Markedskoder. Aktørmøte Oslo, 8. februar 2018

Transkript

1 Markedskoder Aktørmøte Oslo, 8. februar 2018

2 Agenda Innledning : Forward Capacity Allocation Hvordan oppfyller Norge kravene i FCA etter at 3. pakken er implementert i norsk rett : CACM (Trond Jensen, Anders Moe Counter trade/redispatch-forslaget som har vært på høring Flytbasert markedskopling Day ahead markedet: NEMO-forslagene og status for felles markedskobling, MNA, CCM Intradag markedet: Åpne og lukke tid, intradagauksjon (inkl. forsøk fra NP), ID-kapasitetsprising : Lunsj : Finere tidsoppløsning : Electricity Balancing Status for NBC Videre involvering av markedsaktører Markedsvilkår for leverandør av balansetjenester og balanseansvarlig RKOM endringer som følge av GLEB og CEP kortere kontrakter og hyppige anskaffelser? Status for europeiske implementasjonsprosjekter (PICASSSO/MARI)

3 Status for tredje pakke Tredje elmarkedspakke under behandling i Stortinget Innstilling fra Energi- og miljøkomiteen og behandling i plenum i løpet av mars Positiv votering Norsk rett tidspunkt uklart "Plassering" av kodene i norsk rett under avklaring Når tredje pakke og koder er en del av norsk rett 1. Sertifisering av TSO 2. Statnett formelt blir med i ulike kapasitetsberegningsregioner (CCR)

4 Hva skjer i 2018? TSO utvikler metode Konsultasjon TSO frist for å sende forslag til NRA Regulator vurderer forslaget Frist for regulator godkjenning CACM 55 Intraday Capacity pricing Europeisk ENTSO-E Ferdig jan.hystad@statnett.no CACM 20 Capacity calculation methodology Nordisk ENTSO-E Ferdig jan.hystad@statnett.no CACM 35 Redispatching methodology Europeisk ENTSO-E jan.18 trond.jensen@statnett.no CACM 74 Redispatching cost sharing methodology Nordisk ENTSO-E feb.18 trond.jensen@statnett.no GLEB 22 Implementation framework - imbalance netting process Europeisk ENTSO-E feb. 18 kjell.barmsnes@statnett.no GLEB 18 Terms and conditions for balancing servide provider and balancing responsible party Nasjonalt Statnett ** Martha.Oberg@statnett.no GLEB 19 Implementation framework - restoration reserves (RR), incl. GCT and standard products Regionalt Statnett mar. 18 Finn.Pettersen@statnett.no GLEB 20 Implementation framework - manual replacement reserves (mfrr), incl. GCT and standard products Europeisk ENTSO-E mai. 18 Finn.Pettersen@statnett.no GLEB 21 Implementation framework - manual replacement reserves (afrr), incl. GCT and standard products Europeisk ENTSO-E mai. 18 Eivind.Lindeberg@statnett.no GLEB 29 Methodology for classifying the activation purposes Europeisk ENTSO-E aug. 18 Martha.Oberg@statnett.no GLEB 30 Methodology to determine prices balancing energy and cross-zonal capacity Europeisk ENTSO-E aug. 18 Martha.Oberg@statnett.no GLEB 52 Harmonised imbalance settlment rules Europeisk ENTSO-E aug. 18 Finn.Pettersen@statnett.no GLEB 44 Additional settlement mechanism for balancing capacity procurement costs Nasjonalt Statnett ** Martha.Oberg@statnett.no GLEB 25 Standard balancing capacity products Europeisk ENTSO-E aug. 19 Martha.Oberg@statnett.no SOGL 141 Common proposal per SA for the determination of LFC blocks Regionalt Gunnar.nilssen@statnett.no SOGL 39 Methodology for each synchronous area for the definition of minimum inertia Regionalt Alexander.jansson@statnett.no SOGL 40 Key organizational requirements, roles and responsibilities in relation to data exchange related to opeeuropeisk stefan eller anne sofie@statnett.no? Sjekk SOGL 156 FCR provision - cost-benefit analysis to assess time period required for FCR providers CE og Nordisk david.whitley@statnett.no SOGL 156 FCR provision - all TSOs proposal concerning the minimum activation period based on results from CCE og Nordisk david.whitley@statnett.no SOGL 67 and methodology for building the common grid models Europeisk Gerard.Doorman@statnett.no SOGL 75 methodology for coordinating operational security analysis Europeisk SOGL 76 common provisions for each capacity calculation region for regional operational security coordinatioccr SOGL 84 methodology, at least per synchronous area, for assessing the relevance of assets for outage coordinsa SOGL 118 methodologies, conditions and values included in the synchronous area operational agreements SA SOGL 127 Frequency quality target parameters SA Gunnar.nilssen@statnett.no SOGL 153 FCR dimensioning SA SOGL 154 FCR technical minimum requirements SA Gunnar.nilssen@statnett.no SOGL 156 FCR provision - all TSOs proposal concerning the minimum activation period SA Gunnar.nilssen@statnett.no SOGL 156 FCR provision - cost-benefit analysis to assess time period required for FCR providers SA Gunnar.nilssen@statnett.no SOGL 163 the limits for the exchange of FCR SA Gunnar.nilssen@statnett.no SOGL 176 og Limits on the amount of exchange of FRR between synchronous areas SA Gunnar.nilssen@statnett.no SOGL 178 og Limits on the amount of exchange of RR between synchronous areas SA Gunnar.nilssen@statnett.no SOGL 119 methodologies and conditions included in the LFC block operational agreements LFC-block SOGL 137 Ramping restrictions for active power output LFC-block Gunnar.nilssen@statnett.no SOGL 152 Implement coordinated actions to reduce the FRCE LFC-block Gunnar.nilssen@statnett.no SOGL 152 Measures to reduce the FRCE LFC-block Gunnar.nilssen@statnett.no SOGL 157 FRR dimensioning rules LFC-block Gunnar.nilssen@statnett.no SOGL 138 mitigation measures per SA or LFC block SA/LFC-block Gunnar.nilssen@statnett.no

5

6 FORWARD CAPACITY ALLOCATION (FCA)

7 FCA: langsiktige transmisjonsrettigheter (LTRer) Regulatorene i Sverige, Finland og Danmark har besluttet at det ikke skal innføres LTRer på nye nordiske budområdegrenser NVE har enda ikke fattet beslutninger vedrørende LTRer på norske budområdegrenser, grunnet manglende implementering av FCA i norsk rett Etter pålegg fra dansk NRA har Energinet foreslått å øke volumet av LTRer mot tyske budområder, samt mellom de danske budområdene, for å bedre sikringsmulighetene for budområdene DK1 og DK2. Forslaget ligger nå til godkjenning hos dansk regulator.

8 Hvordan oppfyller Norge kravene i FCA etter at 3. pakken er implementert i norsk rett? FCAs utgangspunkt er at det skal innføres langsiktige transmisjonsrettigheter (LTRer) på alle budområdegrenser. I Norge oppfyller vi som kjent ikke dette kravet. NVE skal, i henhold til artikkel 30 i FCA, vurdere om eksisterende finansielle markeder tilbyr tilstrekkelige sikringsmuligheter. De nordiske NRAene har sammen utviklet en metode for denne vurderingen. Statnett har ingen oppfatning av om markedene tilfredsstiller kravene til likviditet, men har inntrykk av at markedene historisk har vært velfungerende. Statnett følger den pågående prosessen i Danmark, men eventuelle norske tiltak vil måtte avvente NVEs beslutninger for våre budområdegrenser.

9 Lars Olav Fosse CAPACITY ALLOCATION AND CONGESTION MANAGEMENT (CACM)

10 Status Metodikk for Countertrade & Redispatch CACM GL Art 35 Countertrade = Mothandel, Redispatch = spesialregulering Metodikk lages for hver region (CCR) Metodikkene har vært på åpen høring januar 2018 I den forbindelse inviterte Statnett til, og gjennomførte, et nasjonalt aktørmøte Metodikken for CT&RD vil bli sendt inn for godkjennelse hos regulatorene 17. mars 2018 Forventer tilbakemelding fra regulatorene innen 17. sept 2018 Ikke usannsynlig at vi deretter vil få en "Amendment prosess" på fire måneder

11 Krav til metodikk for CT & RD er gitt flere steder i regelverket (Utvalg under) CACM art 35.1: "Within 16 months after the regulatory approval on capacity calculation regions referred to in Article 15, all the TSOs in each capacity calculation region shall develop a proposal for a common methodology for coordinated redispatching and countertrading" CACM Art 21.1(iv): "The proposal for a common capacity calculation methodology for a capacity calculation region determined in accordance with Article 20(2) shall include at least the following items for each capacity calculation timeframe: the methodology for determining remedial actions (bemerkning: includerer CT&RD) to be considered in capacity calculation in accordance with Article 25. Ikke-fullstendig utdrag fra SO GL (her deler av art. 76): The proposal for regional operational security coordination shall respect the methodologies for coordinating operational security analysis developed in accordance with Article 75(1) and complement where necessary the methodologies developed in accordance with Articles 35 and 74 of Regulation (EU) 2015/1222. The proposal shall determine the methodology for the preparation of remedial actions managed in a coordinated way, considering their cross- border relevance as determined in accordance with Article 35 of Regulation (EU) 2015/1222 Det har vært viktig å sørge for at metodikken(e) for CT&RD henger sammen gjennom kravene fra de forskjellige kildene i det europeiske regelverket

12 Metodikk for CT&RD i et "nøtteskall" Metodikken for CT&RD fastlegger hvordan bruk av CT&RD i planfasen (kapasitetsberegning) skal koordineres mellom TSOene på nordisk nivå og mellom DA, ID og frem til driftsfasen starter Metodikk for å bestemme behovet for og tilgangen på CT&RD ressurser i planfasen (kapasitetsberegning) for Elspot og Intradag vil bli fastlagt etter metodikken beskrevet i CCM Metodikk for å planlegge for bruk av CT&RD ressurser i driftsfasen vil bli formulert senere etter SO GL

13 CACM: Redispatch og countertrade CT&RD skal koordineres via RSC så langt mulig TSO nominerer ressurser som er tilgjengelig for CT&RD RSC foreslår mest effektiv bruk av ressurser samlet for en region TSO aksepterer forslag fra RSC og aktiverer i driftstimen Alternativt: TSO avslår forslaget fra RSC Detaljer om hvordan dette skal gjøres i praksis skal bestemmes Iht GLSO senere i år og i 2019

14 CACM Metodikk for kapasitetsberegning (CCM) Metodikken har vært på to åpne høringer i TSO regi Mai 2017: Teknisk høring for metodebeskrivelsen i "Supporting document" Juli 2017: Høring for regulatorforslaget i "Legal document" Metodikkforslaget ble sendt til regulatorene 17. sept 2017 med forslag om Flytbaseret markedskopling som løsning for Elspot CNTC som foreløpig løsning for intradagløsning, Flytbasert FB på langt Tilbakemelding fra regulatorene vil komme innen 17. mars med krav om endringer i forslaget I påvente av dette jobber prosjektet nå spesielt med å ta inn relevante kommentarer samt videreutvikle: Samordningen mellom "supporting" og "legal document" Metodikk for å fastlegge bruk av CT&RD i kapasitetsberegningen med kriterier basert på driftssikkerhet og samfunnsøkonomisk effektivitet Bestemme risikonivå bak beregning av risikomarginer CNTC løsning for Intradag Forbedre den pågående simuleringsprosessen for å kunne publisere og analysere mer data Metodikkforslaget vil bli sendt inn på nytt til regulatorene med relevante endringer 17. mai 2018 Regulatorgodkjenning forventes 17. juli 2018 Implementering er planlagt ila 2020

15 Noen generelle tilbakemeldinger på CCM fra aktørene (1) CNTC should be used as reference and not NTC in market simulation 16 weeks of data produced while not using the final grid model are interesting, but not enough to base a decision on. Stakeholders find that 18 months parallel run in total are needed, with 12 months parallel run using CGMs, for FB vs. CNTC and necessary industrial tool Concerning intuitive and non-intuitive flows: the stakeholders state that they simply do not have enough data to answer whether flow based or flow based non-intuitive should be preferred in the Nordics. We need a parallel run in both versions More detailed discussion of ACER's recommendation, fully taking into account possible remedial actions and find a good balance between costly capacity restrictions and costly remedial actions Prioritize to implement flow based in the intraday, before or not later than day ahead

16 Noen generelle tilbakemeldinger på CCM fra aktørene (2) Lack of transparency anonymous data is not enough: Publication of input parameters and limitations (CNE, Cut) on list, including geographical location, use of GSK strategies Clear capacities; propose to adopt some minimum MW capacities between bidding zones, to be used as input in day ahead planning and price forecasts The TSOs should provide a tool that can be used to forecast flow The small win of 4 million for 16 weeks can easily be turned into a loss due to opaqueness No real learning from what happens in the CWE; Thus we seem to repeat all the mistakes done there. In the CWE a minimum capacity domain was implemented to secure that significant decreases in cross border capacity would not appear. This minimum capacity domain has shown to be in use very frequently. Therefore, we would expect a minimum capacity domain in the Nordics also to ensure that cross border trade does not deteriorate The increasing amount of renewables is a significant factor when calculating capacity. Using other than D-1 prognosis will distort the capacities given to the market, so input data should be as updated as possible.

17 CACM: Day Ahead markedet TSOer og NEMOer har utformet krav til algoritmer for spot og intradag Flytbasert I DA og ID, Finere tidsoppløsning Håndtering av flere NEMOer/kraftrbøreser I samem budområde Ytelse Ramping Etc. Regulatorene er ikke tilfredse og sendt saken til ACER Det arbeides samtidig med en utvidelse av markedskoplingen mot øst og sør i Europa Utfordring knyttet til ytelse med flere land og flere krav

18 CACM: Intradagmarkedet XBID blir den europeiske intradagplattformen 15 TSOer og 4 kraftbørser Avtale signeres av alle TSOer og alle NEMOer I Europa Et relativt komplekst IT-prosjekt Basert på kontinuerlig handel "Go live" utsatt fra 13. mars til 12. juni Årsak Trenger å teste mer

19 CACM - Intradag åpne og lukketid ACER fatter endelig beslutning april 2018 Forslag fra Entso-e: Åpnetid per CCR: 15:00 i Norden, 18:00 i Hansa og Baltic, 22:00 for de øvrige ACER vil ha plan for harmonisering av åpnetid og de ønsker tidlig åpnetid CCR Core står steilt på sen åpnetid. "Feil" inndeling av budområder på Kontinentet trolig årsak til at det er krevende med tidligere åpnetid ID lukketid er 60 min før drift for hele Europa (30 min FI-EE)

20 CACM Intradag-auksjoner Hvorfor en Intradag-auksjon? Enkelt også for små aktører å handle seg i balanse Enklere å frigjøre mer kapasitet i periode med rampingbegrensninger Tilgang til det tyske og nederlandske 15 min ID-markedet Løsning påvirket av metodikker for Intradag åpne- og lukketid (hos ACER) og Intradag kapasitetsprising Auksjon er løsningen på hvordan prise kapasitet Nord Pool starter Intradag-auksjon nå i februar Kontinuerlig handel over budområder stenger 15 min før gate closure Nordiske TSOer har åpnet ID-auksjon også m. kapasitet på tvers av budområder Pilot som skal pågå frem til Xbid go-live

21 FINERE TIDSOPPLØSNING

22 Finere tidsoppløsning Nordisk ambisjon: Innen 1. juli 2020 skal avregningsperioden, intradagmarkedet og balansemarkedene være på 15 minutter Ønskede effekter: Legger til rette for økt handel med Kontinentet (raskere ramping, felles intradag- og balansemarkeder) Reduserer strukturelle ubalanser Gjør at systemet håndterer mer uregulerbar, fornybar produksjon Gir potensielt økt tilgang på fleksibilitet (forbruk, batterier, aggregatorer)

23 Hva endres? 1. Avregning skal foregå på 15 min perioder esett BRP/BSP 15 min ubalansepris Elhub må håndtere 15 min data 2. Balansemarkeder skal endres til 15 min oppløsning 3. XBID skal håndtere 15 min bud 4. En 15 min intradag auksjon skal etableres

24 Spørsmål til aktørene Har dere begynt å se på hvilke IT-investeringer dette vil kreve? Er det kapasitet blant systemleverandørene med flere store prosesser samtidig (Elhub, én-faktura, 15 min) Hvor viktig er en intradagauksjon? Måling: Hvordan kan målerne konverteres fra 60 til 15 min på en mest kostnadseffektiv måte? Kan alle utvekslingsmålere konverteres til 15 min? Bør all måling være på 15 min? Hva kan bransjen foreta seg før endelig forskrift foreligger?

25 Martha Marie Øberg GL ELECTRICITY BALANCING

26 Innhold Status for NBC og videre involvering av aktører Markedsvilkår for leverandør av balansetjenester og balanseansvarlig (Terms and Conditions for BSP og BRP) RKOM endringer som følge av GLEB og CEP kortere kontrakter og hyppige anskaffelser? Status for europeiske implementasjonsprosjekter (PICASSSO/MARI)

27 Nordic Balancing Concept Hva skjedde i 2017 Juni: Statnett og Svk legger frem ny balanseringsmodell basert på en moderne form for innstillingsfeil (MACE) Fingrid og Energinet.dk inviteres til å slutte seg til Oktober: Energinet.dk undertegner en skandinavisk Agreement in Principle (AiP). Fingrid velger å stå utenfor November: Arbeidet med forslag til kontrollblokkstruktur (LFC-blokk) begynner Statnett, Svenska Kraftnät og Energinet sender forslag om to blokker på høring Fingrid sender forslag om en blokk på høring Det blir etter hvert klart at det ikke vil komme et felles forslag til LFC-blokker til de nordiske regulatorene innen fristen 14. januar

28 Hva skjer fremover? CEOene kom 19. januar til enighet om en felles intensjonsavtale (Memorandum of Understanding) De nordiske TSOene har som mål å signere en forpliktende samarbeidsavtale i starten av mars. Avtalen skal utdype og spesifisere utvalgte temaer som er viktige for et blokksamarbeid og nytt balanseringskonsept. En forpliktende samarbeidsavtale vil være basis for et felles forslag om én kontrollblokk i Norden.

29 Vi videreutvikler dialogen med bransjen rundt systemdrifts- og markedsutvikling Utvikling av effektive løsninger krever tett dialog og godt samarbeid i bransjen Vi er i dialog med bransjen om konkrete forbedringsområder Forslag er fremlagt for bransjen. Vi avventer skriftlige tilbakemeldinger. Deretter vil bl.a. basert på dette vi fremlegge en plan for implementering av forbedringstiltak. Foreslåtte forbedringsområder Etablere dialogforum med bransjen med fokus på samarbeidet Ønsker at bransjeorganisasjonene dekker alle roller Mer og bedre informasjon Forbedre informasjonen på nettsiden Tilgjengelighet, oversikt over kontaktpersoner Evaluere og informere om faste arrangementer (årshjul/plan med formål og innhold) Informasjon om høringer og arrangere høringsmøter Involvere bransjen i utvikling av nye løsninger Delta aktivt i arbeidsgrupper / referansegrupper for sentrale utviklingsområder - Balansering, Finere tidsoppløsning, grensesnitt og samarbeid TSO-DSO, etc

30 Involvere bransjen i konkrete utviklingstiltak Eksterne arbeids-/referansegrupper etableres for store / viktige prosjekter. Avklare hvilke prosjekter i samarbeid med bransjen. F.eks: FCR og inertia (har allerede en ekstern referansegruppe) Finere tidsoppløsning (har allerede en ekstern referansegruppe) Nytt balanseringskonsept CCM Capasity Calculation Methology Europeiske markedsplattformer for balansetjenester (MARI og PICASSO) Retningslinjer fos Veileder for implementering av tilknytningskoder Forventninger må avklares og spilleregler må etableres Forventningsavklaringer og formaliteter må avklares innledningsvis i arbeidet Roller/representasjon, bidrag, forpliktelser, frekvens på møter, kostnader etc. Hva som bør diskuteres og avklares med aktørene til hvilken tid Bidrag fra bransjeforeninger og aktører Konkrete og strukturerte innspill basert på egne erfaringer og kunnskap, herunder input til vurderinger av samfunnsøkonomi Konkrete løsningsforslag på utfordringer som adresseres Bransjeforeningene sørger aktivt for å innhente og videreformidle informasjon i egen bransjeorganisasjon

31 Art. 18: Terms & Conditions GLEB definerer rollene Balancing service provider (BSP) og Balancing Responsible Party (BRP) GLEB art.18 stiller nasjonale krav til innhold i markedsvilkår Dagens markedsvilkår for Balancing service provider (BSP) FCR, sist oppdatert afrr, sist oppdatert mfrr (RK), sist oppdatert mfrr (RKOM), sist oppdatert Dagens vilkår for Balancing Responsible Party (BRP) Balance Agreement mellom BRP og Statnett Imbalance Settlement Agreement mellom esett og BRP

32 Generell vurdering Det er per i dag usikkert når (og i prinsippet om) GLEB vil bli bindende i Norge Dagens markedsvilkår/balanseavtale dekker i stor grad kravene gitt av GLEB art.18 Vurderer dagens avtalestruktur som hensiktsmessig, men vil vurdere et generelt overordnet vilkårsdokument for BSP Behov for noe presisering/tydeliggjøring Enkeltelementer er i dag regulert gjennom norsk forskrift Det gjenstår nærmere vurderinger av behov for forskriftsendringer Behov for endringer: Tydelig krav om prekvalifisering av BSP BSP skal kunne levere bud direkte til TSO Overføring av kapasitets-forpliktelse mellom BSPer (transfer of balancing capacity) Dagens markedsvilkår/balanseavtale vil måtte oppdateres løpende de kommende årene etter hvert som nye løsninger/krav implementeres Etterstrebe nordisk koordinering der det er hensiktsmessig Informere aktørene løpende om kommende endringer gjennom aktørmøter og konsultasjoner

33 Fremtidige oppdateringer av vilkår som følge av frister gitt av GLEB des17 juni18 des18 jun19 des19 jun20 des20 jun21 des21 Prekvalifisering av BSP Innføring av standardprodukter Impl. prosess iht. GLSO sept 2018 Impl. framework proposal des 2018 Krav til BSP og BRP (rollebeskrivelse) Publisering av markedsinformasjon iht. GLEB art.12 Overføring av balansekapasitet (BSP-BSP) Regler for anskaffelse av balansekapasitet Datautveksling Beregning av energivolum Impl. des 2018 Impl. des 2018 Impl. des 2018 Impl. des 2018 Regulatory approval jun 2019 Impl. afrr/mfrr plattform des 2021 Impl. des 2019 Impl. feb 2019 iht. GLSO Krav til avregning 15 min. balanseavregning Impl. des 2018 Impl. des 2020 Harmoniserte regler for oppgjør (BRP) Impl. framework proposal des 2018 Regulatory approval jun 2019 Impl. jun 2019

34 Spørsmål til aktørene Ønsker leverandører av balansetjenester en direkte kontakt med TSO i fremtiden (innlevering av bud, oppgjør balansetjenester), eller via balanseansvarlig? Hvor stor er interessen i dag for overføring av afrr/rkom-forpliktelser mellom leverandører?

35 Fremtidens RKOM kortere kontrakter og hyppige anskaffelser? GLEB, CHAPTER 2 BALANCING CAPACITY Article 32 Procurement rules 2. Each TSO procuring balancing capacity shall define the rules for the procurement of balancing capacity in the proposal for the terms and conditions related to balancing service providers developed pursuant to Article 18. The rules for the procurement of balancing capacity shall comply with the following principles: (a) the procurement method shall be market-based for at least the frequency restoration reserves and the replacement reserves; (b) the procurement process shall be performed on a short-term basis to the extent possible and where economically efficient; (c) the contracted volume may be divided into several contracting periods.

36 Fremtidens RKOM kortere kontrakter og hyppige anskaffelser? Clean Energy Package (Electricity regulation) Forslag fra Energirådet : Minimum 40 % av den totale balansekapasiteten skal anskaffes D-1 og ha en kontraktsperiode på maks én dag. For resterende kapasitet skal anskaffes tidligst 1 måned før leveranse og kontraktene skal ha en maksimal lengde på 1 måned Det er mulighet for å søke et tidsbegrenset unntak for å anskaffe den resterende kapasiteten med kontrakter på opptil 1 år.

37 Spørsmål til aktørene Hva er konsekvensen av å redusere RKOM-sesong til f.eks. et månedsmarked? Hva kan Statnett gjøre for å legge til rette for økt deltakelse i RKOM-markeder med kortere tidshorisont (f.eks. uke til D-2)

38 Europeiske implementasjonsprosjekter PICASSO - automatic Frequency restoration reserves (afrr) MARI manual Frequency restoration reserves (mfrr) TERRE - Restoration reserves (RR) Reserves/ Frequency FCR automated FRR manual RR P t Time to Restore Frequency (15 min)

39 Status for PICASSO-prosjektet Statnett er fullverdig medlem fra januar 2018 Gjennomført høring i november/desember med bra deltakelse fra norske og europeiske interessenter Viktige innspill: Mange innspill på prisingsperiode FAT påvirker likviditeten i noen markeder Balancing energy GCT bør koordineres mellom de forskjellige markedene Prosjektet arbeider nå med implementasjonsrammeverk FAT er fremdeles ikke bestemt. Står mellom 5 min og 7,5 min Gate closure og prisingsperiode er heller ikke konkludert Ny høring i mai/juni Frist for leveranse til regulator

40 Status for MARI-prosjektet Gjennomført høring før jul med høy deltakelse fra norske og europeiske interessenter Viktige innspill: FAT har stor betydning for likviditet Krevende å legge til rette for effektivt samspill mellom direkte og scheduled aktiveringer samt effektivt samspill med andre prosesser som afrr/rr er krevende Prosjektet arbeider nå med implementasjonsrammeverk Produktdefinisjon er fortsatt uavklart Ny høring i mai Frist for leveranse til regulator

41 Project Timeline according to the GLEB 2016 I II III IV V VI 2017 VI I VI II IX X XI XI I I II III IV V VI 2018 VI I VI II IX X XI XI I I II III IV V VI 2019 VI I VI II IX X XI XI I NRAs approval of the design Go-Live Preparatory Work MoU preparation and signature process Press release Governance structure put in place DESIGN 1 Collection of options Congestion Mng. Settlement Product and Process Algorithm and Bid Structure DESIGN 2 Selection from available options Congestion Management Settlement Product and Process Algorithm and Bid Structure IMPLEMENTATION SIMULATION TIMEFRAME FOR STAKEHOLD ERS FEEDBACK TIMEFRAME FOR PUBLIC CONSULTATION -> 2 months