Acknowledgementmeldungen zur Saldozeitreihe

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Technische Bilanzgruppen-Vorschriften Version 1.2 vom 1. Juli 2010 (reduzierter Auszug) 17. Energiedaten und Saldozeitreihe Die Saldozeitreihe übermittelt swissgrid an den BGV gemäss dem Umsetzungsdokument «Standardisierter Datenaustausch für den Strommarkt Schweiz», bis spätestens am 15. Arbeitstag nach Monatsende an die hierfür angegebene Kontaktstelle. Vom 15. bis 28 Arbeitstag nach Monatsende verschickt swissgrid arbeitstäglich ab 15.30 Uhr eine aktualisierte Saldozeitreihe sofern sie neue oder korrigierte Energiedaten von den VNB erhalten hat. Sofern nach dem 28. Arbeitstag bis 6 Monate nach Monatsende geänderte Energiedaten eintreffen, erfolgt ein wöchentlicher Versand der aktualisierten Saldozeitreihe. So ist gewährleistet, dass die Messdaten zwischen swissgrid und dem BGV laufend verglichen und abgestimmt werden. Nach 6 Monaten nach Monatsende werden von swissgrid keine Energiedaten mehr entgegengenommen. Der BGV sendet an swissgrid binnen 24 Stunden nach dem Empfang der Saldozeitreihe eine Acknowledgement oder Error Meldung, wie im oben referenzierten Dokument beschrieben.

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Zeitlicher Verlauf des Abgleichs der Saldozeitreihe nach SDAT-CH VNB

swissgrid

BGV

Fristen ab Monatswechsel

BG Aggregate

spätestens bis 10. Arbeitstag

Saldozeitreihe Acknowledgement

spätestens 24h nach Erhalt der Saldozeitreihe

15. Arbeitstag bis 28. Arbeitstag

Das Acknowledgement gibt nur an, ob die Saldozeitreihe formell den Erfordernissen entspricht oder nicht (Error) und macht keine Aussage über die Richtigkeit des Inhalts der Meldung. User Group Meeting BGV, swissgrid ag, Zürich, 17. November 2010

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Übersicht Zustellung Acknowledgement für die Monate Januar bis September 2010

33% 41%

26%

immer sporadisch nie

Für nur 33% aller Bilanzgruppen erhält Swissgrid regelmässig ein Acknowledgement auf die zugestellte Saldozeitreihe.

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Möglichkeit der Zustellung des benötigten Acknowledgement Seit dem 1. Juli 2010 kann Swissgrid auf Wunsch des BGV das zu retournierende Acknowledgement parallel mit der Saldozeitreihe zustellen. Die Zustellung des Acknowledgment kann mittels formlosen E-Mail an [email protected] beantragt werden.

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Weiters Vorgehen bezüglich Acknowledgement Swissgrid wird auf die betroffenen BGV zugehen und zur Zustellung des Acknowledgement für die zugehörigen Bilanzgruppen auffordern. Sollte der BGV der Aufforderung durch Swissgrid nicht nachkommen, behält sich Swissgrid weitere Schritte vor.

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Fragen & Anregungen ??

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Abwicklung SDL TRL-Pool

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Agenda 1. Merkmale TRL- Pool 2. Ziele 3. Abwicklung • Aktuelles Abrufszenario • Abrufszenario mit Pool- Anbieter 4. Prozesse 5. Ausgleichsenergie 6. Vergütungen 7. Weiteres Vorgehen User Group Meeting BGV, swissgrid ag, Zürich, 17. November 2010

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Merkmale TRL- Pool • Die Bündelung von kleineren Kraftwerken, Industrie sowie Notstromanlagen zu einem Pool. • Diese Erzeugungseinheiten haben keine eigene BG sondern sind einer Dritten BG zugeordnet. • Beteiligte Rollen • Poolbetreiber als SDV und BGV • BGV in deren BG sich die Erzeugungseinheiten befinden • Verteilnetzbetreiber • Energielieferant

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Ziel • Vorhandene Abwicklungsunsicherheiten klären • Festlegung der Aufgaben der einzelnen Rollen • Grundlagen beschreiben • Einheitliches und einfaches Abwicklungsverfahren für BGV und TRL-Pool gewährleisten • Erstellung Branchendokument • Veröffentlicht auf Swissgrid Webseite • Verbindlich • Beschleunigt Einrichtung von Pools

• Erstellung eines Standartvertrags BGV – TRL-Pool User Group Meeting BGV, swissgrid ag, Zürich, 17. November 2010

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Klassisches Abrufszenario D+1 FP

BGV

Abrufinformation

Messdaten

Monitoring- Daten

SDV Monitoring- Daten

Abrufinformation

EZE 1

VNB EZE: Erzeugungseinheit

EZE 2

Messdaten User Group Meeting BGV, swissgrid ag, Zürich, 17. November 2010

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Abrufszenario mit Pool- Anbieter (1)

BGV 1 Monitoring Daten

D+1 FP

EZE 1

D+1 FP

Abrufinformation

evtl. Abrufinformation

D+1 FP

Pool- Anbieter SDV+BGV Abrufinformation

BGV 2

Monitoring Daten

EZE 2 EZE 1 FP: Fahrplan

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Abrufszenario mit Pool- Anbieter (2) D+1 FP

D+1 FP

Abrufinformation

Abrufinformation

Monitoring Daten

Pool-Anbieter SDV+BGV

BGV

Monitoring Daten

Abrufinformation

EnergieLieferant

Messdaten

Messdaten

EZE

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VNB

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Prozesse • Abrufinformation Pool BG -> Anschluss BG? • Falls erwünscht und begründet, ja, in Klartext • unmittelbar nach Erhalt der Swissgrid-Meldung • Poolangebot soll gekennzeichnet sein

• Abrufinformation Pool BG -> Energielieferant? • Nein, Information vor Eintritt in den Pool, damit dies in Liefervertrag abgebildet werden kann

• d+1 Fahrplan Pool BG Anschluss BG • Information Anschluss BG über erfolgte Abrufe bis 10 Uhr durch Pool BG • D+1 Fahrplanabgleich bis 17 Uhr

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Ausgleichsenergie (1) • Pauschale Lösung für Abgeltung Ausgleichsenergie • tAnfahrrampe [h] = tAbfahrrampe [h] = 10 Minuten P

PGesamt ∆P

Tertiärregel energie

+ +

PVersorgung

=

∆P [MW] × tAnfahrrampe [h] × 1/2 ∆P [MW] × tAbfahrrampe [h] × 1/2 ∆P [MW] × tRegel [h] × 0.01 WAusgleich [MWh]

t

tRampe

tRegel

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tRampe

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Ausgleichsenergie (2) • Ausgleich mittels Energie • Ausgleichsenergie wird mittels d+1 Fahrplan in BG des Pools verschoben • Information Anschluss BG über Ausgleichsenergie bis 10 Uhr durch Pool BG • D+1 Fahrplanabgleich bis 17 Uhr

• Pool BG • Korrigiert mittels Energiehandel • Bezahlt Ausgleichsenergie an Swissgrid

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Vergütungen / Kosten für BGV • Initialaufwand / Einrichten der versch. Systeme • Fahrplan • Datenmanagement • Abrechnung

 8 Stunden pro Pool

• Aufwand bei Abruf • Eventuell Abwicklung beim Abruf • Abwicklung d+1 Fahrplan • Ausgleichsenergie

 30 Minuten pro Tag mit einem Abruf

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Vorgehen • Grundlagen zusammen mit BGV mit Endkunden an Workshop (22.9.2010) erarbeitet • Entwurf Branchendokument erstellt (5.10.2010) • Vernehmlassung Dokument bis 20.10.2010 • Finale Version Branchendokument • Veröffentlichung demnächst • Zusammen mit Standardvertrag zwischen Pool-BG und BGV • Swissgrid Beurteilung der Kommentare zu Stellungnahmen an Vernehmlasser versenden

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Fragen & Anregungen ??

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Nächstes UGM BGV Frühling 2011 User Group Meeting BGV, swissgrid ag, Zürich, 17. November 2010

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