ULOGA OPERATORA PRIJENOSNIH SUSTAVA U PROVEDBI … · uloga operatora prijenosnih sustava u provedbi integracije trŽiŠta elektriČne energije europske unije i energetske zajednice

ULOGA OPERATORA PRIJENOSNIH SUSTAVA U PROVEDBI INTEGRACIJE

TRŽIŠTA ELEKTRIČNE ENERGIJE EUROPSKE UNIJE I ENERGETSKE ZAJEDNICE

Mr.sc. Damjan Međimorec, član Upravnog odbora ENTSO-E(HEP-Operator prijenosnog sustava d.o.o.,direktor Sektora za razvoj i institucijsku suradnju)

D. MEĐIMOREC | 2/35OKRUGLI STOLOKRUGLI STOL Zagreb, 29. 11. 2012.Zagreb, 29. 11. 2012.

Sadržaj

• Europska mreža operatora prijenosnih sustava za električnu energiju (ENTSO-E)

• ENTSO-E uloga prema “Trećem energetskom paketu Europske unije”

• Pravila za mreže (Network codes) kao provedbeni propisi “Trećeg energetskog paketa Europske unije”

• Integracija tržišta električne energije

• Uloga ENTSO-E za tržište električne energije• Pravila za mrežu o dodjeli kapaciteta i upravljanju zagušenjima

(CACM)


Ishodišta ENTSO-E

Udruženja europskih operatora prijenosnih sustava 2008.g.:


Nastanak ENTSO-E

Prag, 26. lipanj 2008. Brussels, 19. prosinac 2008. 1. srpnja2009.

ENTSO-E

UCTE

NORDEL

BALTSO

UKTSOA

ATSOI

ETSO

Potpisivanje Deklaracije o namjeri

Osnivanje ENTSO-E ENTSO-E u potpunosti

preuzeo sve aktivnosti

• Prethodne aktivnosti preuzete i kroz pravno obvezujuće sporazume (CTA’s – posebice od UCTE i ETSO)• Nastavak aktivnosti bez prekida • Daljnji razvoj na dosadašnjim temeljima


ENTSO-E obuhvaća :• 525 milijuna građana• 828 GW instalirane proizvodnje• 305000 km prijenosnih vodova• 3400 TWh godišnje potrošnje• 400 TWh godišnje

prekogranične razmjene

• 41 član (OPS) iz 34 države

- 8 “regionalnih tržišta”

- 5 sinkronih područja

ENTSO-E – osnovni podaci


Dvojaka uloga ENTSO-E

• Udruženje operatora prijenosnih sustava

– Jedinstvena platforma suradnja europskih OPS-ova na paneuropskoj i regionalnoj razini

– Promocija interesa OPS-ova

• Subjekt “trećeg energetskog paketa” EU

– Definirano ime (i kratica): Europska mreža operatora prijenosnih sustava za električnu energiju(ENTSO-E)

– Važna aktivna uloga u europskom procesu pripreme i donošenja pravila, planova i dr.

ENTSO-E osnovan i počeo s radom (kao udruženje) i prije stupanja na snagu “trećeg paketa” anticipirajući njegovu primjenu temeljem unaprijed objavljenih i usuglašenih relevantnih odredbi njegovih relevantnih propisa


ENTSO-E misija i vizija

Misija– Sigurnost (pogona): unapređivanje suradnje OPS-ova– Dostatnost (razvoja): TYNDP– Tržište (platforma): spajanje tržišta prema ciljnom modelu– Održivost (integracije prvenstveno OIE):

istraživanje i razvoj, te nove tehnologije

Vizija

Postati i ostati središnja točka za sve europske (tehničke, tržišne i političke) teme u svezi OPS-ova, kao i sučelje sa korisnicima prijenosne mreže, institucijama EU, regulatorima i nacionalnim vladama.Svojim uratcima doprinositi sigurnosti opskrbe, paneuropskom tržištu bez granica, sigurnoj integraciji novih izvora električne energije (posebice obnovljivih) i pouzdanoj mreži okrenutoj ka budućnosti i usklađenoj s ciljevima energetske politike.

Vodeća snaga i glas u realizaciji ciljeva europske (elektro)energetske politike


Skupština

Upravni odbor Tajništvo

Pravno-regulatorna grupa Ekspertna grupa za podatke

Ekspertna grupa za nadzor usklađenosti

Europski standardiplaniranja razvoja

Modeliranje mrežei podaci

10 god. Planrazvoja mreže

Dostatnost sustava i Modeliranje tržišta

Sjeverno more Baltičko more Kontinentalnasrednja i južna

Kontinentalnajugozapadna

Radne grupe

Regionalne grupe

Upravljanjeimovinom2050 / Supermreža

Kontinentalnajugoistočna

Kontinentalnasrednja i istočna

Electronic HighwayZaštita kritične infrastruktureEuropski pogonski standardi

Velika BritanijaBaltikSkandinavijaKontinentalnaEuropa

Funkcionalnimodel

Operativnerezerve

Klasificiranjeincidenata

Koordiniraneusluge

ENTSO-E Eurelectricupravljanje frekvencijom

/

Irska - Sj. Irska

Dobrovoljne regionalne grupe

Timovi prema potrebi

Sjeverna Europa

Radne grupe

Regionalne grupe

Razmjenapodataka

Tržišne informacijei razvidnostPomoćne uslugeIntegracija tržišta

JugozapadnaEuropa

JugoistočnaEuropa

SjeverozapadnaEuropaBaltik

Obnovljiviizvori energije

Radne grupe

Regionalne grupe

Planistraživanja i razvoja

Praćenje i azmjena znanjar

Radne grupe

Odbor sustava

za razvoj

Odbor sustava

za vođenje

Izolirani sustavi

Odbor za tržište

Odbor Istraživanje i razvoj

za

ENTSO-E – organizacijski ustroj


ENTSO-E osnovne odgovornosti

• Prema člancima Uredbe (EZ) 714/2009 :

Čl. 4: ENTSO – obveza rada na dovršetku jedinstvenog unutarnjeg tržišta

Čl. 6: Priprema Pravila za mreže (Network codes) – u skladu s okvirnim smjernicama ACER (Agencije za suradnju

energetskih regulatora) i intenzivnu javnu raspravu,s konačnim obvezujućim učinkom

Čl. 7: Obuhvat Pravila za mreže– prekogranične teme i one u svezi integracije tržišta,

bez zadiranja u pravo država članica da propisuju svoja domicilna pravila

Čl. 8: ENTSO aktivnosti – Pravila za mreže, Desetgodišnji planovi razvoja (TYNDP),sezonske prognoze dostatnosti, izvješća o dostatnosti proizvodnje


Pravila za mrePravila za mrežže e ((NetworkNetwork codescodes))

kao provedbeni propisi u funkciji integracije tržišta električne energije


Why did the Commission introduce the idea of IEM (Internal energy market) ?

Let us for a moment imagine how our energy landscape would look like without an internal energy market. We would have 27 markets in Europe, with widely diverging market rules and network operationrules. Gas and electricity would not flow freely across borders.Energy companies would not be able to take full advantage of economies of scale. The level of competition would be much lower, with less choice for customers. Security of energy supply would be a significant concern in many Member States, in particular in those depending on a single supplier without being adequately interconnected with other Member States. And meeting our climatechange objectives with 27 markets would be much more expensive and much less efficient. Without an internal energy market Europe would be vulnerable. We would all pay the price.”

Commissioner Günther H. Oettinger


The scale of the challenge –additional 52300 km lines (TYNDP 2012)

The IEM will not be a reality without the necessary infrastructure investmentThe IEM will not be a reality without the necessary infrastructure investment


About €100 billion in the coming 10 years

• €100 billion investment on grids…

• ≈ 1.5-2 €/MWh in Europe over the 10-year period,

• ≈ 2% of the bulk power prices,

• ≈ less than 1% of the total end-users’electricity bill

• €100 billion investment on grids…

• ≈ 1.5-2 €/MWh in Europe over the 10-year period,

• ≈ 2% of the bulk power prices,

• ≈ less than 1% of the total end-users’electricity bill

billion € billion €Austria 1.1 Ireland 3.9Belgium 1.9 Latvia 0.4Bosnia‐Herzegovina 0.0 Lithuania 0.7Bulgaria 0.2 Luxembourg 0.3Croatia 0.2 Montenegro 0.4Czech Republic 1.7 Netherlands 3.3Cyprus 0.0 Norway 6.5Denmark 1.4 Poland 2.9Estonia 0.3 Portugal 1.5Finland 0.8 Romania 0.7France 8.8 Serbia 0.2FYROM 0.1 Slovakia 0.3Germany 30.1 Slovenia 0.3Greece 0.3 Spain 4.8Hungary 0.1 Sweden 2.0Iceland 0.0 Switzerland 1.7Italy 7.1 United Kingdom 19.0

Total ENTSOE perimeter 104


What is a network code?


How are network codes developed?

Development of FWGL

Development of NC


Potential Benefits



Broader Links & Dependencies


FWGL on Electricity

GridConnection

Requirements for Generators

DemandConnection NC

Grid Connection Network Codes

HVDC NC


ENTSO‐E

ERGEG/ACER

2011201010/2009 2012

„Pilot“ Phase „Formal“ Phase

Drafting of „Pilot Code“

drafting of Framework Guideline

Consultation ERGEGconsultation

ACER

Final Network Code

Pilot FWGL

Pilot Code

Drafting of Network Code

Public Consultationinformal & written consultation

FinalFWGL

+/- 12 informal bilateral meetings

Early draft publications

Two workshops in Brussels

ACER FWGL

consultation

Written consultation

(1500 comments) 6 formal meetings

2 RG workshops

Large public workshop

Formal consultation

(6052 comments)

Requirements for Generators – Process to date


EU-wide Network CodeRequirements for Generators (RfG)

National grid codes

National grid codes

Crucial in coping with changing power systems


RfG Status


RfG main messages


Demand Connection Code – Scope


Status & Next Steps


Demand Connection Code for demand users complements the Requirements for

Generators code and network operator’s responsibilities

Key significant users are transmission connected demand facilities, all distribution

networks and controllable demand

Basic connection capabilities for Demand Side Response support the vision of smart

grid roadmaps

Demand Side Response requirements:

» offer functional capabilities to be further specified by standardization;

» enable market based DSR (similar to mandatory capabilities for generators); and

» prescribe the processes on how appliances could be mandatorily fitted.

DCC - Conclusions


FWGL on System

Operation

OperationalSecurity NCOperationalSecurity NC

Load-FrequencyControl and

Reserves

Load-FrequencyControl and

Reserves

OperationalPlanning and Scheduling

OperationalPlanning and Scheduling

Operational Training

Emergencyand

Restoration

System operation network codes


System States

Operational TestingMonitoring andInvestigation

Operational Trainingand

CertificationFr

eque

ncy

Con

trol

Mgm

t.

Dyn

amic

Sta

bilit

y M

gmt.

Data Exchange

Requirements

General Provisions: Subject matter, Definitions, Scope, Regulatory aspects, Confidentiality, Relation with National Law

Compliance Derogations Final provisionsLiability

Operational Security - Scope


Operational Security – Key themes from consultation

1220 comments received, currently being processed with the aim of improving the code.

Recurring themes are:

- Clarify the role of regulators;- Impose greater requirements for harmonisation;- Ensure the rules are clear and enforceable; - Ensure TSOs face the same strength of requirements as other parties;- Manage the links to other codes carefully & explain interactions.

Stakeholder workshop planned for 20 December (and in early 2013).

Code to be delivered by 1 March 2013.


General Provisions: Subject matter, Definitions, Scope, Regulatory aspects, Confidentiality, Relation with National Law

Building Scenarios

and

Elaborating Common Grid

models

Performing coordinated

security analysis and

setting up

remedial actions

Tim

efra

mes

Planning process

framework

REGIONAL COORDINATION

Ancillary services and adequacy

monitoring

Schedule verification

Schedule notification

Pan-European seasonal

coordinated adequacy

assessment

Security Analysis Adequacy SchedulingOutage planning

PROCESSESY+

YD

-1M

D-2

WID

Common TSO Environment for operational planning data

Operational Planning & Scheduling – Scope


Frequency Containment Frequency Restoration Replacement

Control Structure

Minimum Product Requirements

XB Exchange/Sharing

Frequency Quality

Data / Info Exchange

Load Frequency Control & Reserves – Scope


Network Code Overview

NC timeline


How are stakeholders involved?


Areas for further focus

Zahvaljujem na pozornosti !

[email protected]

[email protected]://www.entsoe.eu/

Documents

ULOGA OPERATORA PRIJENOSNIH SUSTAVA U PROVEDBI … · uloga operatora prijenosnih sustava u provedbi integracije trŽiŠta elektriČne energije europske unije i energetske zajednice