Final Annual Load Factors for 2019/20 tnuoS tariffs


Partial  0.0000%  0.0000%  0.0000%  0.0000%  50.1762%  49.7600%


Download 0.69 Mb.
Pdf ko'rish
bet3/3
Sana10.03.2020
Hajmi0.69 Mb.
1   2   3
Partial 

0.0000% 


0.0000% 

0.0000% 


0.0000% 

50.1762% 



49.7600% 

WEST BURTON 

Coal 


Actual 

Actual 

Actual 

Actual 

Actual 

68.9176% 

61.5364% 

32.7325% 

10.1071% 

11.8199% 



35.3629% 

WEST BURTON B 

CCGT_CHP 



Actual 

Actual 

Actual 

Actual 

Actual 

30.3021% 

46.8421% 

59.3477% 

54.2878% 

63.2420% 



53.4925% 

WEST OF DUDDON SANDS 

Offshore_Wind 



Partial 

Actual 

Actual 

Actual 

Actual 

40.4810% 

40.0506% 

48.7540% 

48.7691% 

55.4034% 



50.9755% 

WESTERMOST ROUGH 

Offshore_Wind 



Generic 

Partial 

Actual 

Actual 

Actual 

0.0000% 


26.2900% 

54.8014% 

58.1061% 

63.4740% 



58.7938% 

WHITELEE 

Onshore_Wind 



Actual 

Actual 

Actual 

Actual 

Actual 

35.1074% 

29.8105% 

31.8773% 

27.2893% 

29.6336% 



30.4405% 

WHITELEE EXTENSION 

Onshore_Wind 



Actual 

Actual 

Actual 

Actual 

Actual 

27.0102% 

27.7787% 

26.7655% 

23.5253% 

25.1664% 



26.3140% 

WHITESIDE HILL 

Onshore_Wind 



Generic 

Generic 

Generic 

Generic 

Partial 

0.0000% 


0.0000% 

0.0000% 


0.0000% 

38.3704% 



38.4297% 

WILTON 

CCGT_CHP 



Actual 

Actual 

Actual 

Actual 

Actual 

4.4941% 


21.5867% 

16.1379% 

14.4130% 

15.5750% 



15.3753% 

WINDY STANDARD II 

Onshore_Wind 



Generic 

Generic 

Generic 

Generic 

Partial 

0.0000% 


0.0000% 

0.0000% 


0.0000% 

43.2981% 



40.0722% 

 


November 2018  |  Final Annual Load Factors for 2019/20 TNUoS tariffs 

10 


Generic Annual Load Factors 

 

 



Generic ALFs are used to fill in the gaps for a generator if it does not 

have a full three years’ worth of generation history. 

 

Table 2: Final Generic ALFs for 2019/20 

 

Technology 



Generic ALF 

Biomass 


26.8847% 

CCGT_CHP 

48.6379% 

Coal 


37.6162% 

Gas_Oil 


0.2903% 

Hydro 


42.4165% 

Nuclear 


76.3178% 

Offshore_Wind 

49.5519% 

Onshore_Wind 

38.4593% 

Pumped_Storage 

10.6826% 

Tidal 


18.9000% 

Wave 


31.0000% 

 

*Note: ALF figures for Wave and Tidal technology are generic figures provided by BEIS due to no 



metered data being available. 

The Biomass ALF for 2017/18 has been copied from the 2015/16 year due to there not being any 

single majority biomass-fired stations since then.


 

November 2018  |  Final Annual Load Factors for 2019/20 TNUoS tariffs 

11 

Changes compared to the draft 

ALFs 


November 2018  |  Final Annual Load Factors for 2019/20 TNUoS tariffs 

12 


Summary of changes 

This section summarises the changes that have been made to the draft ALFs. 

 

Changes to specific ALFs 



The table below shows the stations which have seen a change to either their 2017 ALF, or both their 2017 

ALF and their specific ALF. 

If a station has four or five years of historic ALF data, then it might be the case that a change to their 2017 

ALF data doesn’t affect their specific ALF, because 2017 data might not be included in the calculation of the 

specific ALF.  For more information on the ALF calculation, see page 14. 

Table 3: Details of changes to specific ALFs 

Station 

Fuel type 

Previous 

TEC 

New 

TEC 

Previous 

2017 ALF 

New 2017 

ALF 

Previous 

ALF 

New ALF 

Aberthaw 

Coal 

1620.0 


1610.0 

5.0429% 


5.0742%  54.6997%  54.6997% 

Blackcraig Windfarm 

Wind onshore 

52.9 


110.0  36.6822%  36.0208%  37.8669%  37.6465% 

Blacklaw Extension 

Wind onshore 

69.0 


60.0  26.5105%  30.4870%  24.3612%  25.6867% 

Cowes 


Gas Oil 

0.0 


99.9 

0.0000% 


0.6942% 

N/A 


0.4456% 

Didcot GTS 

Gas Oil 

0.0 


99.9 

0.0000% 


0.6337% 

N/A 


0.2869% 

Glandford Brigg 

CCGT CHP 

0.0 


99.0 

0.0000% 


1.8418% 

N/A 


1.7427% 

Harestanes 

Wind onshore 

142.3 


125.0  25.4853%  29.0125%  27.3100%  28.4858% 

Hinkley Point B 

Nuclear 

1261.0 


1061.0  70.2265%  83.4643%  69.7447%  70.0780% 

Killingholme (Powergen) * 

Gas Oil 

600.0 


600.0 

0.5300% 


0.5489% 

0.3195% 


0.3765% 

Taylors Lane 

Gas Oil 

144.0 


99.0 

0.8052% 


1.1712% 

0.3465% 


0.3465% 

 

* The specific ALF for Killingholme (Powergen) has changed due to the change to the generic ALF for Gas 



Oil (see below). 

 

Changes to Generic ALFs 



The Generic ALF for Gas Oil has changed due to the addition of the Cowes and Didcot GTS stations, and 

the change to the TEC for Taylors Lane. 

The Nuclear Generic ALF has changed as a result of the correction of the TEC for Hinkley Point B. 

Table 4: Details of changes to Generic ALFs 

Technology 

Previous Generic ALF 

New Generic ALF 

Difference: New 

compared to Previous 

Biomass 


26.8847% 

26.8847% 

CCGT_CHP 



48.6379% 

48.6379% 

Coal 


37.6162% 

37.6162% 

Gas_Oil 


0.2143% 

0.2903% 


0.0760% 

Hydro 


42.4165% 

42.4165% 

Nuclear 


76.2702% 

76.3178% 

0.0476% 

Offshore_Wind 

49.5519% 

49.5519% 

Onshore_Wind 



38.4593% 

38.4593% 

Pumped_Storage 



10.6826% 

10.6826% 

Tidal 


18.9000% 

18.9000% 

Wave 


31.0000% 

31.0000% 

 

 



 

 

November 2018  |  Final Annual Load Factors for 2019/20 TNUoS tariffs 



13 



How are ALFs calculated? 

November 2018  |  Final Annual Load Factors for 2019/20 TNUoS tariffs 

14 


The ALFs calculation 

 

For  each  charging  year  2013/14  to 2017/18  a  Yearly  Load  Factor  has  been  calculated  using  the 



higher of Metered Output (MO), Final Physical Notification (FPN) or zero in each half hour settlement 

period, divided by the sum of Transmission Entry Capacity (TEC), Short Term TEC (STTEC) and 

Limited Duration TEC (LDTEC) applicable in the same half hour. 

All calculations are in local time, i.e. clock change days have 46 or 50 half hour settlement periods 

rather than the usual 48. TEC, STTEC and LDTEC are daily products so changes occur at midnight.  

ALFs are calculated at station level, so  where a station has multiple  Balancing  Mechanism Units 

(BMUs) representing generating units, station demand or trading site demand, the MO and FPN will 

be the aggregate of these.   

For cascade hydro schemes, the ALF is calculated at scheme level, so the MO and FPN will be the 

aggregate of the BMU associated with the scheme.  The scheme ALF is applied to each station in 

the scheme. 

We are happy to provide support and advice on the derivation of ALFs to our customers.  However 

the dataset used to derive the ALFs is very large so we are only able to provide support to generators 

for stations in their own portfolios. 

Below  is  a  guide  on  how  we  calculate  ALFs  based  on  the  number  of  years  of  generation  data 

available for that station. 

The ALF methodology can be found in CUSC section 14.15.100-112.

2

 



 

Five years of data 

 

If  your  station  has  full  ALF  data  over  the  past  five  years,  then  the  highest  and  lowest  years  are 



discounted.  Your ALF is then calculated by averaging the output from the remaining three years. 

 

 



 

 

 



 

 

 



 

 

 



 

 

 



                                                      

2

 



https://www.nationalgrideso.com/codes/connection-and-use-system-code-cusc

 

2013/14 



 

40% 

2014/15 

 

50% 

2015/16 

 

45% 

2016/17 

 

65% 

2017/18 

 

60% 

ALF 

Applicable 

for 2019/20: 

 

50 + 45 + 60 



 

Lowest 

Highest 

November 2018  |  Final Annual Load Factors for 2019/20 TNUoS tariffs 

15 


Four years of data 

 

If your station has full ALF data over the past four years, then the lowest year is discounted.  Your 



ALF is then calculated by averaging the output from the remaining three years.  If you have four full 

years and one partial year, the partial year is ignored. 

 

 

 



 

 

 



 

Three years of data 

 

If your station has full ALF data over the past three years, then your ALF is the average of these 



three years.  If you have three full years and one partial year, the partial year is ignored. 

 

 



 

 

 



 

 

 



Fewer than three years of data 

 

If your station has fewer than three full years of ALF  data available, then any full years are used.  



Any gaps in the generation data from partial years are filled in using the generic ALF for the station’s 

generation type. 

In  the  example  below  it  is  assumed  that  there  is  half  a  year  of  generation  data  available  from 

2016/17. 

 

 

 



 

 

 



 

 

 



 

2014/15 

50% 

2015/16 

45% 

2016/17 

65% 

2017/20 

60% 

ALF 

Applicable 

for 2019/20: 

50 + 65 + 60 



= 58.3333% 

2015/16 

45% 

2016/17 

65% 

2017/18 

60% 

ALF 

Applicable 

for 2019/20: 

45 + 65 + 60 



= 56.6667% 

2015/16 

45% 

(Generic 

ALF) 

 

2016/17 

45% 

(Generic 

ALF) 

2016/17 

65% 

(Half 

Year) 

2017/18 

60% 

(Full 

Year) 

ALF 

Applicable 

for 2019/20: 

45 + 55 + 60 



= 53.3333% 

  45% + 65%   =       55% 

         2 

Partial Year Calculation 

Lowest 

November 2018  |  Final Annual Load Factors for 2019/20 TNUoS tariffs 

16 


Any years with no data at all are filled in full by the generic ALF until there are at least three years 

of data available. 

A partial year would most likely occur when TEC is held for only part of the year.  The station’s output 

data is used from the day in the year that the station first begins to output onto the system.   

 

Calculation of partial year ALFs 



 

In these ALFs we have amended the model so that for each partial ALF from 2014/15 onwards, the 

generic  ALF  for  that  specific  year  is  used  to  calculate  it,  instead  of  the  most  recently  calculated 

generic ALF.  This means that the partial ALF will remain the same, rather than being updated each 

year using the most recently calculated ALF. 

2014/15 was the first year for which we calculated ALFs, so generic ALFs are not available for the 

years prior to this.  These partial years will continue to be calculated using the most recent generic 

ALF. 


For new generators, the station specific load factor is calculated from the date of first output, and 

not the earliest date on which TEC is held.  Generic ALF data is used for every half-hourly period 

before first output to form a ‘partial’ year of ALF data for that power station. 

Commissioning years have been taken from the Digest of United Kingdom Energy Statistics Table 

5.11

3

    but  commissioning  dates  within  the  five  charging  years  under  consideration  have  been 



checked against Metered Output and Final Physical Notification data to determine the exact date. 

 

Generic ALFs 



 

For a generator with no output data history, the generic ALF for that generation technology type will 

be used. 

Generic  ALFs  are  calculated  from  the  ten  most  recently  commissioned  generators  from  each 

technology (where available).   

 

 



 

TNUoS Revenue team 

 

TNUoS.Queries@nationalgrid.com

 

 

T

 01926 654633 

 

 

                                                      



3

 

https://www.gov.uk/government/publications/electricity-chapter-5-digest-of-united-kingdom-



energy-statistics-dukes

  


 

November 2018  |  Final Annual Load Factors for 2019/20 TNUoS tariffs 

17 

Generation charging principles 

 

 



 

November 2018  |  Final Annual Load Factors for 2019/20 TNUoS tariffs 

18 

Generation charging principles 

 

Generators pay TNUoS (Transmission Network Use of System) tariffs to allow National Grid as System 



Operator to recover the capital costs of building and maintaining the transmission network on behalf of the 

transmission asset owners (TOs).   

The TNUoS tariff specific to each generator depends on many factors, including the location, type of 

connection, connection voltage, plant type and volume of TEC (Transmission Entry Capacity) held by the 

generator.  The TEC figure is equal to the maximum volume of MW the generator is allowed to output onto 

the transmission network. 

Under the current methodology there are 27 generation zones, and each zone has four tariffs.  Liability for 

each tariff component is shown below: 

TNUoS tariffs are made up of two general components, the wider tariff, and local tariffs.   

 

 



 

 

 



 

 

 



 

 

 



 

The wider tariff is set to recover the costs incurred by the generator for the use of the whole system, whereas 

the local tariffs are for the use of assets in the immediate vicinity of the connection site. 

*Embedded network system charges are only payable by generators that are not directly connected to the 

transmission network and are not applicable to all generators. 

 

The wider tariff 



 

The w


ider tariff is made up of four components, two of which may be multiplied by the generator’s specific 

ALF, depending on the generator type. 

 

Conventional Carbon Generators 

(Biomass, CHP, Coal, Gas, Pump Storage) 

 

 

 



Peak 

Element

 

Year 



Round 

Shared

 

Element

 

Year 

Round 

Not 

Shared 

Element

 

Residual 



Element

 

A



L

F 

 

 



 

Wider 

Tariff

 

TNUoS 



Generation 

Tariff

 

 



Local 

Substation 

Tariff *

 

Local 



Circuit 

Tariff *

 

Embedded 



Network  

System 

Charges *

 

Local Tariffs* 



* Additional local tariffs may be applicable to offshore generators 

 

A



L

F 

 

 



 

November 2018  |  Final Annual Load Factors for 2019/20 TNUoS tariffs 

19 

 

Conventional Low Carbon Generators 

(Hydro, Nuclear) 

 

 

 



Intermittent Generators 

(Wind, Wave, Tidal) 

 

 

 



 

The Peak element reflects the cost of using the system at peak times.  This is only paid by conventional and 

peaking generators; intermittent generators do not pay this element. 

The Year Round Shared and Year Round Not Shared elements represent the proportion of transmission 

network costs shared with other zones, and those specific to each particular zone respectively. 

ALFs are calculated annually using data available from the most recent charging year.  Any generator with 

fewer than three years of historical generation data will have any gaps derived from the generic ALF 

calculated for that generator type. 

The Residual element is a flat rate for all generation zones which adds a non-locational charge (which may 

be positive or negative) to the Wider TNUoS tariff, to ensure that the correct amount of aggregate revenue is 

collected from generators as a whole. 



Peak 

Element

 

Year 



Round 

Shared

 

Element

 

Year 

Round 

Not 

Shared 

Element

 

Residual 



Element

 

A



L

F 

 

 



 

Year 

Round 

Shared

 

Element

 

Year 

Round 

Not 

Shared 

Element

 

Residual 



Element

 

A



L

F 

 

 



 

Download 0.69 Mb.

Do'stlaringiz bilan baham:
1   2   3




Ma'lumotlar bazasi mualliflik huquqi bilan himoyalangan ©fayllar.org 2020
ma'muriyatiga murojaat qiling