der€aggregator€business:€the finnish€ · pdf...

63
RESEARCH REPORT VTT-R-06961-09 DER Aggregator Business: the Finnish Case Authors: Jussi Ikäheimo, Corentin Evens, Seppo Kärkkäinen Confidentiality: Restricted Version Final v. 1.0

Upload: dangduong

Post on 03-Feb-2018

221 views

Category:

Documents


0 download

TRANSCRIPT

Page 1: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­09

DER Aggregator Business: theFinnish CaseAuthors: Jussi Ikäheimo, Corentin Evens, Seppo Kärkkäinen

Confidentiality: Restricted

Version Final v. 1.0

Page 2: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­091 (39)

Report’s titleDER Aggregator business: the Finnish caseCustomer, contact person, address Order reference

Project name Project number/Short nameInteractive Customer Gateway INCAAuthor(s) PagesJussi Ikäheimo, Corentin Evens, Seppo Kärkkäinen 39/+appendixKeywords Report identification codeDemand response, aggregator, DER, electricity market VTT­R­06961­09SummaryA widespread view is that demand response can be more easily activated by the help of anintermediator company called the aggregator. The aggregator makes installations, helpsconsumers control their appliances in an efficient way and pays for the services delivered. Asthe name suggests, the aggregator groups these small­scale services into larger bundles andsells them to grid companies and wholesale customers. In other words, they empower theconsumer to manage their energy use and save money without sacrificing their comfort andlifestyle.

This report studies the role of the aggregator in activating demand response and providingmarket access to other forms of distributed energy resources. Such companies can arrangetheir business in various ways, including its responsibilities and income sources. Theirrelationship with end­users and other power system participants can take different forms. Thereport takes a qualitative approach to the issue; simulations will be described in another report.

Appendix 1 of this report describes several existing aggregators from around the world.

Confidentiality RestrictedEspoo 8.3.2010Written byJussi Ikäheimo

{Clarification of signature, position}

Reviewed byPekka Koponen

{Clarification of signature, position}

Accepted byPekka Koponen

{Clarification of signature, position}

VTT’s contact addressTekniikantie 2Distribution (customer and VTT)Participants in INCA project

The use of  the name of the VTT Technical Research Centre of Finland (VTT) in advertising or publication in part ofthis report is only permissible with written authorisation from the VTT Technical Research Centre of Finland.

Page 3: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­092 (39)

Preface

There is a growing need for a more active participation of the demand side in power systems.As large­scale demand response of electricity, which comes from the industrial sector, has beentoday largely activated, focus is moving towards commercial and residential sectors. In thesesectors almost an untapped pool of demand response still remains. Consumers in these sectorsare relatively small and their number is great. They are not experts in electricity business. Awidespread view is that their demand response can be activated by the help of an intermediatorcompany called the aggregator. Such companies can arrange their business in various ways,including their responsibilities and income sources. Their relationship with end­users and otherpower system participants can take different forms.

This report has been prepared as deliverable in the Intelligent customer interface (INCA)project. It studies the aggregator business from the Finnish point of view. In other words, thenational characteristics of legislation and power system are taken into consideration. The reportdoes not study the technical implementation of demand response. Also the quantitativesimulation of aggregator business is not deal with in this report. It is dealt with in later stages ofTask 6 of the INCA project.

Espoo 8.3.2010

Authors

Page 4: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­093 (39)

List of abbreviationsAMM Advanced metering managementAMR Automatic Meter ReadingBRP Balancing Responsible PartyCENELEC  European Committee for Electrotechnical StandardizationCHP Combined Heat and PowerDER Distributed Energy ResourcesDG Distributed GenerationDR Demand ResponseDS Distributed StorageDSB Demand­Side BiddingDSI Demand­Side IntegrationDSM Demand­Side ManagementDSO Distribution System OperatorEN European Standard (developed by European Committee for Standardization)GHG Green­House GasesHAN Home Automation NetworkHV High­voltageICT Information and Communication TechnologiesIEA International Energy AgencyIEC International Electrotechnical CommissionIT Information TechnologyLV Low­voltagePV Photovoltaic (power generation)RES Renewable Energy SourceRTP Real­time PricingSMES Superconducting Magnetic Energy StorageToU Time of UseTSO Transmission System OperatorVPP Virtual Power PlantVTT Technical Research Centre of FinlandµCHP Micro Combined Heat and Power

Page 5: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­094 (39)

Contents

Preface........................................................................................................................2

1 Introduction.............................................................................................................61.1 Background.....................................................................................................61.2 Past and on­going research............................................................................71.3 Structure of the report.....................................................................................9

2 Purpose of the aggregator......................................................................................92.1 Collect customer demand flexibility and provide access to the market .........102.2 Offer resources to the market, collect requests and respond to them in an

optimal way...................................................................................................113 Different types of aggregators ..............................................................................12

3.1 Who can be an aggregator? .........................................................................133.2 Aggregators classified according to the contracted customers .....................143.3 Aggregators classified according to the services offered..............................15

4 Aggregator's relationship with customers .............................................................164.1 Control authority and customer's remuneration ............................................164.2 Information exchange between the customer and aggregator ......................194.3 Settlement of customer contribution .............................................................21

5 Relationship between aggregator and other power system participants ..............225.1 Relationship with retailers.............................................................................235.2 Relationship with DSO's ...............................................................................255.3 Relationship with TSO ..................................................................................275.4 Relationship with other deregulated power system participants ...................27

6 Buyers of aggregated demand products in Finland..............................................276.1 Reduction of imbalance costs.......................................................................286.2 Balancing mechanism...................................................................................296.3 Organized markets .......................................................................................30

6.3.1 Nordpool Elspot .................................................................................316.3.2 Nordpool Elbas ..................................................................................326.3.3 Exploiting Elspot and Elbas in DR context .........................................32

6.4 Provision of ancillary services.......................................................................336.4.1 Frequency­controlled reserves ..........................................................336.4.2 Fast contingency reserve...................................................................33

6.5 Services provided to DSO.............................................................................346.5.1 Voltage control...................................................................................34

7 Aggregator’s trading process................................................................................347.1 Forecasting...................................................................................................34

7.1.1 Load forecasting ................................................................................347.1.2 Variable­output generation forecasting ..............................................35

Page 6: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­095 (39)

7.1.3 Price forecasting ................................................................................357.1.4 Flexibility forecasting .........................................................................36

7.2 DER scheduling and trading optimization .....................................................367.2.1 Requirements for the scheduling and trading optimization ................36

8 Summary ..............................................................................................................38

Appendix 1: Existing aggregation offers (state of the art)

Page 7: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­096 (39)

1  Introduction

1.1 Background

Large­scale demand response of electricity, which comes from the industrial sector, has beentoday largely activated. In the commercial and residential sectors almost an untapped pool ofdemand response still remains. The ongoing developments in information and communicationtechnologies, such as advanced metering systems and energy management at the building levelopen new opportunities for demand side initiatives in the electricity business. On the otherhand, there is a growing need for a more active participation of the demand side in powersystems. The reasons for this are e.g.

• the growing concern about emissions in electricity generation,

• the proliferation of variable­output electricity generation such as wind power,

• increasing role of electricity as energy carrier and difficulty to build new power lines and

• demand­side flexibility can be a more cost­efficient solution than added generation capacityor grid strengthening.

Demand response (abbr. DR) is defined here as the ability of electricity consumers to changetheir electricity usage pattern based on signals coming from the power system or electricitymarket. While DR does not specify how quickly consumers should react to the signals, theusual assumption is a relatively short reaction time (at most several days). We also use the termload flexibility to refer to demand response where consumers are able to react to the signals inless than one day's notice. We also use the term load profiling or load re­profiling whenreferring to a specific event when load has been controlled, thus creating demand response.

Participation of the demand side may be voluntary or compulsory. The latter alternative can beinefficient because it requires centralized decision making and laws which adapt slowly toevolving technology. Such centralized decisions can poorly take into account the specificsituation of each consumer. The former alternative may call for new types of business to bestarted, which allow payments to be made to electricity consumers. The focus of this report isthis business, including benefits to different participants and their relationships.

An aggregator is a company which helps electricity consumers to take part in DR activities.Below we justify the existence of the aggregator, explain what functions he should take care ofand discuss his relationship with other regulated and deregulated market participants. Large partof the discussion can be placed under the term "business model" ('liiketoimintamalli').  Abusiness model is generically intended as a framework for studying the commercialrelationships among market entities and creating value to the whole chain of the electricitymarket (such as profits to the company, tax income, economic benefits to the consumers andeven improved environment). Unfortunately the term is used inconsistently and there aredifferent definitions for the word. In this context by business model we mean the logic ofcreating value (such as profits to the company, tax income and improved environment),including description of the stakeholders and their roles and the most important transactions.While our main concern the aggregator of DR, much of the discussion also applies to anaggregator of distributed generation and small energy storages.

Page 8: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­097 (39)

1.2 Past and on­going research

There have been a number of Finnish and international projects whose aim is to study therequirements and profitability of exposing end­customers to the needs of the power system, inother words asking them to adapt their behaviour according to the situation in the electricitymarket. These projects have also paid attention to the role and business opportunities of theaggregator company. A few projects have been mentioned below.

EU­DEEP (short for "Distributed energy partnership"), carried out in 2004–2009, is a Europeanproject supported within the 6th Framework Programme for research and technologicaldevelopment. The overarching goal of EU­DEEP was to produce innovative business solutionsfor enhanced DER (demand response, energy storages and distributed generation) deploymentin Europe. The project objectives were also to address the removal of the barriers to DERdeployment by providing solutions based on a demand­pull approach:

• Innovative business options to favour DER integration

• Equipment and electric system specifications to connect safely more DER units to existinggrids

• An in­depth understanding of the effect of large penetration of DER on the performances ofthe electrical system and on the electricity market

• Market rules recommendations to regulators and policy makers that will support threedifferent business cases for bringing DER to the market

The Figure 1­1 below shows some of the money flows between the aggregator, his customersand buyers of aggregated services. The idea in this model was to balance intermittentgeneration with the use of DER. Besides balancing, the resources can also be used on the spotmarket and offered as reserves to the TSO. The costs and benefits of this business model wereevaluated according to the current conditions in Great Britain.

FENIX ("Flexible electricity networks to integrate the expected energy evolution") is anEuropean collaborative project, partly funded by the EC within the sixth FrameworkProgramme for research and technological development. In contrast to above mentionedprojects, this project concentrates on distributed generation. However, the many of the sameideas and solutions find use in context with demand response. FENIX project has coined theconcept of virtual power plant (VPP), which is a flexible presentation of a portfolio of DERoperated as a single entity. Parameters such as ramp rates, voltage regulation capability andreserves can be defined for the VPP.

ADDRESS (short for "Active distribution networks with full integration of demand anddistributed energy resources"), started in 2008, is a large­scale project co­founded by theEuropean Commission under the 7th Framework Programme, in the Energy area for the"Development of Interactive Distribution Energy Networks". Its target is to enable the "activedemand" in the context of the smart grids of the future, or in other words, the activeparticipation of small and commercial consumers in providing services to the different powersystem participants, roughly equal to demand response. It is a large scale project dealing with awhole spectrum of issues related to the aggregator, its customers and network effects or DR.VTT participated several work packages of the EU­DEEP project, and is also participating inADDRESS.

Page 9: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­098 (39)

demandresponsedemandresponse

balance

supplying

balance

supplying

TSOTSO

wind power

DER

imbalance charges

AggregatorAggregator

consumption balanceconsumption balance

Commercial and industrial consumers

FINAL CONSUMERS

Commercial and industrial consumers

FINAL CONSUMERS

medium­sized customers

CUSTOMERS

medium­sized customers

CUSTOMERS

Spot markettransmissiontariff (via DSO)

paymentfor

reserves

Figure 1­1: Money flows in the EU­DEEP first business model [1].

IEA demand side management agreement includes many projects which deal with empoweringelectricity consumers. IEA DSM agreement task VIII, "Demand­side bidding in a competitiveelectricity market" gives suggestions about how to implement demand­side bidding business inpractise and what services DSB can offer to the power system. IEA DSM agreement task XVII," Integration of Demand Side Management, Distributed Generation, Renewable Energy Sourcesand Energy Storages", tried to make synthesis about different research projects which havestudied the exploitation of demand response combined with other distributed energy resources,such as energy storages and distributed generation. This project was finished in autumn of 2008and an extension to it has been started.

Page 10: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­099 (39)

Centralizedgeneration

GeneratorsStorage

BRPs

Traders

Markets andcontracts

DSO

TSO

HCPPV

Storage

Energy supplyand

provision ofservices

ADDRESSadaptation

EnergyBox

ADDRESSservers

EnergyBox

EnergyBox

DMS

MV/LVtransfos

substation

Electricalconnection

Links adaptedby address

Centralizedgeneration

GeneratorsStorage

BRPs

Traders

DSO

TSO

RetailersRetailers

CHPPV

Storage

Markets andcontracts

Energy supplyand

provision ofservices

ADDRESSadaptation

EnergyBox

ADDRESSservers

EnergyBox

EnergyBox

DMS

MV/LVtransfos

substation

Aggregator

Different levelsof optimization

Aggregator

and

Different levelsof optimization

andaggregation

Electricalconnection

RetailersDG and RES

BRP: Balancing Responsible Party

DSO: Distribution System Operator

TSO: Transmission System Operator

DMS: Distribution Management System

MV: Medium Voltage

LV: Low Voltage

Transfos: Transformers

PV: PhotoVoltaic generation unit

µCHP: micro Combined Heat and Powergeneration unit

DG: Distributed Generation

RES: Renewable Energy Sources

Figure 1­2: According to the ADDRESS project, the  aggregator communicates with  customersvia "energy boxes", which perform load control and measurement, and with regulated andderegulated market participants through markets. [3]

ENETE is a Finnish research project which has developed business models for enabling energyefficiency in households and public buildings. Special emphasis is on information technologysuch as smart energy meters.

1.3 Structure of the report

Chapter 2 explains what kind of tasks the aggregator should take care of and what added valuehe brings to the power system. Chapter 3 discusses different types of DER aggregators whichcan exist. Chapter 4 discusses the aggregator's relationship with customers (consumers): how amutually beneficial interaction can be achieved and what alternatives exist. Chapter 5 againconcentrates on the relationship with other power system participants, who can for example actas buyers of aggregated services but can also suffer or benefit from aggregator activity in otherways. Chapter 6 concentrates more on the aspect of selling aggregated services in the currentmarket situation. Chapter 7 tells briefly about the software tools which are necessary for a DERaggregator.

The appendix describes some existing aggregator companies in USA, Germany and UnitedKingdom.

2  Purpose of the aggregatorThe above mentioned projects are in relatively good agreement about the fact that empoweringelectricity consumers by giving them financial rewards for changing their consumptionbehaviour requires new types of business functions. The purpose is to enable consumerexposure to electricity markets in an efficient way. These functions can be taken care of by anindependent organization or an existing market participant, e.g. an electricity supplier (retailer).In each case, we call this organization an aggregator. We also use the term retailer­aggregatorwhen we want to emphasize the case that the aggregator also acts as retailer. The terms demand

Page 11: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0910 (39)

aggregator (collecting together DR) or generation aggregator (collecting together DG) canalso be used. Demand response provider is used by some people as synonym for demandaggregator. However, the term is confusing because it can also refer to the end­customers whohave enabled load control. We thus define the aggregator in the following brief way:

An aggregator is a company who acts as intermediator between electricity end­users,who provide distributed energy resources, and those power system participants who

wish to exploit these services.

Aggregators are deregulated power system participants with the main role of bringing DER onmarkets for the use of the other players, and on the other hand providing market access to DER.Here distributed energy resources (DER) include demand response, distributed generation andenergy storages, although in this report we mainly concentrate on aggregation of demandresponse. Why should there be such an entity as aggregator? Below we briefly justify theexistence of the aggregator as mediator between distributed energy resources (demandresponse, distributed generation and small energy storages) and other stakeholders in the powersystem. In other words, assert that the aggregator can provide added value to the electricalsystem and society. The detailed operations that the aggregator performs are described later onin this report.

2.1 Collect customer demand flexibility1 and provide access to themarket

A number of studies have been made about the existing demand response potential in differentcustomer segments. There exists a significant amount of potential demand response but so far itremains untapped. Small and medium­sized electricity consumers are insulated from the pricefluctuations on the wholesale market. Most retail rates are changed only periodically and aretime­invariant or contain a few time­of­use tariff zones. Such prices are not very useful inexhorting the customers to help the system. The aggregator's job is to enable the demandresponse and bring it to the wholesale market. This requires that the aggregator

1) studies which customers can provide profitable demand response,

2) actively promotes the demand response service to customers,3) installs control and communication devices at customer's premises and

4) provides financial incentives to the customers to provide demand response.Firstly the aggregator has to develop deep knowledge about different types of end­uses andtheir potential as providers of demand response. He has to know the magnitude and cost ofdemand response that different appliances can provide, as well as other parameters such as timespan, storage characteristics and usage constraints (e.g. how many times per week controlsignals can be sent) of the demand response. In addition the aggregator must study how muchinconvenience the control actions cause to the customers and what kind of compensation thecustomers then require.

Not all customers can provide demand response in a cost­efficient way. Their flexibility may betoo small, considering that the size of investment and operational costs are not reduced in thesame proportion. Alternatively the customer may offer flexibility at a time of day or year when

1 By demand flexibility we mean the end­user's ability to quickly change his demand pattern.

Page 12: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0911 (39)

it is of low value. The aggregator must evaluate the above­mentioned parameters based oninformation of what kind of appliances the customer has, and what is their usage pattern. Toolsspecifically for this purpose are being developed e.g. in the ADDRESS project. Usageconstraints are sometimes born from the physical characteristics of the appliance and sometimesfrom the customer's desire of convenience. The aggregator will develop an understanding of thecommon usage constraints and time patterns of flexibility of different types of appliances overtime and agree about them individually with each customer.

It would be difficult for the customer himself to evaluate the profitability of demand responseprovision, especially if the customer is a small industrial company, office or household. Theaggregator thus provides a valuable service in accepting only the profitable customers.

The aggregator has to make his offer known to the public in an easily understandable way. Thisis especially true when demand response provision is still a novel business. Later the aggregatordoes not have to educate customers about the activity itself, but instead he will try to distinguishhimself from other aggregators. If he can make a better offer to a certain group of customers, itwill be of benefit if he informs them about it in an efficient way. The advertising function of theaggregator then benefits the society as a whole.

Signals must be received, appliances controlled, and measurements sent in an automatedmanner. The aggregator takes care of installing the proper control and communicationequipment. Smart meters along with their communication and load control features can beexploited in this function. However, these features have not been standardized. Also themeasurement resolution may not be high enough and time delay of load control calls may notbe low enough for the aggregator's purposes.

The customer could install the control and measurement equipment himself, for example theycould be included in a building management system. A customer may not have the expertise tomake installations himself, or he may not be interested in investing into them. In this respect,aggregator’s function resembles that of an energy service company (ESCO), who evaluates theprofitability of an energy saving initiative, makes installations and helps with financing.However, aggregator’s role is more complex. The customer must get the proper control signalsfrom those who request the services. The aggregator's job is to provide a link between the end­users, i.e., the providers of demand response, and the buyers of demand response. Were thecustomer alone to provide demand response, he should have a direct relationship with buyers ofdemand response services. Without an intermediary, this would lead to very many bilateralrelationships. Their management is not in the interest of buyers of demand response services,such as TSO's. For example, small customers do not have access to electricity exchange andarranging the access could be expensive.

Finally the aggregator provides financial incentives to the customers to participate in demandresponse provision. These could take many forms and there are many ways to set up thebusiness. The customers could be rewarded by being offered an availability payment, callpayment (payment for flexibility energy provided), or percentage of aggregator's profits. Theaggregator monitors the customer’s performance and rewards him accordingly.

2.2 Offer resources to the market, collect requests and respond tothem in an optimal way

The aggregator actively offers the distributed energy resources to the disposal of other powersystem participants. This can happen through on one­to­one basis by making bilateral contracts

Page 13: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0912 (39)

or through organized markets by submitting offers to these markets. On the other hand, theaggregator needs to be constantly aware of the requests for demand response, coming fromdifferent power systems participants. These buyers include regulated participants such as TSOand DSO's, and deregulated participants such as retailers, generators, traders and BRP's. Therequests can be send directly to the aggregator if it has made a bilateral contract with the buyer.Alternatively the aggregator can receive results from clearing of organized markets, forexample spot market for electricity, or he can monitor the bids on organized markets with openorder books2. The benefit for an individual customer from trading on organized markets wouldprobably be too low compared to the costs. Currently the market operators have also set rulesabout the minimum bids and offers, probably to limit their transaction costs.

The aggregator could also need demand response for his own purposes. He may have tomonitor his own power balance, i.e., that the power purchased and generated match the amountof power sold and consumed within his portfolio of supply (retail) and trading contracts. Thisbalance is calculated in different ways in different European countries. Deviation from zeroimbalance normally leads to obligation to pay imbalance charges. The aggregator can in somecases engage demand response to reduce the imbalance charges and thus create added value forhimself and the customers.

Not only should the aggregator react on the requests ex post (afterwards). He should also try toanticipate the requests and make forecasts about them. This allows him to look further aheadand to control the customers' loads in a more profitable way. It is difficult for a single customerto make such forecasts, although forecasts could be contracted from a third party for a fee. Inany case, it would be an additional burden for the customer.

The aggregator collects together different realized and forecasted requests for demand response,and evaluates his contractual position, taken into account forecast of consumption based onexisting retail contracts and forecast of variable­output generation. He combines the differentrequests and identifies their synergies. He then calculates how to best respond to these requestsby load control. The aggregator can take advantage of economies of scale in controlling a largegroup of customers and acquire sophisticated optimization software to support the load controldecisions.

The aggregator also makes sure that the load control decisions do not cause problems for theelectrical network.  He can do this validation by consulting system operators (DSO's and TSO).He sends his planned schedules for load control to concerned DSO's. Naturally he must identifythe network nodes to which each involved customer is connected. The DSO's then evaluate ifpower quality constraints will be violated by the load control actions, and send the validationresult back to the aggregator.

3  Different types of aggregatorsIn this chapter we explain the different forms which aggregator business can take and makesome classification of the possible business models.

In this project we mainly concentrate on aggregation of larger customers than individualhouseholds. Some examples of existing aggregators around the world have been listed inAppendix 1.

2 Organized markets where the best bids and offers (asks) are published while trading is on­going.

Page 14: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0913 (39)

3.1 Who can be an aggregator?

One question is the identity of the aggregator, i.e., is it a new company which solelyconcentrates on the aggregation activities, or an existing participant in the power system, whohas existing relationships with customers? This is an important question from the point of viewof the business model. Such participants include the electricity retailer and DSO. Electricutilities used load control of electric heating as means of limiting their peak power demandprior to the liberalization in the electricity market. DSO's have now assumed the distributionfunction of the former utilities and operate as monopolies. There are still about 100 MW ofoperational load control systems of electric heating in Finland [2], although they are rarelyused. In the current liberalized regime, DSO's cannot perform demand response aggregationbecause they cannot participate in electricity markets. Also, if they performed load control onlyto improve network operation (for example voltage control), they would interfere with market­based load control. Besides, load control during system contingencies can also be carried out bya deregulated aggregator participant based on DSO's request. Therefore the role of DSO asaggregator will not be discussed further.

On the other hand, retailers can act as aggregators and retailers who offer real­time prices verymuch resemble aggregators. However, for retailers offering real­time prices is not a way toproduce load response but a way to limit their price risk. These retailers do not makeinstallations on customers' premises, which would allow automatic response to price signals.However, a retailer can also assume the full role of an aggregator, taking advantage of hisexisting customers. We call this business model the retailer model and the aggregator can in thiscase be called aggregator­retailer. If the customer's demand aggregator is identical to hisretailer, certain problems related to balance calculation disappear. This is further discussed inSection 4. Currently retailers are in the best position to become aggregators because they haveconnections to the electricity market and an existing relationship with the customers.

Customer consumption as well as any changes to it are included in the retailer's balanceaccount. If the aggregator is not the retailer, arrangements should be done to remove this effect,which would in most cases give unearned benefit to the retailer. To this end it is beneficial ifthe aggregator has an existing relationship with the retailer. A balance responsible party has anexisting relationship with retailers to whom he acts as balance supplier. Also load control whichtakes place at customers of these retailers is automatically included in the consumption account('kulutustase') of the BRP.

Figure 3­1: Aggregator business models classified according to the aggregator's identity.

The aggregator could also be a third party, a company who does not have any existingrelationship with the customers as far as electricity business is considered. However, it couldhave a relationship in another field, such as facility management. In this there could be

Page 15: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0914 (39)

difficulties in calculating the proper payments between the retailer and aggregator, as describedbelow in Section 4.

Table 1: Different aggregator business models, classified according to the aggregator'sidentity, compared.

 model

attribute

retailer BRP service company independent

balance calculation automatic automatic no balance based on referenceload

trading self self through retailer self

possible at present? yes yes yes no

Reference loadneeded forconsumers?

no ? ? yes

Table 1 compares the above­mentioned models. Balance calculation refers to calculation of theaggregator's consumption balance (see Section 6.1 for explanation of consumption balance).

3.2 Aggregators classified according to the contracted customers

The aggregator can specialize on different types of customers. This is because of severalreasons. Different technologies are needed for controlling different types of loads. For examplesome appliances, such as washing machines, are operated manually and are thus unsuited forautomatic load control. For larger loads more expensive control and communication technologycan be used. Also different approach must be taken in marketing with different types ofcustomers. For example households do not only make decisions based on economiccontemplations but also pay attention to environmental values, and they have usually even lessunderstanding of energy issues than real estate managers in small commercial and industrialenterprises. The aggregator has to be aware of the expectations and fears of different customersregarding the service. Different legal aspects may have to be taken into account with differenttypes of customers. Different types of contracts with different degrees of negotiation are usedwith them.

Customers are often divided into households, commercial customers and small industrialcustomers (with large industrial customers already being activated). In Finland householdsinclude single­family houses with or without electric heating, terraced houses and blocks offlats. The latter may have different types of controllable electric loads such as common saunasand plug points for car heaters.

Commercial customers include e.g.

• shopping centres and supermarkets,

• universities and schools,

• office buildings,

• hospitals,

Page 16: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0915 (39)

• hotels,

• nursing homes, etc.Small and medium­sized enterprises can also be targeted by the aggregator. These can includedairies, water treatment plants, cold storages, etc. The nature of loads at these customers varywidely, which proposes a challenge to the aggregator.

Agriculture could be mentioned as a further class of customers. Greenhouses are largeconsumers of electricity, consuming 476 GWh in 2008 [4]. Maximum lighting power can be ashigh as 200 W/m2.

Besides loads with different characteristics the aggregator can also contract distributedgeneration and energy storages. At present, the only profitable small­scale energy storages areheat storages. These can be combined with CHP to increase flexibility of the operation. Otherpotential DG units are back­up generators of various facilities, such as computing centers,telephone exchanges, hospitals, hotels, army bases, etc.

With aggregation of CHP there is an additional difficulty of optimizing the customer's fuelusage. In other words, one must not only decide when to use the CHP unit but also when to usegas burner (often included with CHP) for heating. In addition, it is sometimes possible to usethe CHP unit in condensing generation mode, in other words the generated heat is exhausted tothe surroundings. The CHP unit and burner scheduling as well as heat rejection, are mostconvenient to decide locally, based on price signals coming from the aggregator. Aggregationof small and micro­CHP and some other types of DG also differs from the aggregation of DRso that these can provide a continuous power output, which enables different types of contractsto be used in selling the service.

These classification principles were also considered in the EU­DEEP project. Three businesscases were defined and studied, where the first one concentrated on aggregation of DR and DG,the second on aggregation of micro­CHP and the third on aggregation of small CHP and DR. Inthe second business case the customers were households and in the third commercial customers.

3.3 Aggregators classified according to the services offered

In Chapter 6 different services which the aggregator can offer will be listed. The aggregatorscan choose to offer one or more of these services. Different services require different abilitiesfrom the aggregator. As part of their business strategy, some aggregators may specialize oncertain services, based on its customer base, technological level, cost considerations, etc., or tryto maximize the value of DER by attempting to offer as many services as possible.

Selling power provided by DER on the spot market is straightforward if the aggregator alreadyhas access to the power exchange. Reducing imbalance cost only requires that the aggregatorcan forecast his imbalance. Neither of these services require activation time of less than onehour of DER, although reduction of imbalance can somewhat benefit from faster reactions.

On the other hand, taking part in balancing mechanism and offering ancillary services requiresthe ability to react faster. Also these require signing contracts with the TSO and the ability to beon call 24 hours a day. Offering services to DSO's requires special attention to be paid thelocation (network node of the electrical connection) of the consumers.

Page 17: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0916 (39)

4  Aggregator's relationship with customersBy customers we mean the end­users (consumers) of electricity such as offices and households,though from the aggregator's point of view they resemble suppliers, whereas the aggregator'sactual customers would be the buyers of demand response, such as TSO, DSO and deregulatedmarket participants. This is of course because the end­users supply the product which theaggregator sells forward, namely load flexibility.

The relationship with customers is crucial to the aggregator, and more important than therelationship with buyers of the aggregator's service. This is in contrast with most businesseswhere a company can have suppliers compete against each other but has to make considerablemarketing efforts to attract buyers. The reason is that electricity is a commodity, and theaggregator does not have to make efforts to sell it to the buyers such as TSO, as long as hisservice meets quality requirements (such as short enough activation time) and is cheap enough.On the other hand, the approach to customers must be more subtle. Joining a demand responseprogram brings the customer relatively small benefits compared to his total electricity bill. Loadcontrol (or control of other DER) requires interfering with the customers’ production processesor living comfort. The customer has to surrender some of his decision­making power to theaggregator. This could be perceived by the customers as a dispossession attempt. Therefore it isimportant to allow the customer to have the final word, i.e., have the possibility to not respondto aggregator signals.

The relationship is made formal by signing a contract with the customer. The aggregator willuse different types of contracts according to the customer type. This is dictated partly by lawbecause different rules apply to individual and company customers. One key issue is supplierswitching. The customer's right to choose his retailer is an essential feature on the liberalizedelectricity market. On the other hand, if the aggregator must act as the customer's retailer asschemed in Section 5.1, then the aggregator should give up the customer upon his changing hisretailer. The aggregator then loses a significant amount of money in the installation anddismantling of the control devices at customer premises.

In the following we limit the concept of relationship to mean what transactions take place, whatare the financial rewards to customers, and what is the information exchange between theaggregator and customers. We should note that the relationship between the customer andaggregator can take different forms. It could depend on for example

• appliances and generators that the customer has,

• expertise of the customer,

• risk aversion of the customer,

• existing automation at customer premises,

• legal status of the customer (individual / company).Below we discuss some aspects of the customer relationship in more detail.

4.1 Control authority and customer's remuneration

The aggregator pays part of the money which it makes by selling customers' energy resources tothe market back to the customer. The requirements which we can set to the remuneration arethat it is enough to make the customer interested in participating, keeps him satisfied so that hedoes not wish to terminate the contract, gives him incentive to provide load flexibility or other

Page 18: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0917 (39)

energy resources, and that it is possible to unambiguously calculate. It will certainly happen thatsome customers think that they have received too little a remuneration and they will challengethe remuneration calculation. The aggregator should then be able to clearly justify that theremuneration is according the contract. Also the calculation of remuneration should preferablynot be too complicated so that it is easy for the customer to understand. Preferably it should bepossible to easily see before joining the aggregator's program how much the customer canbenefit from participating.

aggregatorcustomer

call payment

load reduction

availability payment

availability for callsauditing

audit fee

installations

equipment rent

Figure 4­1: Possible transactions between the aggregator and the customer.

The relationship between remuneration and customer's active participation can be more or lesstight. An availability fee is given for customers who make a contract with the aggregator andenable load control or control of other types of DER. The availability fee may be reduced bypenalty payments if the customer does not follow the aggregator's control signals. An oppositeto the availability fee is a rental payment for the control and communication equipment whichthe aggregator has installed. Payment can also be based explicitly on following the control calls(yes/no) or the power reduced due to control call in a demand response event. Furthermore, thecustomer's benefit can be based on dynamic tariffs provided by an aggregator­retailer.Furthermore, the customer can be given a certain percentage of the aggregator's gross profitfrom selling DER to the market. A combination of the different payment components can beused to achieve a suitable risk and incentive level.

We note that the customer may also get other benefits than direct payments from theaggregator. For example, the customer may receive as by­product real­time powermeasurements and consumption monitoring, which help him achieve energy saving.

Table 2 shows some possible schemes for arranging the customer remuneration. The minimumrisk scheme gives the customer a steady income stream but the incentive to provide DR issmall. Therefore it is possible that the profits of the aggregator and thus also the customer willremain small. However, this depends on the nature of DR, especially its comfort reductioneffect. Customer's override of  control actions is not penalized in this scheme. The partnershipscheme is suitable for enterprises with better understanding of electricity markets and higherrisk tolerance.

Page 19: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0918 (39)

Table 2: An example of three different ways to calculate payments and share benefits betweenthe aggregator and customer. Penalty payment means the penalty paid for overriding demandresponse calls. Call payment is a payment for each demand response event and may be basedon energy not consumed or other considerations.

”minimum risk” ”normal business” ”partnership”

Investment paid by aggregator aggregator both

Availability payment √ √ –

Call payment – √ –

Penalty payment – √ possible

Profit sharing aggregator keeps aggregator keeps shared

Profit level A

C

A

♠♠

C

♠♠

A

♠♠

C

♠♠

The remuneration, especially for the call payment, is closely connected to the way thecustomer’s resources are controlled. There are several ways to affect the customer behaviour toobtain DR. In case of small and medium­sized customers these can be divided into price­basedoptions and direct load control.

• Price­based control refers to changes in electricity use by customers in response to changesin the prices they pay (electricity tariff). In other words, the customer receives priceinformation from his aggregator at specified intervals. The time resolution of the prices canbe from several hours to less than one hour.

• Volume­based control where the aggregator controls the total power drawn by a consumer,without regard to individual appliances.

• In direct load control the aggregator can directly control the power drawn by one or moreappliances at customer’s premises. This can take place automatically so that the aggregatorcan remote­control the appliances or so that he first notifies the customer who performs theactual control.

Price­based DR can take many forms. One form is real­time pricing (RTP) where the retailer­aggregator periodically sends price information, whose time resolution can vary. The mostgeneral form is banded real­time pricing, where different power zones are set dynamically, anddifferent prices apply to different zones. “Dynamic” here means that the prices or power limitscan change from day to day or even more quickly, depending on what the customer and retailer­aggregator have agreed. For example, the customer may be offered a fixed price for powerwhich he normally consumes according to historical profile, but any difference is chargedaccording to a real­time rate. This can be called incremental real­time pricing and is shown inFigure 4­2. Banded real­time pricing can also be used to impose limits to the absolute powerwhich the customer draws

Page 20: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0919 (39)

power

cost

normal tariff

reference load

dyna

mic 

tarif

f

Figure 4­2: Idea of the incremental real­time tariff. The customer can consume a predefinedreference load at a guaranteed price but any difference will be charged or credited accordingto the real­time tariff.

In price­based DR the customer himself must convert the price signals to power control. Thiscan take place either manually by changing schedules of operation, or by automation, such asscheduling optimization built into building management system. In direct load control thecustomer receives not a price but volume (power reduction) signal. He can then paid accordingto the energy not consumed, achievement of requested load reduction (yes/no). He can bepenalized if control signal is explicitly overridden or consumed power is not reduced.

Sometimes it is said that price­based control is completely voluntary. However, so is direct loadcontrol: the general opinion is that the customer should always have the possibility to overrideload control. If this is not the case, customers will be reluctant to join the aggregator’s DRprogram.

4.2 Information exchange between the customer and aggregator

The information exchange depends on the communication and automation architecture whichhas been employed. The aggregator can communicate with the customer's automation system(e.g. building management system) either directly or through a "smart meter" (either directly orthrough the DSO). In the latter case there must be a link between the smart meter and thecustomer's automation system. The automation system may be installed by the aggregator, andmay include an "energy box" as visualized in the ADDRESS project. However, the concept andimplementations of smart meter are still evolving. For example, the problem with using thesmart meter as way of communication can be that the communication path is not fast enoughfor effective load control. It may not have an upward link which allows the customer to sende.g. his preferences of participating load control at each time, or consumption forecasts createdby the automation system. Also at the moment smart meters have not been well standardizedand the aggregator should then be able to communicate with many different types of meters. Ifthe aggregator install a control device and arranges a communication path himself, it can bedesigned according to the requirements of the aggregator's needs. One more possible obstacle isthat the DSO owning the smart meter may be reluctant to give access to the meter to thirdparties. Securities should be given that the aggregator's operation will not tamper with themetering process.

In addition to the data provided by the customer's automation, directly or through DSOinfrastructure, the aggregator receives data of the customer's total consumption from DSO. The

Page 21: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0920 (39)

DSO reads this data from the smart meter and stores it in a database. This data is used forbalance settlement in the wholesale level. In Finland this data will have time resolution of onehour.

Some types of signals which may be sent between the aggregator and customer have been listedin Table 3. Not all of them are needed at the same time. Different signals may be neededdepending for example on the remuneration scheme. If the customer only gets an availabilitypayment, it does not make sense to send him flexibility price signals.

Simple tariff signal refers to real­time pricing where the retailer­aggregator sends price signalsfor example for the 24 hours of the following day. These are received by the customer'sautomation system, which schedules different controllable loads to minimize costs. As a result,the customer can send back a consumption forecast up to the end of the next day. Banded tariffsare those with different prices for different power zones (bands). For example, there may be alow price for a base load and higher price for power which exceeds the base load. Flexibilitybid price signal tells how much the aggregator will pay for load reduction, calculated fromcertain reference level; it is a form of banded tariff. The customer can also define this price,together with power volume which he is willing to shed at each price.  The aggregator candirectly control the power consumption of some appliances such as electric heaters, or controlthe temperature set points.

Table 3: Signals which can  be relayed between aggregator and customers in addition to activepower measurements given by the smart meter.

Message Explanation Direction

Simple tariff signal How much the aggregator­retailer chargesof each kW during a time period of e.g.

one hour or ½ hour; is normally given fora number of periods

Aggregator → consumer

Banded tariff signal How much the aggregator­retailer chargesof each kW within a certain consumptionpower band during a time period of e.g.

one hour or ½ hour; is normally given fora number of periods

Aggregator → consumer

Flexibility price (bid) signal How much the aggregator­retailer paysfor each kW reduced below certain

reference level during a time period ofe.g. one hour or ½ hour;  may be given for

a number of periods

Aggregator → consumer

Power control signal Aggregator directly controls the powerdrawn by an appliance

Aggregator → consumer

Temperature control signal Aggregator directly controls thetemperature setting point of an appliance

Aggregator → consumer

Consumption forecast Forecast of individual consumer's totalconsumption for a certain time ahead

Consumer → aggregator

Flexibility price (ask) signal Alternatively the customer can inform theaggregator how much he wants for kW offlexibility, for example when he does not

wish to be disturbed

Consumer → aggregator

Consumption measurements Measurements of total consumption,which can have high time resolution

Consumer → aggregator

Page 22: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0921 (39)

The information exchange, along with suitable communication technologies has been furtherdiscussed in INCA project in master's thesis by Petri Valtonen [10].

4.3 Settlement of customer contribution

By settlement we mean all activities which take place after the time period when load controltakes place, with the purpose of deciding the financial obligations of each party. This includesthe verification of delivered services and eventual payments related to the load control.Naturally settlement is closely related to customer remuneration. It includes the calculation ofthe financial obligations of the aggregator, and the customer related to specific time period.

In practise the aggregator would probably perform the settlement himself and pay or charge thecustomer accordingly. However, the aggregator's calculation will always be challenged byunsatisfied customers. Therefore the aggregator should be able to unambiguously show that hiscalculation is correct. This can be difficult in certain remuneration schemes. If the customer'sload reduction is calculated with respect to a reference, the reference can be challenged. Thereference can be for example the last measured consumption before the requested loadreduction, or a forecast of what would have been the customer's consumption without loadcontrol, based on customer's past behaviour and variables such as temperature, cloudiness etc.Such forecast necessarily contains errors. The forecast can be too complicated to explain to thecustomer and he may suspect that the aggregator is modifying the forecast to his benefit.Therefore such reference cannot be recommended to small customers (where transaction costsshould be minimized) or customers with unpredictable consumption.

time

consumption

payback peakforecast of undisturbed consumption

control action

Figure 4­3: The reference to which measured load is compared can be ambiguous especially ifthe duration of load reduction is long or consumption is normally highly variable.

The customer can also claim that he has not received the control signals, such as prices,reference consumption values, or temperature set point values. The aggregator should havemeans to show in an undisputable manner that the signals have reached the boundary where thecustomer's responsibility begins (such as a communication port to which the customer'sbuilding management system can be connected).

Page 23: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0922 (39)

Contractterms Settlement

Loadmeasurements

Verifiedcontrol signals

Reporting

Figure 4­4: Settlement of delivered services is based on consumption measurement, controlsignals, which the customer has received, and on the contract between the customer andaggregator.

5  Relationship between aggregator and other powersystem participants

Besides customers the aggregator has contacts with at least the BRP, or if he is a balancingresponsible party himself, with the TSO. It is useful for him to participate in wholesale powermarkets such as those provided by Nordpool. The aggregator can have bilateral purchase andsales contracts with various generators and retailers. The relationship with DSO is alsoimportant, DSO's providing the electrical connection to the aggregator's customers.

Page 24: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0923 (39)

Figure 5­1: Aggregator's links to other stakeholders.. Black lines show the electricalconnections, blue lines show information and economic links (not in exhaustive manner). Theaggregator, who connects consumers to the electricity market, is shown with both its upstream(buyers of its services) and downstream communication (consumers). The dashed blue linesshow some existing information and economic links.

5.1 Relationship with retailers

The simplest case introduced in section 3.1 is if the aggregator himself is a retailer andaggregates the DER which his retail customers can offer. This is the business model which hasbeen studied in e.g. EU­DEEP project task force 1. The simplicity comes from the fact thatcustomers' consumption change is automatically included in the retailer's consumption balance3

(see Section 6.1). It is then straightforward to trade this load reduction on organized wholesalemarkets.

Another possibility is that the aggregator acts as a service company to the retailer and has noindependent position on the electricity market. In this case he performs activities such asforecasting, scheduling optimization and load control as normal but the effect of load control issummed into the consumption balances of the respective retailers. The retailers can then sellthis power forward, based on the aggregator's advice. The aggregator thus gets no direct benefitfrom the activity. However, he has secured his income by making a service contract with theretailer, where the fees paid to him or their method of calculation have been specified.

3 Strictly speaking customers' consumption change is automatically included in the retailer's consumption balancefrom the beginning of 2012 unless the customer is charged based on hourly prices[6].

Page 25: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0924 (39)

The benefit of this model compared to the retailer model is that the aggregator is not limited toa certain group of customers, with whom he has a retail contract. However, the disadvantage isthat he has to first come into agreement with several retailers to take advantage of this fact. Thebenefit is also that the period of contract between aggregator and customer can be longer thantwo years, which is currently the maximum period of retail electricity contracts in Finland.Supplier switching can still be a problem though, if the customer switches to a retailer who hasnot signed a service contract with the aggregator.

The current balance management system helps this business model by allowing the financialeffects of different actions which affect the consumption balance to be separated. Because ofthe single price model in imbalance charges, the total imbalance charges from which arise fromthe actions of the service company and the retailer himself can be simply superposed.

Third possibility is that the balance responsible party acts as aggregator for customers whoseretailers belong to his balance portfolio. The load changes are then automatically included in hisconsumption balance. Unfortunately they are also included in the consumption accounts(calculated internally by BRP) of the respective retailers. Because load reduction is oftenactivated when imbalance prices are high, in many cases this would give unearned benefit to theretailer, if the effect is not corrected by an agreement between the BRP and involved retailers.Correcting the effect of load control in the retailer's balance requires modelling of the behaviourof loads in absence of load control. Because this cannot be done accurately, it can lead todisagreements. However, modelling the load of large groups of customers is much moreaccurate than modelling a single customer.

The fourth possibility introduced in section 3.1 is the case of an independent company, whichhas made no agreement about income sharing or service provision with retailers. Instead hisbalance account would be directly credited by load reduction or charged by load increase,caused by the control actions which he has exerted on the customers. This business model is notsupported by the current electricity market law. The retailer currently provides all energy whichthe end­users consume. This business model would require a change to this principle. Themethod of neutrally determining the energy provided by the retailer and that provided by theaggregator (which can be negative) is a challenge. This is especially so if the retailer appliesdynamic tariffs.

Let us now see how the retailer can be economically isolated from the load control activity.Figure 5­2 shows an example of a load shifting event, with the required compensation to theretailer and effect on the aggregator's balance within this business model. The top graph showsthe measured consumption of the retailer's customer portfolio as well as the modelled referenceconsumption, which is assumed in case of no load control. How this is obtained is the key issue.Different alternatives are possible but we won't delve further into this topic. The calculated loadreduction becomes a positive component in the aggregator's balance account (the green block).The retailer's balance account remains unaffected. During the payback peak load is increasedand this becomes a negative component in the aggregator's balance account.

The retailer still has to provide power according to the reference load curve. The power is notconsumed by the customer though but is re­marketed by the aggregator. From the retailer'spoint of view the aggregator replaces the customer as consumer of energy during the loadreduction. Therefore the aggregator has to purchase this power from the retailer. For thispurpose it is natural to use the same tariff which the customer would have paid. The bottomgraph shows the payment during day tariff from the aggregator to the retailer (the red block).Similarly during the payback peak the aggregator receives a payment from the retailer,

Page 26: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0925 (39)

corresponding to the increased energy charges which the customers have paid during thisperiod.

time

consumption

aggregatorbalance

receivablesfrom retailer

night tariffrealizedconsumption

referenceconsumption

Figure 5­2: An example of how load shifting could affect aggregator's situation in the"independent company" model. The top graph shows customers' summed consumption with thegreen blocks being the calculated load reduction and blue block calculated load increase. Theaggregator's consumption balance is credited with the load reduction. The bottom graph showsrequired payments from aggregator to retailer (red) and vice versa (green).

5.2 Relationship with DSO's

The DSO can act as buyer of aggregated demand services. In other words different DSO's cantry to solve some of its problems by resorting to DR and sending bids to the aggregators aboutprovision of services. This will be explained below in Chapter 6. There are also other aspects inthe relationship. At the moment the scale of controllable DER is small and its effects on thedistribution networks are consequently small. This will not be the case in future smart grids. Inthe future DSO's should be consulted prior to activating DER to check if the distributionnetwork can handle the event without problems. We call this procedure the validation of DERservices by the DSO. This has been briefly explained below.

The DSO has to maintain the proper power quality in the distribution network, includingvoltage profiles in all feeder lines. Operation of DR, DG or energy storages affect the active andreactive power along the feeder lines, and therefore may lead to over­ or undervoltages. Forexample, if the amount of DG is high, reduction of load could have a big impact on voltages.

Page 27: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0926 (39)

One way to avoid this is that the DER operator, in this case the aggregator, first validates theplanned scheduling by presenting to the DSO

• the locations of DER which will be controlled and

• the planned power output / consumption as function of time.

The first item assumes that the aggregator knows the customer's identity number whichunambiguously tells the network node to which DER units have been physically connected. Thesecond item entails several problems. Firstly the aggregator may not know in advance whichcustomers will be controlled. He may offer services which require fast reaction time, such as 15minutes or less. The DSO then may not have enough time to validate the service. A solutioncould be a pre­calculation which the DSO can do ahead of the operational hour, determining themaximum load reduction and increase in each section of his network as a function of time.Aggregators  could then do "bookings" of load profiling and distributed generation scheduleswithin these limits, using an application which is able to communicate with the DSO's system.

Even if time is not an issue for the validation, the reference used for load (or generation) in caseof load re­profiling (generation re­scheduling) should be unambiguous. DSO's, in contrast toaggregators, do not make forecasts for individual customers. Therefore they do not know whatthe normal load of any specific customer in absence of load re­profiling would be. This is thecase for commercial and small industrial customers, for which the aggregator can afford tomake better load models and gain superior understanding of their consumption behaviour. Forhomes with electric heating the aggregator is more on a par with DSO's as both have to rely ongeneral statistical models for forecasting customers' consumption. Even in this case theaggregator and DSO may disagree on the reference load. Discussing resulting load instead ofreference load and load changes does not change the issue.

For example, the DSO can estimate the reference load of a group of customers belonging to anaggregator in certain load area at given hour to be 100 kW, and the total possible load reductionin that load area (a collection of distribution network nodes) to be 300 kW. Of this 300 kW theDSO assigns 30 kW to the aggregator and 270 kW to other aggregators. Now if the aggregator'sestimation of the reference load is 70 kW, then he could not perform load reduction at all. Ineffect, his share of the total possible load reduction was given to the other aggregators.

A third aspect of the relationship with DSO is that the aggregator may use the DSO'scommunication infrastructure to relay messages between himself and his customers. This couldtake place either directly or via the DSO's electronic data interchange (EDI) system. At themoment there is no common standard with communicating with the smart meters; each DSOhas specified its own system. If aggregators resort to this communication route, as monopolyprovider the DSO can set the communications fee high, unless they are regulated.

Finally, the DSO reads the measured consumption data from the customers' smart meters andsends it to respective BRP's. Currently DSO's collect hourly data, as required by legislation [6],and communication solutions have been designed accordingly. The aggregator could alsoaccess this data and use it for settlement with his customers. However, depending on theremuneration scheme and services offered, hourly data may not be enough for this purpose.Technically speaking relaying power measurements with higher time resolution up to 10minutes, and up to 1 minute for a limited set of customers and time intervals, should not pose aproblem to even slow PLC communication [10].

Page 28: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0927 (39)

5.3 Relationship with TSO

The TSO can also act as buyer of aggregated demand services. In other words it can try to solvesome of its problems by resorting to DR and accept bids and offers from aggregators aboutprovision of services. This is possible at the moment and is dealt with in Chapter 6.

Especially with large­scale load re­profiling or DG re­scheduling the TSO could also require avalidation of the aggregator’s control actions, DR activation and DG scheduling. This couldtake place directly but is probably more conveniently done through DSO's which first collect allvalidation requests in their franchise areas. The procedure for full validation (not pre­validation) would then be:

1) Aggregator sends the DSO a summary of its proposed control actions, including loadre­profiling as function of time and as function of network load areas. Both activeand reactive power could be considered in the request.

2) DSO collects together validation requests from different aggregators and calculates ifsuch control actions are possible without causing network violations. If problemsseem evident, DSO only validates part of the aggregators' requests based on certainmerit order.

3) DSO forwards the suggested control actions to TSO.4) TSO makes his own calculation from the point of view of the transmission grid. The

TSO may only accept part of the suggested changes in take­outs / feed­ins. Theresults are sent to DSO's.

5) DSO updates the validation results according to the constraints given by the TSO andsends the results to the aggregators.

We note that the TSO already gets information about aggregator's planned actions through finalphysical notifications of BRP's (see Section 6.1). However, this is not location­specificinformation except for power plants whose maximum power is more than 100 MW (?), whichare thus not included in DG. Of course, BRP’s could be required to include more location­specific information in their final physical notifications. Not all aggregators’ planned controlactions are included in these, though. The final physical notifications are submitted 45 minbefore the operational hour, while some control actions take place during the operational hour.

5.4 Relationship with other deregulated power system participants

The aggregator can naturally sell services to deregulated power system participants. This cantake place via power exchanges or bilaterally.

6  Buyers of aggregated demand products in FinlandThis chapter described what services the aggregator can provide to different stakeholders. Inother words it is also a description of how the aggregator can earn money. The services areviewed from the aggregator's point of view. Besides the aggregator the provided services alsobring benefits to the buyers and the electricity market as a whole but this effect is not analyzed.

Page 29: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0928 (39)

6.1 Reduction of imbalance costs

In Finland each electricity market participant must have one balance supplier ('avoin toimittaja')[6]. The balance supplier buys or sells the difference between electricity procurement andelectricity sales of the market participant. The balance supplier itself must also have a balancesupplier; thus a hierarchy of balance suppliers is formed. On the top level the balance supplieris the balance management unit of the TSO, and the corresponding market participants arecalled balance responsible parties (BRP).  In general the balance supplier charges a fee for itsservice and it can be beneficial to minimize the imbalance to avoid the need to sell or buybalance power.

Since the beginning of 2009 the main aspects of balance management have been harmonized inthe Nordel area [9]. A fully harmonized balance management has not yet been achieved though.The new balance management model has implications for aggregation of DR. It appliesspecifically to BRP's but they are likely to use the same model internally for the marketparticipants within their balancing portfolio. In other case they have to assume the risk ofvarying difference between imbalance prices calculated by the TSO and those used in balanceprovision to their own balancing customers. The new model calculates two accounts for whichimbalance prices are paid or charged. The accounts are connected by the reported production,which must be stated in the generation plan (which resembles the British final physicalnotification), submitted to the TSO 45 minutes before the start of the hour of operation. Tradeplan, which contains a summary of all electricity trading done for the hour in question, mustalso be submitted minutes before the start of the hour of operation.

productionaccount

consumptionaccount

submittedproduction

plan

generation consumptionsmall

generation< 1 MVA

trade

tradeplan

Figure 6­1: The new Nordic balance management model. Production balance account isobtained as the difference between actual and reported production. Consumption balanceaccount is obtained as the sum of reported production (positive sign), small generation (+),sales to consumers (–), and wholesale trade (purchase +, sales –)

Figure 6­1 shows an illustration of the new model. Two balance accounts have been defined:one for generation and one for consumption. Production (generation) account shows theimbalance of large­scale generation  (> 1 MVA generators) with respect to planned generation.The rest of the BRP's imbalance between generation, consumption and trading is collected intothe consumption account.

Page 30: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0929 (39)

Negative imbalance in each account implies that the TSO must sell balance power to the BRP.Besides that these imbalance prices vary with time, they can also be different for sales andpurchase. Indeed, this is the case with imbalance prices used for the generation account. Forconsumption account the sales and purchase prices are the same. Table 4 shows the idea ofthese different pricing regimes. For example in dual pricing when the imbalance is positive (e.g.more generation than reported), and up­regulation is needed in the power system, the BRP hasto pay the Elspot price for the relevant hour as imbalance charge. The regulation prices areobtained from the Nordic balancing mechanism (regulation power market). Dual pricing is usedfor the generation account and it gives a strong incentive to follow the submitted productionplan. The generator can never be better off by submitting an inaccurate production plan. Insingle pricing, which is used for consumption account, there is no such incentive. A smallincentive is provided by a "volume fee" which the BRP has to pay in addition to the listedprices for the absolute value of imbalance in both accounts. The volume fee is currently 0.5€/MWh. On the other hand it is projected that single pricing also reduces the costs of imbalanceand encourages retailers to become BRP's.

Table 4: Two possible pricing regimes for the imbalances. In the balance management modeldual pricing is used for the generation account whereas single pricing is used for consumptionaccount.

System balance

BRP balance

System short

(up­regulation needed)

System long

(down­regulation needed)

– imbalance Up­regulation price Elspot priceDual pricing

+ imbalance Elspot price Down­regulation price

– imbalance Up­regulation price Down­regulation priceSingle pricing

+ imbalance Up­regulation price Down­regulation price

Reduction of imbalance costs means controlling loads or generation to decrease the imbalancein either balance account. Given such balance management model, there is little benefit inimbalance reduction using DER. Loads and small­scale generation are both summed into theconsumption account, for which small imbalance does not produce any special benefit. Thevolume fees would be reduced but they are too small compared to the cost of using DER toprovide a significant incentive.

Fingrid states that single pricing for consumption imbalance also enables loads to participate insystem balancing without explicitly participating in the balance mechanism. We wonder if thisis in the interest of the system operator because in that case every BRP does balancing himselfin an uncoordinated way. In practice, however, it is difficult for the BRP to know when up­regulation is needed if he does not participate in the balance mechanism. We note that thebenefit of participating in system balancing indirectly via the consumption account is that theactivation time of load reduction can be longer; in the balance mechanism it must be less than15 minutes. One possibility would be to send offers (asks) into the balance mechanism for fast­reacting DR and exploit slow­reacting DR via the balance account.

6.2 Balancing mechanism

Whilst power generation and consumption must be kept in constant balance (in the secondstime scale), for practical purposes it is not traded [5]. Instead electricity market participantshave the responsibility of balancing supply and demand across longer periods, the settlement

Page 31: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0930 (39)

period in balance management, which is one hour in the Nordic countries. This can be calledplanned balancing. In practice electricity market participants do not succeed in this perfectly.Even if they do, there is also the requirement to keep the system in balance in real time. Real­time balancing or maintaining network stability is the responsibility of TSO. The TSO hasseveral categories of power reserves and curtailable loads to maintain network stability.

Balancing mechanism ('säätösähkömarkkina') is a market where the TSO calls bids and offerswith short activation time requirement from power system participants and activates themaccording to the needs of real­time system balance. It is also called regulating power market.TSO is always the trading counterparty: he buys power for the system when there is powerdeficit and sells power from the system when there is power surplus. In Nordic countries (withthe natural exception of Iceland) purchase and sales of balancing power (i.e. power traded in thebalancing mechanism = regulating power) is done in a concerted way. A merit list of bids andoffers is compiled on the Nordic level. In other words The entire Nordic power systemconstitutes a single market for balancing power. In cases when transmission bottlenecks occurbetween grid areas, the market will, however, be divided. The prices for balancing power can inthat case be different in different grid areas. The whole of Finland constitutes one grid area butin Norway there are five grid areas.

frequency­controlledreserve

balancingmechanism

fastdisturbance

reserve

normal operation

disturbance

Figure 6­2: The role of balancing mechanism in maintaining real­time power balance on thesystem level [7].

BRP or other power system participant who has signed a special contract with the TSO canparticipate in the balancing mechanism. He must then place bids and offers about buying andselling balancing power 45 min before every operating hour. Both loads and generation can beoffered to the market. The resources should be fully activated at most 15 minutes fromactivation command and they must have real­time measurement enabled. A participant musthave at least 10 MW of controllable resources but minimum size for one bid is not known. Thebids concern the time until the end of the operation hour.

6.3 Organized markets

Here by organized markets we mean market places operated by a market operator such aselectricity exchange. Trading in these markets is done before the "gate closure", i.e. beforetrading plan (see Section 6.1) has to be submitted to the TSO (45 minutes prior to the hour ofoperation). Trades by each participant are settled with the market operator, who immediatelymakes a canceling counter­trade with another market participant. Products which are traded inorganized markets must be standardized to reach a sufficient efficiency and liquidity. For non­standard products bilateral contracts could be more suitable.

Page 32: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0931 (39)

Since Nordpool acquired the Finnish EL­EX electricity exchange, it has been the onlyelectricity exchange in Finland. Nordpool is the world's first multinational electricity exchange.It operates both physical an financial markets. Physical markets are those in which trades mustbe reported to the TSO and affect the consumption balance. On the other hand, the financialmarkets are purely for risk hedging and speculation and trades have no effect on imbalance ineither balance account. Below we introduce Nordpool's physical markets but disregard financialmarkets.

Table 5: Participation and trading fees in Nordpool physical markets.

Annual feesDirect participant in Elspot and Elbas 15 000 €Small participant in Elspot 3 000Variable trading feesElspot 0.03 €/MWhElbas 0.08€/MWhSmall participant in Elspot 0.13 €/MWh

6.3.1  Nordpool Elspot

Elspot is the day­ahead trading market for electricity in the Nordic countries. Every day beforegate closure4 at noon (CET, thus 13:00 in Finland), the different participants place bids for theirproduction or consumption on the market for each hour of the following day. Because of thedifference of time zone, the "day" in Finland changes at 1 o'clock at night. The bids must thusbe placed 12 to 35 hours prior to the start of the hours of operation.

The bids can be either production bids (supply bids / asks) or consumption bids (demand bids).They can be simple hourly bids, block bids, linked block bids or flexible hourly bids. Thegranularity for the bids' volume is 0.1 MW.

Hourly bids are bids for a single hour. The bidder can set up to 62 price steps in addition to aminimum and a maximum price set by Nordpool. For each price he states the power in MWwhich he is willing to buy or sell. The power values for other prices are linearly interpolated. Ifthe settlement price is not a submitted price step, the volume traded will be set by a linearinterpolation of the volumes between the adjacent price steps. In the example shown in Figure6­3, a market price of 22.05 €/MWh would engage the participant to produce 5 MW ofelectricity during that hour.

­30­30­10005050MWh

200025.1252220.1200€/MWh

­30­30­10005050MWh

200025.1252220.1200€/MWh

Figure 6­3: An example of hourly bid­offer curve for one hour in Elspot market.

4 In this context by gate closure we mean the latest time when bids can be submitted to the market.

Page 33: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0932 (39)

A block bid covers a block of minimum 4 consecutive hours with a fixed price and a fixedvolume. Block bids are particularly useful in cases when starting or stopping the powerproduction or consumption is very high. A block bid must be accepted in its entirety. A blockbid is accepted if the bid price of a sales/purchase block is lower/higher than the average marketprice during the hours to which the bid applies. If it is accepted, the participant will be boundfor the specified volume during each hour of the block.

Linked block bids are simple block bids where the acceptance of one block bid (daughter block)is dependent on the acceptance of another block bid (mother block). It is possible to link up tothree blocks. The third one is then dependent on the acceptance of both the first and second bid.Linked block bids must all be either only sales or purchase blocks and they must be connectedto one bidding portfolio in one bidding area.

A flexible hourly bid has a fixed price and volume, but the hour of the day is not specified. Itwill be accepted in the hour with the highest price in the calculation if it is higher than the limitset in the bid's specification.

6.3.2  Nordpool Elbas

Elbas is a continuous event­based intra­day market. The participants of Elspot have until 15:00EET for filing complaints. The Elbas market for the following day (1 am to 1 am EET) opens atthat time. The participants can follow the market using a browser­based trading application andplace bids (purchase offers) and asks (sales offers) via Internet or by telephone up to one hourbefore the delivery. Orders in Elbas consist of a type (buy or sell), a price with resolution of 0.1€/MWh and a volume with resolution of 1 MWh for a specific hour. Block bids (either bid orask) for a group of hours open for trade are also possible.

The participants can view market information in real time, i.e. they can view the lowest ask andhighest bid including their volumes, for all hours which are open for trade. Other offers (orderdepth) can also be viewed. All offers are kept anonymous and the trading counterparty isNordpool.

6.3.3  Exploiting Elspot and Elbas in DR context

DR has the properties that it can usually be activated fairly quickly but cannot be maintained formany hours, and is usually expensive. Therefore the best tactic is to sell it during the peak priceand recharge (if necessary) during low prices. If sufficient liquidity exists, it is then preferableto take advantage of the short activation time by offering DR to Elbas rather than Elspot. Elspotprovides a good source of price information because Elbas prices naturally correlate withElspot. An obstacle for Elbas at the moment is the higher participation fee. Another obstacle tois the minimum volumes that can be traded. Elspot requires 0.1 MWh but Elbas has a minimumoffer size of 1 MWh.

Simple hour or block bids in Elspot have the problem that their timing is not necessarilymatched with the peak price. Many DR resources require recharging some time after loadreduction. If both load reduction and recharging are traded in Elspot, it can happen that oneoffer is accepted and the other not. Linking block bids together could be a way to implement thepay­back arising from the recharge, but the current situation doesn't allow a consumption bid(pay­back effect) to be linked to a production bid (load reduction).

Page 34: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0933 (39)

Considering the current balance management model, where the same imbalance price is used inconsumption account regardless of the direction of the imbalance (neglecting the small volumefee), from the point of view of DR Elspot and Elbas can both be regarded as financial forwardcontracts. The aggregator can use them to lock the price he gets for selling energy duringcertain hour. Given that an individual hour poses almost no risk to the aggregator, this is a smallbenefit. Their real benefit is providing the price information. The aggregator can also accept theimbalance price if he does not mind the volume fee. However, if the aggregator acts as abalancing responsible party, the contract which he makes with the balance management unit ofthe TSO obliges him to pursue low imbalance volumes.

6.4 Provision of ancillary services

By ancillary services we mean the services necessary to maintain the reliable operation of thetransmission system. The contracting party is Fingrid. We exclude the balancing mechanismfrom ancillary services.

6.4.1  Frequency­controlled reserves

Frequency­controlled reserves do not depend on remote control but control themselves locallybased on frequency. When providing these services, the aggregator does not immediatelycontrol the activation of the resources. He still has to perform other actions, such as negotiatingcontracts with customer and TSO. Currently provision of frequency­controlled reserves is notallowed for aggregators.

There is a separate report made in the INCA project about simulation of frequency­controlledelectric heating from the network point of view.

6.4.2  Fast contingency reserve

Fast contingency reserve (FCR, 'nopea häiriöreservi) is a manually activated class of generationreserves and controllable loads. As opposed to resources offered to balancing mechanism aseparate contract is made with the TSO concerning the loads or generators which participate inthe service. A load must have at least 15 MW power, the load reduction must be activated in 15minutes, must be available at least 7000 hours per year and must be able to last at least threehours. The load must also have a real­time power measurement (updated at least every threeminutes).

At the moment Fingrid is still considering the terms by which small aggregated loads orgenerators are allowed to participate in fast contingency reserve.

Fingrid pays the participant an annual payment of 1500 € / MW, and hourly fee of 0.30–0.40€/MW for those hours when the loads have been available as fast reserve. When load control isperformed, Fingrid further pays 500 €/MWh for the energy not consumed. How this energy  ismeasured is unclear to the authors. However, the current situation is that most of the FCRprovider's income comes from the availability fee and only a fraction comes from the energyfee.

Page 35: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0934 (39)

6.5 Services provided to DSO

6.5.1  Voltage control

The voltage in distribution grid has  to be maintained  in between  lower and upper  limitsaccording to power quality specifications. Voltage profile varies along feeders lines with loadand  generation. As mentioned above, the DSO could control activation or DR and other typesof DER by the validation procedure. On the other hand, he could also actively search for DER­based solution for voltage control. For example, too much variable­output DG such as windpower could lead to overvoltage, which could be partly solved with DR.

7  Aggregator’s trading processSeveral business processes5 can be found inside the aggregator company, such as customeracquisition process, settlement process, etc. They can be defined in different ways. Thepurchasing process includes daily activities which concern themselves with buying services(load and generation control) from the customers. However, it is difficult to separate fromactivities related to selling and buying power on electricity market. Together they make up thecore business of the aggregator and can be called the trading process. A large part of theaggregator’s operative decisions are dealing with trading power either upstream (electricitymarket) or downstream (customers). The aggregator has to know when to sell or buy, howmuch and from/to whom. This requires both optimization and proper inputs to the optimization.

Below we discuss briefly the optimization of sales and purchases. It cannot be done without anidea of value of power to different stakeholders at different times, or capacity which is availablefrom the customers. To produce these inputs forecasting is needed.

7.1 Forecasting

7.1.1 Load forecasting

The aggregator may have to forecast electricity consumption of its own customers (when it actsas retailer) or the consumption in the electricity system. The former may be needed in provisionof certain services or forecasting the aggregators own power balance; the latter in forecastingspot market electricity prices (depending on the forecasting method). Price forecasts are dealtwith separately below. On the other hand price also affects consumption for customers whoface real­time prices.

Consumption can be forecasted within various time horizons. For the aggregator's operativedecisions most relevant is short­term load forecasting (STLF), which considers lead times up toone week. Generally this type of load forecasting may also be used for other power sectorpurposes in addition to the active demand aggregation, such as generator unit commitment,hydro­thermal coordination, and network analysis functions. STLF is important for the secureand economic operation of power systems. From the aggregator point of view this is a benefit

5 Business processes are logical collections of activities which take inputs and transform them to create an outputand have the same goal.

Page 36: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0935 (39)

because tools for load forecasting are already available. Various mathematical methods can beused for this type of load forecasting, such as:

• linear regression models,

• time series models and

• artificial neural networks.Linear regression models attempt to express load as function of exogenous inputs includingweather and social variables. However, modelling nonlinear relationships with linear modelcreates problems.

In recent years artificial neural networks as tool of machine learning have gained morepopularity in load forecasting. Also commercial tools based on this approach are available. Inthis approach the user does not explicitly specify the relationship between forecasted load andother variables. However, there is a difficulty is determining the best design parameters for theneural network. Often trial and error method has to be used, which is time­consuming. A largeamount of past input data (even several years) is required for this method. The data should be ofgood quality and cover the range of situations which are hoped to be forecasted.

7.1.2 Variable­output generation forecasting

Variable­output generation encompasses generation whose maximum output variesunpredictably with time, sometimes called intermittent generation. This includes e.g. windpower, solar power, run­of­river hydro power and CHP when it is operated purely according toheating or cooling load. The aggregator may have to forecast variable­output generation inorder to forecast its own imbalance position. He may also have to make forecasts in order toforecast imbalance position of the deregulated parties it has made bilateral contracts with. Thisrequires that he has detailed information about the variable­output generation portfolio.

Forecasting of variable­output generation is often based on numerical weather predictions(NWP), which are then fed as inputs in non­linear statistical data modelling tools. These can bee.g. artificial neural networks or time­series models. The aggregator has thus to have a contractwith a service provider for provision of this data. Forecast accuracy is thus also highlydependent on the variability of local weather. Typical mean absolute errors (NMAE) for 24­hour wind power forecast are in the range of 5–15 % of installed power, depending on the localclimate and geographical spread of the generator portfolio.

Most forms of variable­output generation such as wind solar and solar photovoltaic power asnot price­responsive. This is not normally the case for CHP. A consumer who owns amicro­CHP may fulfil her heat demand either by burning fuel, or when electricity price is low,by electric space heating. However, micro­CHP's output power is also dependent on the heatdemand, and thus weather conditions.

7.1.3 Price forecasting

Several of the methods listed above, such as time series techniques and multiple regression canbe used to forecast prices in short­term in electric power wholesale market. It has been claimed[11] that artificial neural networks are more suited to power price forecasting. The benefit is forexample that the user does not have to specify a mathematical form for the relationship of e.g.weather and spot price. Inputs to this method can include past spot prices, power demand,

Page 37: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0936 (39)

temperature, cloud cover and wind speed as well as temperature, cloud cover and wind speedcoming from numerical weather prediction system.

On some markets trading is continuous with open order book, i.e., the best bid and ask pricesare public and continuously updated. Even in this case it is necessary to forecast prices forfuture periods to facilitate planning. Also forward contracts for power are traded on manymarket places, and they can help to forecast the power price.

7.1.4 Flexibility forecasting

The aggregator normally has to forecast customer response to control signals, the responsebeing the customer's load reduction and payback peak (cold load pick­up) as function of time.The customer's realized load has influence on the aggregators imbalance position and thus hisincome. Although in some types of contracts the customer may promise to provide a certainmagnitude of load reduction, the penalty which the customer has to pay for possible deviation isnot normally equal to the penalties that the aggregator faces.

The customer's energy box is in good position to provide response forecasts. It has access toindoor and outdoor temperature measurements, and may have information about the consumer,such as whether he is at home or not. However, it does not have weather forecasts, unless theyare provided by the aggregator.

Depending on the aggregator's optimal scheduling method, it may be enough to forecast theexpected load reduction curve, or a probability distribution may be wished. Weather conditionsand unpredictable behaviour of the customer are the sources of uncertainty in the response. Thedistribution is almost never needed for a single customer but for customers in one load area ofdistribution network (especially when services are offered to a DSO), or the whole customerportfolio. The time resolution for the load response forecast should be at least equal to the timeresolution in balance settlement, which is 60 minutes in Finland.

7.2 DER scheduling and trading optimization

DER scheduling optimization produces as result the signals which are finally used to controlDER, such as price and power control signals. In other words, the aggregator then has to decidehow to operate the portfolio of active customers to maximize its profits and produce savings tothe customers. This is a complex task which requires utilization of mathematical optimizationmethods. Normally the optimization model has to be adapted to the rules in each electricitymarket, such as the details of balance management. In practise the optimization is run inside asoftware tool which has the necessary interfaces to sources of input data and channels to outputthe results. The results include both downstream results, such as requests of load control toconsumers, and upstream results such as the offers to sell this load reduction, either on openmarkets or though the aggregator’s bilateral contracts.

7.2.1  Requirements for the scheduling and trading optimization

Several requirements can be stated for the offering and load scheduling system in order for it tobe useful in practise. Firstly, it should be able to consider many different organized marketsegments and bilateral contracts simultaneously and their possible conflicts and synergies. Forexample if the aggregator sells power on organized intraday power market, it may not be able tomake an offer to balance mechanism. In different countries different electricity market designs

Page 38: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0937 (39)

and rules have been adopted. This is true for electricity trading as well as for balancemanagement. For example, on the spot market of the Nordic countries batch trading is used(asks and bids for the hours of the following day are submitted all at the same time), while inAPX power exchange in UK trading on the spot market is continuous. In the former systemthere can only be one spot price for each hour, whereas in the latter price varies during thetrading period. Ideally the system could handle such differences in market rules with littleadaptation.

Besides contracts for one specific period, different wholesale marketplaces have designed morespecialized contracts, such as flexible hour contract, which is realized for the period of highestmarket price if the price is higher than a specified limit. Such a product suits demand responsewell.

Similarly it should be able to consider different customer contracts, including those customerswho prefer to receive price profiles for flexibility well in advance, resembling real­time pricing,and those who can respond to price changes (or direct control signals) with short notice.

Ideally it should be able to take advantage of probabilistic forecasts for market prices (and thusoffer acceptance) as well as imbalance prices. Probabilistic forecasts for orders based onbilateral contracts should also be taken into account. Of course, this makes the problem harderto solve.

The system should be able to look several days ahead. This is because future price and loadforecasts may have implications on current decisions through contractual constraints, e.g. theconsumers may not wish to reduce their load more than several times a week. In general thesystem should always consider the effect of all decisions on future outcomes. One such effect isthe ability to call a consumer later; another one would be the payback peak. This is morecomplicated than it sounds because the size of the problem becomes manifold. For example, ifwe want to initiate load reduction ("call") for a consumer now, we may have to calculate theopportunity cost of not being able to make another call during every period of the next 24hours, if the consumer has wished such a constraint. The individual periods (e.g. length ofsettlement period in balance settlement) cannot be dealt with separately because they are tiedtogether by the status of the consumer portfolio. State variables for the consumer portfolioinclude indoor temperature, time of last control calls of different appliances, etc.

 It should be noted that the system cannot treat each of the thousands of customers in thecustomer portfolio individually, a personalized control strategy for each customer is tooburdensome to calculate. Similar customers (judged by appliances and their status, contractsand location) must be grouped together and treated as larger customers. Occasionallyregrouping can be done if for example variance in status of appliances (e.g. indoor temperature)in the group increases because of different overriding behaviour.

Time consumption for the optimal scheduling and offering process must be relatively low. Forexample in Germany the resolution of balance settlement is 15 min, so it should be possible tocalculate a new set of control orders every 15 minutes. Ideally the aggregator should be able toadjust the accuracy and time consumption of the system according to his needs.

The system should be possible to run in off­line mode, using historical prices, simulated priceforecasts and other variables. Such possibility is necessary to evaluate alternatives such aseffect of changing the customer portfolio or contracts, different optimization parameters, betterforecasts, etc. Normally the system is run in online mode, which means that it must have thenecessary data connections for input and output data.

Page 39: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0938 (39)

8  SummaryThis report discussed the role of the DER aggregator company in the Finnish electricity market.DER aggregator's relationship with other power system participants as well as end­customerswas discussed. In addition we considered the requirements placed on the existing business ofthe aggregator, in other words, what kind of companies can assume the aggregator role.Relationship with the customer includes e.g. sharing of income and payments. We can see fromthe appendix that existing aggregators often reward the customer by a combination ofavailability and call (event) payments. Calculation of the call payment can be ambiguous andshould thus be well­defined and easy to justify. Relationship with the other power systemparticipants include the ways in which aggregated DER services are sold, as well as issuesrelated to balance management. Attention was paid to the aggregator’s different incomesources, such as spot electricity markets, balance mechanism run by the TSO and provision ofreserves. Some details of these income sources from the aggregator point of view still have tobe clarified.

The next stage of our work will be improving our knowledge about the income sources inFinnish conditions and performing a simulation of a possible aggregator using tools developedat VTT.

Page 40: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­0939 (39)

References

1 The EU­DEEP project web site http://www.eu­deep.com

2 Sähkön pienkuluttajien etäluettavan mittaroinnin tila. Report by Enease Oy.

3 ADDRESS project website http://www.addressfp7.org/

4 Ministry of forestry and agriculture information centerhttp://www.mmmtike.fi/fi/index/tiedotteet/090128_tiedotteet2009_23/kasvihuoneiden_energiankulutus.html

5 Practical guide to demand­size bidding. IEA Demand Side ManagementProgramme, Task VIII report. http://www.iea­dsm.org

6 Valtioneuvoston asetus sähköntoimitusten selvityksestä ja mittauksesta (66/2009)http://www.finlex.fi/fi/laki/alkup/2009/20090066/

7 Säätösähkömarkkinoiden uudet haasteet. Presentation by Reima Päivinen 2009.http://www.fingrid.fi/portal/suomeksi/uutiset/seminaarit/seminaarit_2009/

8 The power to choose, demand response in liberalized electricity markets. IEA2003.

9 Report on Proposed principles for Common Balance Management. Nordel 2007.

10 Interaktiivisen asiakasrajapinnan mahdollistamat energitehokkuutta tukevattoiminnot ja niiden kannattavuus ('Energy efficiency improving functionality ofinteractive customer interface and its profitability'). Master's thesis, PetriValtonen, Lappeenranta Univeristy of Technology 2009.

11 Parviz Doulai & Warren Cahill 2001. Short­term price forecasting in electricenergy market. The Fifth International Power Engineering Conference IPEC 2001.

Page 41: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­09

Appendix 1

Existing aggregation offersState of the art

Page 42: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­09

Content

1. Introduction ...................................................................................................................................3

2. Existing aggregators in USA..........................................................................................................32.1 EnerNOC ............................................................................................................................................... 3

2.2 Comverge, Inc. ....................................................................................................................................... 7

2.3 CPower................................................................................................................................................... 8

2.4 EnergyConnect .................................................................................................................................... 10

2.5 Energy Curtailment Specialists ........................................................................................................... 11

2.6 North America Power Partners........................................................................................................... 13

3. Existing aggregators: Australia ...................................................................................................143.1 Energy Response Pty ........................................................................................................................... 14

4. Existing aggregators in Europe ...................................................................................................164.1 Evonik New Energies GmbH: Germany ............................................................................................. 16

4.2 Voltalis: experimental phase in France............................................................................................... 17

4.3 Flextricity Limited: UK ....................................................................................................................... 18

4.4 Other countries .................................................................................................................................... 19

5. Conclusion ...................................................................................................................................196. References....................................................................................................................................23

Page 43: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­09

1.  IntroductionThe  objective  of  this  appendix  is  to  collect  and  analyze  information  on  the  existing  aggregatorsaround  the  world.  The  idea  is  to  give  a  comprehensive  picture  on  the  aggregator  offers  and  tocompare  the  situation  between  different  aggregator  companies  and  between  different  countriesinside and outside Europe.

In  this  connection  two  main  types  of  aggregators  are  considered:  demand  aggregators  andgeneration  aggregators.  The  first  group  of  aggregators  is  collecting  demand  response  (DR)  fromdifferent  types  of  flexible  customers  and  offering  the  aggregated  DR  to  different  market  actors:actually  it  can  include  also  the  generation  at  customer  premises,  e.g.  the  utilization  of  back­upgenerators  in  DR.  The  second  group  is  collecting  and  using  a  group  of  dispersed  generators  inaggregation and offering that into market. This kind of aggregated generation is often called “Virtualpower Plant (VPP)”.

The main emphasis in this report is in demand aggregation. Most of the examples are from the USAwhich has most  widespread experiences  from the  aggregators.  Also  examples  from Australia  andEurope are given.

2.  Existing aggregators in USAThe  following  chapters  describe  the  main  activities  of  the  major  Demand  Response  Providercompanies  in  terms  of  controlled  power  in  the  USA.  The  companies  considered  are  ENERNOC,COMVERGE,  CPower,  Energy  Connect,  Energy  Curtailment  Specialists  and  North  America  PowerPartners.

2.1  EnerNOC

2.1.1  The company in a nutshell

FIRM: EnerNOC, Inc.

DESCRIPTION: EnerNOC  works with  commercial,  institutional,  and  industrial  businesses  andorganizations,  utilities  and  grid  operators,  and  regulators  and  policy  makers  tomeet energy needs with demand response.

Demand response, the voluntary reduction of electric demand in response to grid instability orhigh wholesale prices, increases grid reliability and helps keep energy prices low by reducingdemand  instead  of  adding  supply.  EnerNOC’s  award­winning  24/7/365  NetworkOperations Center  aggregates demand  reduction at  thousands of end­use customer  sites(commercial,  institutional, and  industrial businesses and organizations)  to provide significantand  immediate  negawatt  (decreased  Megawatts)  capacity  when  high  peak  demandcompromises  grid  stability.  Demand  response  alleviates  grid  constraints  effectively,economically, efficiently, and environmentally and defers or eliminates the need to build costlypeaking power plants. EnerNOC creates  the equivalent of a new peaking power plant— withabsolutely no incremental carbon emissions— every quarter.

SERVICESOFFERED:

EnerNOC  offers  a  suite  of  energy  management  services,  including  energyanalytics, energy procurement, and emissions tracking and trading.

Page 44: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­09

KNOWNCLIENTS:

State of Rhode Island, CT P&L, Burlington Electric Dept (VT), Southern CaliforniaEdison, TVA, CA Water Agencies, Western CT University, Ontario Power Authority,Tampa Electric, SDG&E, Public Service of New Mexico,  PG&E,

CUSTOMERPORTFOLIO

Large  customers:  commercial,  industrial  and  institutional  customers,  such  asshops, schools, offices, hotels, water plants; not homes

MAIN  ACTIVITYINAGGREGATION

Demand Response

AGGREGATEDPOWER

1000 MW

This  company  was  founded  in  2001,  when  different  TSO­s  were  starting  their  demand  responseinitiatives, since then, EnerNOC’s [1] business has been growing and is nowadays one of the mostimportant Demand Response providers in the USA. This company has its main activity in the statesof California, New York and New England, and it works together with the TSO­s in those states, thatare, CAISO, NYISO and ISO­NE.

2.1.2  Services and contracts

The  Figure  1.  below  shows  how  EnerNOC  in  the  USA  conducts  business  by  demand  responseprogram  design  and  implementation,  customer  recruitment,  site  enablement  (installation),  eventdispatch (calls) and response verification. The actual decision about when to perform calls is madeby  the  principal,  which  can  be  electricity  supplier  or  network  operator  if  DR  is  used  for  networkmanagement.

Page 45: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­09

end­users

Supplier or network operator

Enernoc

calls, payments

measurement data

flexibility

call request, paymentcapacity payment

analysis of DR potential

and installations

Figure 1.   Company EnerNOC finds and installs DR and operates the DR when directedby the grid operator.

First of all, EnerNOC offers to the potential clients the possibility to perform energy audit studies inthe consumers’ installations. The costs of these studies range from $5000 to $30000, depending onthe  complexity  and  size  of  the  installations.  Some  of  the  states’  government  authorities  help  byfinancing  part  of  the  costs  of  these  energy  audits;  EnerNOC helps  the  potential  clients  to  obtainthose subsidies from the public authorities.

After processing the information from the audits, a report is done specifying the capabilities of theinstallation to participate  into demand response. The  information  result of  the energy audit  is  thefollowing:

• Which are the loads that can be controlled and the control strategies that can be applied?

• The amount of power that can be reduced.

• Economic benefits that can be obtained  for participating  in the different Demand Responseprogrammes implemented by the TSO.

• Investments needed in order to make the system participate in Demand Response.

• Analysis of the possible subsidies that can be obtained.

In  addition  to  above  described  points,  issues  regarding  energy  efficiency  improvement  are  alsoanalysed and recommendations done.

The program concepts offered by EnerNOC are illustrated in the Figure 2.

Page 46: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­09

Figure 2.   Example of program concepts offered by EnerNOC

The sharing of the TSO’s payments for participating in any of the demand response programmes areagreed between EnerNOC and each of the clients and will depend on the control actions taken, theinstalled equipment in the client’s facilities and power reduction capabilities.

As an expert in Demand Response, EnerNOC also offers to utilities and TSO’s consultancy servicesabout  how  to  implement  Demand  Response  programs,  that  is,  design  and  operation  of  theprogrammes, how to promote consumer participation, marketing plans, etc.

2.1.3  Technologies

In  case  some  of  the  consumers  become  client  of  EnerNOC,  the  company  will  be  in  charge  ofadapting and programming the client’s Energy Management System (EMS) and even installing a newone in case there is not an existing EMS. The EMS at the client’s installation will be programmed byEnerNOC with the control strategies agreed with the client and able to attend the control commandsissued by EnerNOC when a Demand Response event occurs. One of the typical actions of EnerNOC isto integrate into the system the backup generation systems available at the client facilities in orderto  reduce  the  net  consumption.  The  clients  are  monitored  and  controlled  with  bidirectionalcommunications from EnerNOC’s control centre.

2.1.4 Benefits to aggregator

The sharing of the TSO’s payments for participating in any of the demand response programmes areagreed between EnerNOC and each of the clients and will depend on the control actions taken, theinstalled equipment in the client’s facilities and power reduction capabilities.

Page 47: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­09

2.2  Comverge, Inc.

2.2.1  The company in a nutshell

FIRM: Comverge, Inc.

DESCRIPTION: Comverge  is  a  leading  Clean  Energy  company  that  provides  innovativesolutions to peak challenges  through Demand Response. With over 500 U.S.utility clients and 4.5 million devices  installed, Comverge “smart megawatts”technology  is  widespread  and  in  use  across  the  nation.  The  "pay­for­performance" programs provide capacity that can reduce emissions, eliminateline  losses,  increase  reliability,  and  defer  generation  and  transmissionacquisition.

SERVICESOFFERED:

Residential direct load control; AMI technology; Virtual SCADA; Full service DROutsourcing

CUSTOMERPORTFOLIO

Residential  and  small  commercial  and  industrial  customers;  4.5  million  loadcontrol devices installed in the whole USA

MAIN  ACTIVITY  INAGGREGATION

Demand Response

AGGREGATEDPOWER

Totally 495 MW around the USA

2.2.2  Customers

Comverge  [2]  is  a  Demand  Response  Provider  company  that  is  focused  on  providing  demandresponse  services  to  utilities  and  TSOs.  The  services  offered  by  Comverge  range  from  remotemeasurement of  consumer consumption to  reducing the amount of  consumed energy  in a  certainpoint of the network upon request of the utility. Comverge also produces a line of devices orientedto electricity measurement and load control.

In  terms  of  Demand  Side  Management,  the  company  is  specialised  in  offering  load  reductioncapacity to utilities and TSOs.

2.2.3  Services and contracts

Comverge  installs  direct  load  control  systems  into  air  conditioning  devices  at  domestic  and  smallcommercial consumers. When the utility or TSO needs a reduction of load in a certain point of thenetwork, Comverge directly operates those air conditioning systems in order to reach the requestedload reduction. The company makes a contract with the utility specifying the terms and conditions ofthe services provided. At this moment, Comverge will start the marketing plans and will try to obtainenough  consumers  in  order  to  have  enough  load  reduction  capacity.  Comverge  will  make  thenecessary contracts with the end consumers and will be in charge of installing and maintaining therequired  equipment  for  executing  the  control  actions.  Comverge  will  pay  the  end  consumersaccording to the load reduction capacity of each consumer and the impact of the executed controlactions.

Apart from the programmes based on controlling air conditioning systems, Comverge also managescommercial  consumers  the  same  way  as  EnerNOC  does.  Comverge  also  sells  a  controllablethermostat that allows remotely sending temperature set points by PLC communications and reactto price signals.

The  following chapter  describes an example  of Demand Response programme  in which Comvergeparticipated.

Page 48: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­09

Example: Coolsentry

A  specific  area  in  Connecticut  was  suffering  for  a  critical  situation  where  the  capacity  of  thetransmission network was not able to support the summer peak electricity demand. ISO­NE is thesystem operator of that area, initially its intention was to construct a new transmission line in orderto  increase the transmission capacity,  the problem was that due to social and political opposition,the  project was  suspended. According  to  ISO­NE’s  calculation  the  power  to  be  reduced  or  locallygenerated in that area should be about 300MW in order to provide a reliable supply. ISO­NE made acall for project proposals that could give a solution to the problem. Most of the proposed solutionswere the installation of emergency generating units at industrial consumer’s sites. On the contrarythe proposal from Comverge was to deploy a demand response programme able to reduce 28 MW ofload.

The approach from Comverge was to control domestic and small consumers’ air conditioning deviceswith a system called Coolsentry [3]. Comverge was contracted by ISO­NE with a four year durationcontract;  during  it  Comverge  was  in  charge  of  designing  installing  and managing  the  Coolsentrysystem guarantying the  load reduction when ISO­NE requested it. The Coolsentry control strategyconsists  of  interrupting  the  power  of  the  compressors  in  the  air  conditioning  devices,  whilemaintaining  air  circulation. Nowadays  there  are  15000  consumers with  Coolsentry  systems; eachconsumer  receives  a  payment  of  $100  per  year  for  participating  into  the  demand  responseprogramme. The conditions of the contract are that the consumer will allow as much control actionsas  requested  by  Comverge  while  all  the  equipment  installation  and  maintenance  will  be  paid  byComverge.  The  control  actions  are  activated  by  radio  signals  with  unidirectional  communicationssystems.  The  monitoring  of  the  system  is  done  by  measuring  certain  consumers  and  applyingstatistical techniques to extrapolate total consumption reduction.

When the voltage  in  the control area  is less than a 95 % of  the nominal value ISO­NE sends theorder  to  Comverge  in  order  to  activate  the Coolsentry  system.  Anyway,  the  system activation  israre; there have been only two activations in the last two years (the last one occurred on August 2,2006). Nowadays the Coolsentry programme has a load reduction capacity of 60MW in Connecticutand over 22000 domestic and small commercial participants.

2.3  CPower

2.3.1  The company in a nutshell

FIRM: CPower

DESCRIPTION: CPower  (earlier  Consumer  Powerline)  is  a  full  service  strategic  energy  assetmanagement firm and one of the  leading providers of demand response solutionsin the United States with more than 750 MW’s under management.  It currentlyoperates  in  the  nation’s  largest  energy markets  including New York,  California,New England, Mid­Atlantic, Texas, and Ontario.

Cpower  helps  large  energy  users  including  some  of  the  nation’s  largestcommercial,  residential  and  institutional  building  owners  and  managers  ­­  gaingreater  control  over  both  their  energy  expenditures  and  assets  which  in  turncreate  new  sources  of  revenue.  The  company  does  this  by  helping  the  clientsreduce  demand  for  electricity  during  periods  of  system­wide  peak  by  utilizingreal­time  data  to  optimize  and  manage  energy  consumption.  This  increasedcontrol  not only  creates new sources of  revenue but  improves property values,creates  a  funding  mechanism  for  building  improvements  and  helps  the  clientcontacts become thought leaders in both their company and the industry.

CPower  clients  pay no  fees;  They merely  share  in  the  incremental  revenues  orsavings generated. CPower’s clients include 1000 companies, some of the nation’s

Page 49: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­09

largest commercial,  residential and  institutional  facilities. The current customersinclude more  than 75 million  sq.  feet of  commercial  real  estate and more  than110,000 residential units.

SERVICESOFFERED:

Demand Management / Curtailment Services• Assume all market risk on behalf of clients• Registration and representation in ISO/State programs• Interval metering• Web­based access to consumption data• Engineering quantification of curtailable load• Financing to improve demand response capabilities• Frequent optimization of biddable loads

Strategic Energy Asset Management Services• Comprehensive energy audits and analysis• Identification of tax saving opportunities• Design and project management of ECMs & PDRs• Generator uploading, load switching and controls• Retro­commissioning to improve energy efficiency• Controls development, upgrades and optimization• Incentive optimization & reporting• Project financing / performance­based contracting• Steam management and negotiations

CUSTOMERPORTFOLIO

Industrial, commercial, institutional and residential: hotels, hospitals, large co­opresidential apartment complexes, financial institutions

MAIN  ACTIVITYINAGGREGATION

Demand Response

AGGREGATEDPOWER

As  of  September  2008,  approximately  2,000MW  of  electric  load  undermanagement, with 600MW of managed curtailment

• 75 million square feet of commercial, industrial, and institutional properties

• Over 120,000 residential units

2.3.2  Customers

CPower  currently  represents more  than  1,500  sites,  spanning  the  major  energy  markets  of  NewYork, New England, the Mid­Atlantic region, Texas, California, and Ontario.

Industrial: CPower has established a leadership position in the industrial sector, especially amongmedium  to  large  industrial  companies.  CPower  manages  more  than  100  industrial  facilities  withclients ranging in size from 100kW to 150MW and from fully automated remote locations to facilitieswith 24/7­staffed control desks.

Commercial:  CPower  is  a  leading  energy  management  provider  in  the  commercial  sector  withclients  representing  a  who’s  who  of  commercial  real  estate.  CPower  has  extensive  experienceworking with commercial clients  to  identify and recommended energy reduction measures that donot impact tenant comfort. In working with CPower, clients are increasing the value of their buildingassets and becoming greener buildings.

Retail:  CPower  has  extensive  experience  in  the  retail  industry,  which  enhances  the  company’sability  to  offer  retailers  the  expertise  and  services  needed  to  deliver  highly  flexible  and  lucrative

Page 50: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­09

energy  management  programs  across  hundreds  of  retail  locations.  The  company’s  retail  clientsinclude the top three broadline retailers in North America.

Institutional: CPower has a large and diverse portfolio of  institutional clients, spanning state andlocal government, health care and education. For its institutional clients, CPower currently deliversenergy management  programs  to  a  variety  of major  institutional  facilities  representing 25 millionsquare  feet.  Many  of  the  company’s  institutional  clients  have  earned  awards  for  their  energyreduction achievements.

Residential: CPower  is a dominant provider of energy management  solutions to  the multi­familyresidential sector. The company’s residential clients include more than 120,000 units and representone of the largest residential complexes and property management firms in North America.

2.3.3  Technologies

CPower Metering: An advanced metering solution designed in a simplified and easy­to­use platformthat enables companies to  track their energy usage. CPower metering can also support additionalmonitoring points to ensure indoor air quality, HVAC machine health and predictive maintenance.

CPowerPortal:  A  web­based,  energy  management  portal  providing  clients  24/7  access  to  theirfacility’s  energy  usage  data,  including  the  information  needed  to  manage  and  reduce  energyconsumption and boost their bottom line.

CPower  Remote Operations  Center: Monitors  the  performance  of  clients’  loads  and  communicateswith  utility  and  grid  operators  to  respond  to  energy  curtailment  events.  The  CPower  RemoteOperations Center is staffed by technical experts who are knowledgeable about every client load andcan diagnose and solve electrical issues remotely.

2.4  EnergyConnect

2.4.1  The company in a nutshell

FIRM: EnergyConnect

DESCRIPTION: EnergyConnect, Inc. is the leading provider of Energy Automation services. Morethan  just  Demand  Response,  EnergyConnect’s  Energy  Automation  solutionsproactively engage energy market participants, Independent System Operators,Regional  Transmission  Organizations  and  Electric  Utilities.  EnergyConnectenables  participants  to  impact  the  energy  market  for  the  mutual  benefit  ofelectricity  consumers  and  the  supply  chain.  In  short, with Energy Automation,the  company  makes  the  energy  that  every  organization  uses  work  for  thebottom line.

SERVICESOFFERED:

Unlike  traditional  Demand  Response,  EnergyConnect  doesn’t  just  save  itsparticipants money by reducing use when energy prices may be high.  Instead,EnergyConnect actually creates a new source of revenue for organizations that enlistEnergyAutomation services such as:

• Economic  Demand  Response  Services where  participants  are  paid  formanaging  and  altering  electricity  usage  in  response  to  the  price  ofelectricity in the day­ahead and real­time electricity markets.

• Reliability  Demand  Response  Services  where  participants  are  paid  formanaging and altering electricity usage in response to system events andconditions  where  the  electricity  grid  is  strained.  This  includes  bothtraditional  Reliability  Demand  Response  Services  as  well  as  StandbyReserve Services.

• Intelligent  automation  systems  to  streamline  operations  while  enabling

Page 51: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­09

participants to maximize the revenue potential with demand response.

• Energy audit  services  to  identify opportunities  to maximize participant’sperformance and returns.

CUSTOMERPORTFOLIO

Commercial, industrial, education, and government customers

MAIN  ACTIVITYINAGGREGATION

Demand Response

2.4.2  Services and contracts

EnergyConnect’s comprehensive solutions allow commercial,  industrial, education, and governmentcustomers to adapt to the rapidly changing deregulated energy markets. In addition to the suite ofEnergy  Automation  solutions,  EnergyConnect  offers  a  number  of  other  services  to  participants.These services leverage EnergyConnect’s expertise and  leading technologies to enable participantsto take control of their own energy future.

EnergyConnect’s  professional  services  allow  each  business  to  manage  their  resources  efficiently.With the innovative demand response strategies and client­specific business solutions, ECI providescustomized solutions tailored to the unique energy needs of each of our participants.

Basically EnergyConnects offer two main types of services through energy automation:

• EnergyConnect  will  purchase  energy  from  qualifying  commercial  and  industrial  customerswhen  wholesale  electricity market  prices  are  expected  to  be  high.  By  reducing  load  whenwholesale prices are high, the customers reduce the price their electricity supplier has to pay,which ultimately reduces the price they pay for electricity. To participate, the customer musthave an electric meter that records usage in hourly increments. If they don't have a suitablemeter, EnergyConnect will arrange for installation and in some cases, also finance the cost.

• EnergyConnect offers the ability for commercial and industrial customers to contribute to gridreliability.  These  programs  have  no  impact  on  the  electricity  bill  from  the  local  utility.EnergyConnect  establishes  communication  from  the  regional  grid  operator  directly  to  thefacility  of  the  customer.  Payments  for  the  service  come  from  the  grid  operator  throughEnergyConnect to the customer. The requirements vary by region, but,  in most cases theseare voluntary programs (no penalties for non performance) where the customers are paid forreductions in response to a request from the grid operator. Payments are generous for thisservice but apply to a few hours a year.

2.5  Energy Curtailment Specialists

2.5.1  The company in a nutshell

FIRM: Energy Curtailment Specialists

DESCRIPTION: What  began  as  a  simple  two  man  operation  several  years  ago,  EnergyCurtailment Specialists,  Inc. (ECS) has evolved  into one of the largest demandresponse  provider  in  the  United  States.   Thousands  of  customers  have  joinedforces  to  reduce  600  MW  of  power  from  the  grid  each  and  every  time  anemergency­level  crisis  occurs…and  this  pool  is  growing  daily.  This  is  enoughelectricity to power 600,000 homes. More than 2,000 MW of load is under ECS’management.

SERVICESOFFERED:

• ECS installs an interval meter at customer’s facility at no costs. This metercan help the customer manage the energy usage more efficiently  if that  issomething that interests him

Page 52: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­09

• The  customer maintain  total  control  over  what  equipment  and how  muchpower to curtail (ECS has no direct control over the facility of the customer)

• There are no financial penalties for failing to curtail when requested• The customer will never pay ECS a dime  for participating  in  this program.

They earn 2 types of payments:o $ for standing by (capacity payment)o $ for actual electricity reduced (energy payment)

CUSTOMERPORTFOLIO

Commercial,  public  and  industrial  customers  such  as  schools,  hotels,  officebuildings, water treatment plants, etc.

MAIN  ACTIVITYINAGGREGATION

Demand Response

AGGREGATEDPOWER

More than 1,000 megawatts of demand response reduction under contract

Approximately 3,000 megawatts of peak electric load under contract

2.5.2  Services and contracts

Figure 3.  shows an example of the contract with customers at the KCP&L (Kansas City Power & Light)

Figure 3.   Example on contracts at KCP&L

Page 53: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­09

2.6  North America Power Partners

2.6.1  The company in a nutshell

FIRM: North America Power Partners

DESCRIPTION: North  America  Power  Partners  (NAPP)  is  a  full  service  demand  responseprovider. NAPP offers several electric demand response programs for  industrialand  commercial  customers.  These  programs  provide  financial  incentives  andother  benefits  to  participating  customers  to  reduce  their  energy  usage  once  amonth for 15 minutes. Additional revenue is available throughout the year whenthe  customers  relieve  generation  and  transmission  constraints,  reduce  theseverity of wholesale price  spikes,  reduce emissions and  improve reliability  forall consumers.

SERVICESOFFERED:

Commercial  and  industrial  facilities  sign  up  for  a  100%  voluntary  program  toreduce electric demand once a month. NAPP pays them regardless of whether ornot the need arises.

Services include• Classify the facility's assets• Design and implement a Corporate Energy Conservation Strategy• Develop a load shifting or load reduction strategy• Improve load shift or load reduction capabilities (controls, fuel switching,

behavioural shift)• Forecast energy usage• Forecast energy market prices• Begin continuous load measurement and monitoring.• Proprietary  FLEXLoad™ Demand  Response  Platform  Monitors  and  tracks

energy usage for each participant• Maximize customer performance through continuous monitoring, analysis

and feedback• Timely alerts and notifications• Internet based communications provides visibility to asset performance• Turn Facilities into "Virtual" Power Plants• Synchronize Building Automation Systems• Turn Peak Shaving Practices into New Revenue• Utilize the Building's Thermal Storage by pre­cooling and pre­heating• Optimize Flexible Processes and Practices• Asset Optimization of Existing Onsite Generation• Load  Reduction  Strategies  that  do  not  adversely  impact  operations  or

employee/customer comfort

CUSTOMERPORTFOLIO

Industrial and commercial customers

MAIN  ACTIVITYINAGGREGATION

Demand Response

AGGREGATEDPOWER

No public announcements, but they are believed to have at least 500 MW undercontract

Page 54: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­09

2.6.2  Services and contracts

NAPP  works  directly  with  the  end  use  customer  or  through  their  electric  distribution  company  tobring  industry­wide  experience,  integrity  and  resources  to  meet  the  unique  needs  of  the  powerindustry. The result is a better utilization of customers' and distribution companies' assets.

The customer will receive ongoing payments based upon the kilowatt load he has agreed to reduce,regardless  of  whether  a  curtailment  is  called.  If  an  event  is  called,  the  customer  receives  anadditional payment based upon any over compliance of electric reduction.

3.  Existing aggregators: Australia

In Australia the main reason for aggregation is the fast growth of peak demand compared to peakgeneration. There are very short periods where the existing infrastructure of  the electricity grid  istoo  limited  to  supply  enough  electricity,  which  results  in  volatility  and  price  spikes.  Because  thissituation only occurs 1% of the time it’s not economical to build more infrastructure.

The EUAA [9] (End users association of Australia) conducted a trial [8] to demonstrate the benefitsof  a  DR  aggregation  process.  The  main  purpose  of  this  trial  was  to  enable  especially  electricityconsumers to  respond  to the extreme peaks and  the extreme prices as a  result  of  that.  The  trialcomprised  different  case  studies  with  various  types  of  industries  as  potential  DR  providers.  Theoutcome,  in  the  form  of  an  independent  trial  assessment  conducted  in  2004,  estimated  that  thevalue of DR could be as much as $2 billion (1.2 billion euros) per year.

3.1  Energy Response Pty

3.1.1  Company in a nutshell

FIRM: Energy Response Pty

DESCRIPTION: Energy  Response  Pty  Ltd is  an  open  access  aggregator  of  DSR  (Demand  SideResponse)  for  all  participants in  the  Australian and  New  Zealand  NationalElectricity Markets and all electricity consumers in both these countries.

SERVICESOFFERED:

• To  assist  DSR  Providers  identify  their  opportunities  and  develop  abusiness case.

• To supply any specialist technical advice required to deliver DSR;

• To inform Providers of situations / events where DSR may be required;

• To co­ordinate the dispatch of DSR at the appropriate time;

• To pay Providers for the DSR delivered.

Energy Response Pty utilises the following DSR Programs in Australia

• Price Response program ­ Energy Response converts DSR into a wholesalemarket price risk management product for use by market participants

• Security Response program – Energy Response converts  this DSR into asupply reliability and network support product for use by network serviceproviders

• Safety Net program – Energy Response converts this DSR into a systemreserve management product for use by NEM

Current Opportunities:

West Australia Peak Demand Saver program

Page 55: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­09

• Energy  Response  recruits  this  DSR  for  a  system  reserve  capacitymanagement product for use in the SWIS network in Western Australia.

West Australia Peak Response

• Energy Response converts this DSR into a capacity management productfor use by generators supplying the SWIS network in Western Australia.

Energy  Response  Pty  has  developed  dedicated  systems  to  register,  aggregate,schedule, dispatch and settle DSR and have developed a remote, automated DSRdispatch capability.

CUSTOMERPORTFOLIO

Basically all types of customers, but residential customers need  interval meterswhich are not yet available.

MAIN  ACTIVITYINAGGREGATION

Demand Response

AGGREGATEDPOWER

125 MW as reserve capacity

Australia currently has one commercially operating aggregator; ‘Energy Response Pty Ltd’. EnergyResponse  operates  in  the  Australian  National  Electricity  Market  (NEM)  and  now  also  in  the  NewZealand Electricity Market. Energy response was awarded a contract by NEMMCO (NEM ManagementCompany) to supply 125MW of firm reserve through aggregated DR.

The company Energy Response Pty Ltd (www.energyresponse.com) is an open access aggregator ofDR for all participants in the National Energy Market and all electricity consumers. It is not linked toEnergy Companies. They are  in operation and they have developed dedicated systems to register,aggregate,  schedule,  dispatch  and  settle  DR  in  the  NEM  and  they  are  developing  a  remote,automated DR dispatch capability. They provide reserve capacity by reducing demand during peakseasons.

The model allows DR providers to change retailer without foregoing DR benefits. In November 2005NEMMCO tendered for 500MW of Reserve capacity for the period 16 January to 10 March 2006. On13  January  2006  NEMMCO  (the  National  Electricity  Market  Management  Company)  announcedEnergy  Response  Pty  Ltd  was  awarded  a  contract  to  supply  125  MW  of  firm  Reserve  throughaggregated Demand Response.

Energy Response will supply DR (as Reserve Capacity) of up to 125 MW for 15 hours per day. Thisequates to about 25% of the total Victoria – South Australia shortfall of electricity Reserve requiredduring peak times.[6]

The  aggregated  Power  is  sold  to  several  different  customers: NEMMCO, Retailers, DSO  and TSO.Energy response does not focus on one specific type of DR, but integrates lots of different types ofappliances:  CBD  building,  Glass  plant,  sand  pumps,  scrap  yard,  cold  store,  quarry,  club,  telcoexchange, etc.

The DR is specifically required during peak system demand in the system, which for the Australiansituation occurs between 17:00­20:00 during winter and 14:00­18:00 during summer. The dispatchprocess for DR is not fully automated. A system called Lynx is used to schedule the DR. Lynx takesthe constraints as set by the providers into consideration such as; maximum curtailment duration,time of day, day of week and seasonal availability. The typical curtailment period is 1­2 hours, withthe minimum period being 1 hour. The dispatch plan is communicated to providers in advance and itis up to them to respect the plan. The billing is done through an interval meter.

Energy  response  also  has  plans  to  aggregate DR  from  residential  customers.  The  aggregation  ofresidential customers will require the installation of smart meters, which are currently not availableyet in Australia though.

Page 56: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­09

4.  Existing aggregators in EuropeIn Europe the aggregator business is still in starting phase. Only some commercial aggregators withgeneration and/or load aggregations are in the market. Some aggregation ideas are also in the pilotphase.

4.1  Evonik New Energies GmbH: Germany

In  Germany  there  are  a  number  of  virtual  power  plants  established.  Some  of  them  fulfil  thedefinitions of aggregators. The largest VPP is the "Virtuelles Regelkraftwerk" of Evonik New EnergiesGmbH (former Steag Saar Energie), which has a capacity of 400 MW and already participates in thebalance power market.

The lower limit for participation in balance power market today is 15 MW. Selling of balance powerhas a positive impact on the economical situation of the VPPs. Due to special requirements, for VPPsthe Minute Reserve Market is the most important and promising one.

However, in general there are limited economical benefits to run a VPP. A number of pre­conditionsmust be fulfilled in order to build­up VPPs. The main barrier is the build­up of respective IT­networksfor  required  exchange  of  data/information  between  distributed  generators,  storage  systems  andadjustable consumer loads. The installation of an IT structure still is rather expensive. Thus furtherdevelopment in this field as well as resulting price decrease is considered to be the key point for thebuild­up of VPPs in the future. Furthermore, required storage systems still need to be developed.

4.1.1  Company in a nutshell

FIRM: Evonik New Energies GmbH

DESCRIPTION: The  largest  virtual  power  plant,  the  so­called  “Virtuelles  Regelkraftwerk”  ispowered by Evonik New Energies GmbH (former Steag­Saar Energie until 2004). Itwas  the  first  virtual  regulating  power  plant  in  Germany  for  commercial  use,  itstarted in September 2003.

SERVICESOFFERED:

The “Virtuelles Regelkraftwerk” present performance  is approx. 400 MW. Smallerand larger power plants from a size of min. 1MWel are interconnected on demandwhenever  reserve  capacities  are  available.  Demand  for  participation  is  that  theplants shall be available within 7 minutes and stay available for at least 4 hours.

The power is traded via internet, large amount of data from the energy industry isbundled in second­, minute­, quarterly hour units and capacity is distributed. Goalof the virtual power plant is to provide regulation energy for energy transmission.

CUSTOMERPORTFOLIO

Power plants, min. 1 MW

MAIN  ACTIVITYINAGGREGATION

Generation aggregation for balancing market

AGGREGATEDPOWER

400 MW

Page 57: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­09

4.2  Voltalis: experimental phase in France

As an experimental and transitory measure, the French TSO has asked the regulator  to allow  thecontrolled active reduction of loads connected to the distribution grid.

This follows exchanges between various players regarding the potential contribution of low­voltageloads  reduction  to  the  national  balancing  mechanism,  during  which  a  start­up  called  Voltalis  topropose an experiment to demonstrate the advantages of such action.

The regulator accepted this measure. The experiment will end before June 2009.

The cumulated power reduction must be between 10 and 100 MW, and the TSO will make controlsevery 10 minutes.

A  company  called Voltalis  (http://www.voltalis.com/)  is undergoing  technical  evaluations  in 2008,and aims to propose a virtual contribution to the balancing mechanism by the end of the year. Nobalancing responsible party will be involved directly at this stage.

The business model developed by Voltalis is to earn income from the sale of power reductions to abalancing responsible party or  the TSO. The  loads (domestic, tertiary and industrial, connected tothe distribution grid) will have, for free, a load­management equipment installed downstream of thegrid connection.

The load­manager is a small box that can be controlled remotely. It controls the appliances (mainlyspace and/or water heating and air  conditioning).  It  is also  linked directly or by PLC  (Power LineCommunication)  to  a  pilot  unit  which  is,  in  turn,  connected  to  an  Internet  platform  where  theconsumers can change their preferences and get a detailed feedback about their consumption.

The  duration  of  the  interruptions  are  between  10  and  30  minutes  in  order  not  to  disturb  theconsumers' comfort.

The reasons for consumers to take in a box are

• 5 to 10% reduction in total consumption (leading to reductions in electricity bills).

• 30% reduction in CO2 emissions.

• Can be installed in about 10 minutes and it is free.

Here are some of the requirements for the experimental programme :

• There must be several loads, all connected to the LV grid and contracted to the same BalanceResponsible Party (BRP),

• Declaration to the TSO of the load modification expected,

• The DSO declares to the TSO the loads effectively modified.

During this experimental phase, the load modifications do not enter into the balancing mechanismper se, but will be observed; any imbalances will be distributed equally between the BRP’s present inthe balancing mechanism.

The objectives of this experimentation are to:

• Verify if the effects of this process meet the needs of the system,

• Measure the scope and duration of the load displacements,

• Analyse the economic effects on the retailers and BRPs

Following an analysis of results the regulator may choose to implement this process into the Frenchbalancing mechanism.

Page 58: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­09

4.3  Flextricity Limited: UK

In  UK  two  aggregators  are  active,  namely;  Gas  de  France  ESS  and  Flextricity.  They  both  offervarious services to the national grid by aggregating resources from smaller sites. Only Flextricity isdescribed here.

4.3.1  Company in a nutshell

FIRM: Flextricity

DESCRIPTION: Flexitricity  Limited  was  established  in  early  2004  to  develop  new  ways  ofmatching  electricity  supply  to  demand,  thereby  reducing  energy  costs  andimproving the environmental performance of the electricity industry.

Flexitricity Limited runs a 24 hour operational service from its base in Edinburgh.Flexitricity  controls  the  generation  and  consumption  of  electricity  by  its  EnergyPartners  across  the  UK  using  modern  communications  to  link  directly  to  theequipment itself.

Flexitricity  finances  and  undertakes  conversions  of  generators  and  otherequipment owned by Energy Partners, in order to make the equipment availablefor use.

SERVICESOFFERED:

Flexitricity  works  because  of  its  Energy  Partners  who  provide  all  of  its  flexiblecapacity. Energy Partners are:

• Electricity  consumers  with  loads  that  can  be  switched  off  from  time  totime;

• Owners of standby generators;

• Operators of independent hydro generators.

Individual  loads  or  generators  range  from  a  few  megawatts  down  to  around500 kW. Flexitricity combines these small capacities together by controlling themfrom  a  central  point,  to  create  larger  flexible  groups  spread  right  through  thedistribution networks.

Flexitricity  agrees  the  dispatch  rules  for  every  unit  individually  with  the EnergyPartner,  taking  into  account  the  special  considerations  of  each.  Rules  for  thefrequency and duration of calls are agreed to protect each Energy Partner’s corebusiness activities above all else.

Services are

• Balancing Services

• Reserve Services

• Standby Generators

• Load Management

• Independent Hydro Generation

CUSTOMERPORTFOLIO

Large  (over 500  kW)  industrial  and commercial  customers,  owners  of  stand bygenerators and small hydro

MAIN  ACTIVITYINAGGREGATION

Demand and generation aggregation

Page 59: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­09

4.4  Other countries

Denmark has a lot of CHP plants and wind energy and there are several BRP’s that collect DER onthe production side in order to offer that generation on the day ahead market and/or the regulatingpower market. Some of  these aggregators do not own any production at all,  they  focus solely onaggregation.

Unfortunately, no detailed information was found on this aggregation.

In the Netherlands there is (at least) one aggregator active; Anode (who is also active in Belgiumnowadays). Anode started up  in the aggregation of electricity produced by CHP  installations whichare installed in greenhouses, nowadays they have contracts with different types of generators, butno  demand  response  system.  Anode  is  a  balancing  responsible  party  and  thus  has  an  internalbusiness case.

5.  ConclusionAggregators can be found in the USA, Australia and some in the European market. The number ofaggregators is still quite a small, although it depends on the definition of aggregators. In this reportthe main  emphasis has  been  in  demand  aggregation  or  in  the  combined  demand and  generationaggregation.

In  the  USA  only  demand  aggregators  were  found  (with  some  back­up  generators).  The  mainmotivation  to aggregation  is  the DR programs offered by System Operators  to decrease  the peakloads  and  to  increase  the  security  of  the  systems.  The  customers  involved  vary:  most  of  theaggregators were concentrating on the large customers, but some aggregators were concentratingalso on residential customers with direct load control of air­conditioning or water heaters.

In Australia and New Zealand one aggregator was found. Its business was quite similar to that in theUSA. Customer portfolio will include in the future also residential customers after the smart metersare installed.

In Europe aggregator business is still in its infancy. Main difference to the USA is that aggregationbenefits are not related as much to the System Operators but more on balancing services and self­balancing.  System  services  are  only  one  part  of  benefits.  Two  main  types  of  aggregators  exist:generation aggregators (in Germany) and combined load and generation aggregators (in the UK).

In some European countries like in France and the Netherlands more or less experimental phase ofaggregation has been initiated, but there are not yet real commercial activities.

Table 1 gives a summary on the existing commercial aggregators in the USA and Table 2 examplesoutside the USA.

Page 60: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­09

Table 1. Summary of main existing  aggregators in the USA

Company Coreactivity

Purpose offlexibility toaggregator

Customer portfolio Contracts withfinal customers

Technologies  Customer benefits  Comments

EnerNOC Energymanagementservices

Selling DR toTSOs

Several thousands oflarge customers, 1GW undermanagement

Individualcontractsdepending onflexibility andinvestments

Direct controlby EnerNOCfrom operationcenter throughcustomer EMS

Compensation forallowing control, forex. $ 100 per kWper year, energysavings

End­users ascustomers

Comverge Demandresponse

Selling DR toutilities andTSOs

Mainly residentialcustomers, about500 MW

Typically $ 100 percustomers allowingload control

Smartthermostatsand web­portal

Technology free ofcharge,compensation forallowing load control(e.g. 100 $)

Utilities ascustomers,4.5 millioncontroldevices

CPower Strategicenergy assetmanagement

Increasecustomerrevenues,which areshared

More than 1500large commercial,residential andinstitutionalfacilities, 750 MWunder management

Individualcontracts onshared benefits, nofees fromcustomers

Remoteoperation,web­basedenergymanagement,metering

Shared benefits,additional fundingfor buildingimprovements

ESCO­typeactivity

EnergyConnect

Energyautomationservices

Selling DR toTSOs andutilities

Commercial,industrial, education,and governmentcustomers

Individualcontracts onshared benefits

Energyautomation,metering andcommunication

Decreased electricitybill andcompensation onload control

End­users(and utilities)as customers

EnergyCurtailmentSpecialists

Demandresponse

Selling DR toTSOs andutilities

Commercial, publicand industrial, morethan 1000 MW

Individualcontracts, nodirect load control,customers decide

Metering andmeteringsoftware,control center

free meters,availability fee($/kW) and eventfee ($/kWh)

End­users(and utilities)as customers

NorthAmericaPowerPartners

Demandresponse

Selling DR toTSOs

Industrial andcommercialcustomers, over 500MW

15 min reductionper month +additional events

Web­basedplatforms formonitoring andself­scheduling

availability andevent fees

End­users ascustomers

Page 61: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­09

Table 2. Examples of some existing aggregators outside the USA

Company Coreactivity

Purpose offlexibility toaggregator

Customer portfolio Contracts withfinal customers

Technologies  Customer benefits  Comments

EnergyResponse

Demandresponse

Selling DR todifferenttypes ofmarket andprogrammes

All types ofcustomers, but notresidential at themoment, 125 MWcontracted asreserve power

Typically 1­2 hdispatch, agreedrestrictions takeninto account,

Dispatchscheduledefined andcommunicatedin advance,customerscontrol usually

Compensation onagreed loadreduction on thebasis of intervalmeters

Australia andNew Zealand

Evonik NewEnergies

Decentralisedenergysupply

Onlygenerationaggregationto TSOs(minutereserves,balancingmarket)

Generators from 1MW upwards, totalcapacity 400 MW

Generators mustbe available in 7minutes and stayavailable 4 hours

Internettrading

Compensation onavailability andevents (?)

Germany

VPP

Flextricity Control ofenergydemand andsupply

Sellingflexibility todifferentmarket

Large (over 500 kW)industrial andcommercialcustomers, ownersof stand bygenerators andsmall hydro

Individualcontracts withspecific rules andspecifications

Direct controlfrom controlcentre,additionalinvestments tocustomerpremises

Compensationaccording toindividual contracts

UK

Page 62: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­09

Concerning  the  aggregation  of  small  industrial  and  commercial  loads  flexibility  someconclusions can be drawn from the experiences:

• Almost all existing aggregators are selling flexibility to different types of TSO services orother market like power exchanges. Self­balancing was not reported. The reason for thisis that the experiences are from independent aggregators from retailers. However, alsoindependent  aggregators  could  provide  balancing  services  to  Balance  ResponsibleParties.

• Typical  customer  classes  in  existing  aggregators  are  large  customers,  typically  over500 kW

• In most cases aggregator control directly the customer loads, but not always. In somecases customers are making the control themselves in partly voluntary basis.

• Typical contracts include both availability fees and event payment. Payments are usuallybased  on  the  smart  meters.  In  some  cases  contracts  are  based  on  shared  benefitsbetween customers and aggregator (ESCO­type activity)

• Investments  needed  at  customer  site  (meters,  communications,  control  devices)  areoften financed by the aggregator

• Aggregators often offer also other services to customers like energy audits and energymanagement services. These are paid by customers.

• Some  additional  benefits  are  also  given  to  customers  without  payments:  typicallymetering services and metering feedback.

Activities  concerning  the aggregation of micro­CHP's were not  found at  existing aggregators.On the other hand, CHP at large customers is a typical business for ESCOs in Europe. In thesecases ESCO is investing on CHP at customer premises and benefits are shared [16]. However,load flexibility is not included in this kind of contracts.

Only  few aggregators were aiming  to  small  customers. Comverge  in  the USA  is dealing withsmall  customers with  load  control  of  air­conditioning  and water heaters.  Customers  allowingload control get fixed fee and some additional benefits like programmable thermostat and web­based programming which can give additional energy savings to customers. The lesson learntfrom this is that service must be automatic, cheap and give customers some additional benefitsto the compensation fees.

Page 63: DER€Aggregator€Business:€the Finnish€ · PDF fileRESEARCH€REPORTVTT­R­06961­09 1€(39) Report’s€title DER€Aggregator€business:€the€Finnish€case Customer,€contact€person,€address

RESEARCH REPORT VTT­R­06961­09

6.  References

1.  Enernoc web site, www.enernoc.com

2.  Comverge web site, www.comverge.com

3.  CoolSentry programme web site, www.coolsentry.com

4.  North American Electric Reliability Corporation web site, www.nerc.com

5.  California ISO web site, www.caISO.com

6.  New York Independent System Operator web site, www.nyISO.com

7.  ISO New England web site, www.ISO­ne.com

8.  EUAA, “Trial of a Demand Side Response Facility  for  the National Electricity Market:  IndependentConsultants’ Report”, April 2004

9.  EUAA, “Demand Side Response in the National Electricity Market Case Studies – End­Use CustomerAwareness Program”, April 2005

10. Press Release from Energy Response, “Switching off can boost your bottom line”, June 2008

11. Energy Response website: www.energyresponse.com

12. The EUAA website: www.euaa.com.au

13. http://www.steag­saarenergie.de/de/02_Leistungen/pdf/Das­virtuelle­Regelkraftwerk_emw_062003.pdf

14. http://www.steag­saarenergie.de/de/02_Leistungen/pdf/Das­virtuelle­Regelkraftwerk_ZFK_102003.pdf

15. Arndt U, von Roon S, Wagner U. Virtuelle Kraftwerke: Theorie oder Realität? BWK 58 (2006), Nr. 6,52­57

16. Bertoldi  P.,  Boza­Kiss  B.,  Rezessy  S.,  Latest  Development  of  Energy  Service  Companies  acrossEurope ­ A European ESCO Update ­. EUR 22927 EN – 2007. 109 p.