Systemoperatørforum 2018 Øivind Rue, Konserndirektør Drift og Marked

Transkript

1 Systemoperatørforum 2018 Øivind Rue, Konserndirektør Drift og Marked

2 Systemoperatørforum 2018

3 1. Status og kvalitet 2. Videreutvikling av kraftsystemet. 1. Investeringer 2. Samarbeidsløsninger DSO/TSO 3. Nordisk samarbeid 3. Nytt regelverk nasjonalt og internasjonalt

4 ILE [MWh] Driftsforstyrrelser i regional- og transmisjonsnettet ( kv) 2017 var året med færrest driftsforstyrrelser i Norge siden 2012 Ikke levert energi (ILE) var også på det laveste nivået siden 2012 Til og med april 2018 ligger antall driftsforstyrrelser for Statnett på samme nivå som tilsvarende periode i 2017 (se parentes) Norge: 231 (209) Statnett: 50 (49) Andre konsesjonærer (inkl. produksjon): 181 (160) Andre konsesjonærer har fram til og med april 2018 hatt noen flere driftsforstyrrelser enn i tilsvarende periode i 2017 Men, kompleks drift og begrensninger for markedet Omfattende byggeaktivitet

5 VI BYGGER FREMTIDENS KRAFTSYSTEM 8 mrd - prosjekter over hele landet 4 mrd

6 NordLink og North Sea Link Bidrar til omstillingen av kraftsystemet i Europa og skaper verdier i Norge

7 2017 Behov for økt samarbeid Flaskehalshåndtering Koordinert nettplanlegging IKT-plattformer og utveksling av data

8 Samarbeidsforum TSO/DSO Bakgrunn: Fremtidens kraftsystem vil kreve langt mer samarbeid, men det krever også tydeligere roller og avklaring av virkemidler. Ambisjon: en åpen dialog og et felles utgangspunkt for videre utvikling av DSO-rollen i Norge

9 Ny vår for Nordisk balanseringssamarbeid

10 Nordisk balanseringssamarbeid Illustrasjon: SvK

11 Økt endringstakt nødvendig for effektiv balansering i Norden Hvorfor? Strukturelle endringer i kraftsystemet Implementering av EUkoder Hvordan? Ny balanseringsmodell basert på mace Tydelige forpliktelser og beslutningsevne Effektiv IT-utvikling

12 En lang og krevende prosess fram til nordisk enighet

13 Viktigste i Cooperation Agreement Enighet om hovedlinjer for videre nordisk samarbeid om balansering basert på mace Enighet om roller og ansvarsfordeling Svenska Kraftnät/Statnett har rolle som Common Service Provider med Fifty som viktigste verktøy Enighet om en ambisiøs Roadmap for implementering

14 Veien videre

15

16 Status for Network Codes/Guidelines Network Code/ Guideline Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Capacity Allocation and Congestion Mngment Guideline (CACM) Entry into force 14. Aug Forward Capacity Allocation Guideline (FCA) Accepted 30. Oct. Entry into force 17. Oct Electricity Balancing Guideline (EB) Accepted 16. Mar Entry into force 18. Dec Requirements for Generators (RfG) Accepted 26. Jun Entry into force 17. May Demand Connection Code (DCC) Accepted 16. Oct Entry into force 7. Sept HVDC Connection Code (HVDC) Accepted 11. Sept Entry into force 28. Sept System Operation Guideline (SOGL) Accepted 4 May Entry into force 14. Sept Emergency and Restoration (ER) Pre-comitology Comitology (Electricity Cross Border Committee) Accepted 24. Oct European Council and Parliament Regulatory procedure with scrutiny Entry into force 18. Dec Regulation EiF - Implementation

17

18 Takk for oppmerksomheten

19 Driften siste året Systemoperatørforum 2018 Idar Gimmestad Hennie Onstad Kunstsenter 5.juni 2018

20 SOMMEREN 2017

21 Høy eksport, men redusert kapasitet

22 Kabler over Oslofjorden Feil 420 kv Sylling-Tegneby 20.juni Installasjon av reservekabel sommer Satt i drift oktober Installasjon av ny Sylling-Tegneby var allerede planlagt, og skjedde sommeren September 2017 ble gamle kabler på 420 kv Rød-Hasle fjernet. Sommeren 2018 vil Flesaker-Tegneby bli erstattet.

23 Kapasitet NO1-SE3, ( : 56 %) Eksportkapasitet redusert pga Sylling-Tegneby, Loviseholm- Skogsäter og andre utkoblinger.

24 Gjennomsnittsprisen i NO1 for perioden ligger på 89% av gjennomsnittsprisen i SE3. Manglende kjernekraft Elspotpris Sverige (SE3) Elspotpris Sør-Norge (NO1)

25 Kapasitet ut av NO4 ( : 54%) Reduksjoner pga spenningsoppgradering

26 Gjennomsnittsprisen i NO4 for perioden ligger på 80% av gjennomsnittsprisen i SE1 Elspotpris Nord-Sverige (SE1) Elspotpris Nord-Norge (NO4)

27 STORMER OG UTFALL

28 Ekstremværet Ylva november Forberedende tiltak: Oppbemanning av sentralene Driftsmessige tiltak: Balansekjøring utsatte steder Elspotkapasitetene for Sør- og Nord-Norge ble satt uten bruk av systemvern for torsdag 23. november Det ble sendt ut systemkritisk vedtak om at all tilgjengelig regulerytelse skulle meldes inn. Vedtak om at fleksibelt forbruk nord for Ofoten måtte kobles ut. Gul beredskap fra kl 17 onsdag 22. november.

29 Konsekvenser Utfallene startet torsdag morgen, og flere av ledningene falt ut flere ganger før de ble liggende utkoblet. Følgende ledninger falt ut: 420 kv Svartisen-Salten 420 kv Salten-Kobbelv 420 kv Kobbelv-Ofoten 420 kv Rana-Svartisen Konsekvenser for underliggende nett: Få utfall i regional- og distribusjonsnettet Relativt få som opplevde strømbrudd Spesielt: Østlig vindretning

30 Ekstremværet Cora 7. januar Ingen utfall i sentralnettet Mange utfall i underliggende nett i Midt- og Nord-Norge

31 KULDEPERIODE

32 Vinteren 2018 Lang vinter Kuldeperioder, spesielt i uke 6 og 9. Værmeldingene bommet.

33 Innkjøp av RKOM Sikring av RK-reserver Natt 00:00-05:00 Dag 05:00-24:00 Min RK-krav 1700 MW RKOM-sesong 810 MW mellom uke RKOM-Uke Kostnad [MNOK] Volum [MW] RK min. [MW] 1 4, , , , , ,7 999-dag/993-natt , , , dag/954-natt , , , , , , , ,

34 Nedsatte kapasiteter i uke 6 I slutten av uke 5 var det varslet temperaturer ned mot -20 på Østlandet for uke 6. Så lave temperaturer, med tilhørende forventet høy last i NO1, er en utfordring for driften. For å sikre optimal balanse mellom kapasiteter og driftssikkerhet ble følgende virkemidler benyttet: Kjøp av reserver i RKOM, også på natt (10,7 mill) Endringer i koblingsbildet Utkobling av fleksibelt forbruk i NO1 Reduksjon kapasitet NO1A-NO1 og NO1-SE3

35 Når det ikke ble så kaldt som meldt Innkobling fleksibelt forbruk fra mandag kl 10 Ekstra kapasitet NO1-SE3 til Elbas Normalt koblingsbilde i Tegneby (N-1) Normale kapasiteter til elspot for tirsdag.

36 Motsatt situasjon i uke 9. Forbruket mye høyere enn meldt MW Vår prognose bommet, og det så det ut som den gjorde for alle aktørene i Norge også

37 Målt vindkraftproduksjon i Tyskland i uke 9

38 Spotpriser torsdag 1 mars time 9 Høye spotpriser i hele Norden (2454kr) unntatt NO2, NO5 og DK1 (404kr) Kaldt vær og høyt forbruk i hele Norden

39 Regulerkraftvolum uke 9 RK: 3350 NOK Onsdag: Lav spot, høy RK Torsdag. Høy spot, lav RK

40 100 Norge (total magasinkapasitet GWh) Median, minimum og maksimum er referert til perioden 1990 til Norge Norge Norge Norge - Median Norge - Maks Norge - Min

41 Sommeren 2018 Ny kabel 300 kv Flesaker-Tegneby (30.april-31.august) Mange utkoblinger i Vestre korridor Mange utkoblinger som medfører brudd i nettet i Nord- Norge Svært dyre primærreserver (1 mill pr dag) Linjer i 300 kv-nettet på Østlandet som tåler "ingenting" når temperaturen nærmer seg 30 grader. Hydrologisk underskudd

42 Oppgradering av Flesaker-Tegneby 300 kv Flesaker-Tegneby ble koblet ut mandag 30. april 2018 for utskifting av kabelsett. Arbeidet vil pågå frem til 31. august. Forbindelsen har vært driftet med redusert kapasitet de to siste årene. Oppgraderingen vil bidra til å bedre forsyningssikkerheten til Oslo, samt gi en mer stabil kapasitet mellom vest og øst og mot Sverige.

43 Inertia 2018 Økt importkapasitet, mer vindkraft og nedleggelse av kjernekraft reduserer den roterende massen i Norden Ingen enkeltfeil skal medføre frekvens < 49.0 Hz I 2018 vil dette håndteres ved å redusere største enhet, sannsynligvis kjernekraft.

44 FREKVENSKVALITET

45 Frekvenskvalitet minutter utenfor 49,9 og 50,1 Hz Målet var minutter Større ubalanser bl.a grunnet vindkraft

46 Frekvenskvalitet 2018

47 Negative RK-priser Varmt vær, uregulert tilsig og vindkraft har gitt store ubalanser i systemet i mai måned. Frekvensen lå på 50,15 Hz eller høyere fra 23:30 til 01:00. Natt til 9. mai var behovet for nedregulering på inntil 1600 MW Norske og danske bud innestengt bak flaskehals. Mangel på bud i Sverige/Finland. RK-prisen var på det laveste minus 1000 Euro/MWh i Sverige og Finland.

48 Sekundærreserve - afrr Satt i drift med begrenset volum 2013 Opptrapping har gått senere enn vi har ønsket De nordiske TSOene har nå blitt enige om en plan for å øke anskaffelsen for å forberede innføringen av nytt balanseringskonsept og MACE. Kjøp gjennom sommeren, uten pause. Uke 14-26, morning hours 4:00-8:00 (CET), evening hours 21:00-24:00 (CET) Uke 27-34, morning hours 4:00-8:00 (CET), evening hours 20:00-23:00 (CET) Uke 35-39, morning hours 4:00-8:00 (CET), evening hours 18:00-21:00 (CET) Informasjon om anskaffelse i Q4/2018 vil komme etter sommeren.

49 UTFORDRINGER MED VINDKRAFT

50 Vindkraft helga oktober Negative priser i Danmark hele helga pga mye vind. Ny vindkraftrekord i Tyskland ( MW) Store ubalanser, dårlig frekvens Mangedoblet pris på primærreserver

51 Store ubalanser og dårlig frekvens fredag Økende vind fredag skapte stort overskudd: Synkronsystemet nedregulert inntil 2300MW. I tillegg regulerte Danmark ned 1000MW for Tyskland. 2300MW ubalanse som reguleres ned i RK-markedet 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00

52 Kraftflyt natt til lørdag

53 Oppsummering vindkraft TSOene må bli bedre på å prognosere vindkraft for å forutsi ubalanser. Men reservemengden er uansett begrenset, selv om ubalansen er kjent. Aktørene må også bli bedre til å handle seg i balanse før driftstimen, for å unngå at store ubalanser må håndteres i driften.

54 DIVERSE

55 Flyt Ørskog-Viklandet og Sogndal-Høyanger Figuren viser at en stor del av tiden flyter kraft nordover fra NO5 til NO3. Om sommeren er det stor kraftproduksjon i SFE-området.

56 Elspotflyt vs. målt flyt

57 Prognose for elspotinndeling Publisert 30.mai Elhub: Ingen planlagte endringer 1.september mai Grensen NO4-NO3 vil være uforandret inntil videre. Vindkraft på Fosen i NO3. 3. Uforandret på Sørlandet, selv om det kommer nye kabler. 4. Innføring av Network codes kan påvirke områdestrukturen, f.eks dersom det innføres minimumskapasiteter 5. Vi vil komme med mer informasjon dersom en studie rundt områdeinndelingen etter innføringen av Flytbasert markedsklarering skal utføres.

58 Elektronisk bestilling Oppstart av elektronisk bestilling i juni 2018, etter videreutvikling av løsningen etter forrige pilot. I løpet av året vil 15 aktører, ca % av RK-budene, være omfattet Krav om bruk av elektronisk bestilling for alle aktører som deltar i RK markedet innen utgangen av 2019 Tre av aktørene vil fra oppstart av elektronisk bestilling koble aktiveringene til AGC løsning og slik automatisere sin prosess for aktivering. Elektronisk bestilling legger til rette for: Effektivisering hos Statnett og aktørene Automatisering av prosesser Lavere minimum budkvantum (i dag 10 MW) 15 minutters RK-marked, europeisk balansemarked

59 Maksimal statikkinnstilling 12 % maksimal statikk også på sommer. Blir likviditeten i markedet for primærreserve for lav, vil det bli gjort vedtak om 6 % statikkinnstilling på kort varsel. Større sannsynlighet i år pga hydrologisk underskudd og forventet import.

60 Mothandel mellom Danmark og Tyskland Minimumskapasiteter mellom Tyskland og Danmark innført fra sommeren Økende volum hver måned Volumet må mothandles, nedregulering av bl.a vindkraft i Danmark.

61 Statistikk fra driften Spesialreguleringer [Antall] Kvartersflyttinger Produksjonstilpasninger Systemvernaktiveringer

62 God sommer!

63 Nettutbygging konsekvenser for systemdriften Nils Martin Espegren, Driftsplanlegging Systemoperatørforum Høvikodden 5.juni 2018

64 Driftsstanser Vestre korridor Markedsinformasjon RSC

65 Innmeldte driftsstanser - fordelt på anleggskategori Nettanlegg Statnett Nettanlegg andre konsesjonærer Generator

66 Antall driftsstanser fordelt på planlagt varighet >1 mnd % 0-24 t % 1 uke-1 mnd % 1-7 dager %

67 Driftsstanser fordelt på årsakskategorier Ukategorisert 16 % Feilretting 15 % Produksjon/vannvei 4 % AUS/skogrydding/ter movisjon 9 % Vern/kontrollanlegg 7 % Vedlikehold 31 % Ombygging/utskifting 18 %

68 Omfattende behov for driftsstanser berører store verdier Nesten 8000 driftsstanser behandlet i (2017)* Rundt halvparten av disse er i Statnetts anlegg Driftsstans i sentralnettet koster i snitt om lag kr per døgn Spesialregulering MNOK Produksjonstilpasning XX MNOK Redusert handelskapasitet MNOK Økt KILE-risiko XX MNOK * Referert antall anleggsdeler og inkluderer planer både med og uten utkobling

69 Vurderinger ved behandling av innmeldt driftsstans Snittbegrensninger Reduksjon i handelskapasitet (behov for UMM) Forventet last og produksjon Konsekvenser for spenning Konsekvenser for systemvern Behov for endring i koblingsbilder Konsekvens for andre berørte konsesjonærer. Konsekvens for naboland

70 Vurderinger forts Vurdere behov for gjenopprettingsplan(go) innkoblingstid Varsling av brudd på driftspolicy Mengden forbruk tilknyttet N-0 drift Innkobling natt/helg Spolekompensering Produksjonstilpasning Separatområde Samordning med andre driftsstanser Koblingskapasitet Flytting av tidspunkt for driftsstans

71 Redusert handelskapsitet Liste over lengre utkoblinger 2018: 220 N.Røssåga-Ajaure uke og (ny transf./ombygging 220 kv) 420 Salten-Svartisen uke 19-20, og (avst.holdere) 420 Rana-Svartisen uke og (avst.holdere) 420 Kobbelv-Salten uke (flymarkører) 420 Ofoten-Kobbelv uke og (flymarkører) 300 Verdal-Tunnsjødal uke 3-7 (kontrollanlegg) 420 Nea-Klæbu uke (flymarkører) 420 Viklandet-Ørskog uke (master/flymarkør) 300 Ø.Vinstra-Fåberg uke (kontrollanlegg) Forventet reduksjon i elspotkapasitet, ut av No4 og inn til NO3

72 Antall dager Antall dager driftsstans med produksjonstilpasning per 2/5 Antall dager (unike smid)

73 Koblingskapasitet Begrensning i antall samtidige koblinger (3 på hver sentral) Kompleksitet i utkoblinger varier Kan ikke koble før forutsetninger er oppfylt Kortvarige utkoblinger vil bli prioritert Langvarige utkoblinger bør starte etter kl 10 og ikke på mandager Kan flytte koblingstidspunktet med inntil 2(4) timer

74 Frister TSO skal levere foreløpige plan for driftsstanser 2 år før gjennomføring TSO skal fastsette plan for driftsstanser 1. desember for kommende år. Driftsstanser som meldes inn senere regnes som "forced" (nødutkoblinger) Referanse SO GL artikkel Frist for innmelding til årsplan for september

75 Market Conduct Rules (MCR) Nord Pool AS (9.mars 2018) Information to be publicly disclosed (a) Any outage, limitation, expansion or dismantling of capacity of 100 MW or more for one Generation Unit or Consumption Unit, or 100 MW or more for one Production Unit with an installed capacity of 200 MW or more, up to three (3) years forward, including updates of such information; (b) Any outage, limitation, expansion or dismantling of capacity in the transmission grid affecting cross zonal capacities by 100 MW or more, up to three (3) years forward, including updates of such information; (c) Any outage, limitation, expansion or dismantling of capacity in the transmission grid affecting power feed-in and/or consumption by 100 MW or more, up to three (3) years forward, including updates of such information;

76 Ansvarsforhold i Statnett Utarbeide UMM Landssentralen Identifiserer endret handelskapasitet Endring av nettanlegg - Prosjektleder Endring i systemvern - Driftsplanlegging Driftsstanser - Driftsstanskontoret Andre forhold - Landssentralen

77 Aktive UMM sendt fra Statnett pr 1. juni 14(11) gjeldende for 4. juni (13) gjeldende for juni 83(25) gjeldende for resten av 2018 (Other market information)

78 Tjenestene RSC skal levere til TSOene CGM: Sette sammen nasjonale nettmodeller til en felles regional nettmodell (Common Grid Model) CCC: Utføre kapasitetsberegninger for regionen CSA: Utføre driftssikkerhetsberegninger for regionen (inkl. analyse og forsalg til eventuelle avbøtende tiltak) SMTA: Lage prognoser for det regionale systemets tilgang på effekt OPC: Utføre regional koordinering av utkoblingsplaner

79 Status

80 Statnetts CGM-prosjekt Nettmodell HVDC planer Lastprognose Produksjonsplaner RESprognose Elspotflyt Driftsstanser Koblingsbilde Intraday D-1 D-2 Week ahead Month ahead Year ahead Individual Grid Model (IGM)

81 Phase 1 Dec 1st 2017 Phase /2020

82 Samhandling i driften av kraftsystemet Utvikling av grensesnitt TSO/DSO Systemoperatørforum Anne Sofie Risnes (anne.risnes@statnett.no)

83 2017 Behov for økt samarbeid Flaskehalshåndtering Koordinert nettplanlegging IKT-plattformer og utveksling av data

84 2018 Samarbeidsforum TSO/DSO Bakgrunn: Fremtidens kraftsystem vil kreve langt mer samarbeid, men det krever også tydeligere roller og avklaring av virkemidler. Ambisjon: en åpen dialog og et felles utgangspunkt for videre utvikling av DSO-rollen i Norge

85 Felles konklusjoner Ønsker å utforske mulighetene for endringer gjennom piloter Distribusjonsnett: Det må utvikles nye verktøy (kontrakter, produkter, markedsløsninger) for å håndtere flaskehalser og spenningsutfordringer i operativ drift Regionalnett: Endringer i ansvar og oppgaver må testes gjennom piloter som gir økt kunnskap om mulig samspill mellom TSO og DSO Utvikling av regulering bør se til erfaringer fra piloter

86 DigitalNorway Data må deles Statnett, Lyse og DigitalNorway har satt i gang et forprosjekt: Ønsker å samle bransjen til et felles initiativ med oppstart 1. oktober Det pågår mange digitaliseringsinitiativ i bransjen - økt samhandling vil gi gevinster Felles innsats for å standardisere og dele data - på samme måte som banknæringen har gjort

87 Likebehandling av aktører Markedstilgang Transparens Driftssikkerhet

88 Flaskehalser påvirker hvilket nivå vi trenger informasjon og bud. Hvem og hvordan skal vi overvåke snittgrenser i underliggende nett? Kan nettselskap motta produksjonsplaner?

89 Valg og oppfølging av settpunkt for spenning Sammenheng mellom spenningsstøtte i regionalt nett og overføringsevne i transmisjonsnett Manglende oppfølging/ koordinering kan påføre kostnader i transmisjonsnett

90 Aktuelle piloter Aktiv effekt Reaktiv effekt Øvrige tema: Tilknytning og funksjonalitet, systemvern, driftsstanskoordinering ol. DSO tar en større rolle i eget regionalnett A: DSO overvåker og fastsetter snittgrenser i eget regionalnett B: DSO håndterer spenningsregulering i eget regionalnett Ikke aktuelt nå TSO aktiv i regionalnettet C: Systemansvar 2.0: TSO overvåker og håndterer nettmessige forhold i regionalnettet

91 Involvering og forankring for å igangsette piloter NVE Informere om formål og tema for piloter Drøfte innhold, evt. søke dispensasjon Jevnlig rapportering Bransjen Informere om formål og tema for piloter Re-etablere DSO/TSOforum Møte DSO/TSOforum Jevnlig møter og ad hoc grupper Aktuelle DSO'er Aktører kontakter Statnett Tydeliggjøre piloter Inngå avtaler med valgte aktører Igangsette

92 Vektlegges ved valg av aktører/områder DSO/områder som har klare driftsmessige utfordringer Pilot A og B: DSO for "avgrenset nettområdet" DSO har it- og kommunikasjonsløsninger som raskt kan anvendes ifbm pilot DSO(er) er interessert og har kapasitet til å delta i en pilot DSO villig til å ta et bransjeansvar mhp uttesting av løsninger og rapportering

93 Flaskehalspilot hva skal testes: Sikring av kapasitet Prekvalifisering Produksjonsplanlegging Aktivering Avregning Statnett Balansetjenestetilbyder IKT/systemkrav og produktkrav Nye kontaktpunkt? Prekvalifisering Dele produksjonsplan? DSO Stasjonsgrupper/ flaskehalser Bilaterale avtaler på kapasitet? Ny rolle ved aktivering Kostnader for DSOflaskehalser

94 Videre bransjeinvolvering (re)etablere DSO/TSO-forum Sentral oppgave: piloter i regionalnett, Utvikling av DSO-rollen Internasjonale prosesser med DSOrelevans (vinterpakken)

95 Vi er i gang! Ta kontakt for diskusjon om aktuelle piloter i regionalnettet Statnett inviterer til DSO/TSO-møte i september Valg av regionalnettspiloter og aktører skjer tidlig høst

96 Nordic Balancing Concept Systemoperatørforum Henie Onstad, 5. juni 2018 Eivind Lindeberg

97 Nordic Balancing Concept HVORFOR det ikke Dagens balansering, og hvorfor fungerer for fremtiden HVORDAN som HVA HVEM aktørene MACE - Balanse per område byggestein i balanseringen Ny balansering, nye markeder Hvordan påvirker det

98 Balanseringen i dag 50Hz ~0 Systemet styres etter frekvensen Statnett og Svk ansvarlig Operatøren styrer Manuell aktivering av reserver Manuell håndtering av flaskehalser Implisitt netting av ubalanser TSO-TSO-oppgjør basert på flyt

99 Store endringer fremover MARI PICASSO Europeiske balanseplattformer Nettverkskoder 15 min tidsoppløsning NorNed Kontek Estlink Skagerrak Kontiskan SwePol Baltic NSL NordLink NorthConnect?

100 MACE

101 ACE Area Control Error Momentan ubalanse i et område Målt fly - planlagt flyt - aktivert FCR Regulerer for å holde ACE=0 Reguleringer innad i området; eller Netting og reguleringer i andre områder Nytt balanseringskonsept: ACE per budområde FCR: -42 MW ΔP

102 MACE "Modernized ACE Control" Effektiv nordisk balansering med ACE i bunn Reguleringsbehov per område Sentral optimering finner mest effektiv regulering Resultatet (for mfrr) omtrent som i dag Ingen flaskehals -> felles pris billigste bud MACE

103 Tydelig arbeidsdeling mellom afrr og mfrr Proaktiv mfrr mfrr brukes til forhåndsbestemt regulering basert på ubalanseprognoser 0 Kraftsystemet afr R ACE Reaktiv afrr Resterende ubalanser håndteres av afrr Krever mer afrr i alle timer

104 mfrr Proaktiv regulering hvert kvarter Scheduled mfrr europeisk standardprodukt Behov for regulering per budområde Automatiserte prosesser: Ubalanseprognose bestilling budutvelgelse aktivering Lite manuelt arbeid for operatøren Optimering Sentral logikk finner den optimale reguleringen gitt behov, bud og tilgjengelig nettkapasitet Netting av motsatt rettede behov Nordisk Europeisk Øvrige produkter Systemreguleringer Direkteaktivert mfrr 5 min specific product Kvartersskift MA CE

105 afrr Aktiveringsmarked Aktivering i prisrekkefølge. Frivillige bud afrr behov per budområde kontinuerlig og automatisk Sentral optimering Optimale reguleringen basert på behov, bud og flaskehalser Kontinuerlig - hvert fjerde sekund Inkluderer ubalansenetting Nordisk Europeisk 0 Kraftsystemet ACE afrr

106 Kapasitetsmarkeder Nordiske markeder for reservekapasitet afrr mfrr Mål: marginalpris per område Lik pris uten flaskehalser Reservasjon av nettkapasitet ved utveksling Når samfunnsøkonomisk effektivt Behov justeres for å sikre tilgang Som RKOM i dag Daglig, D-2

107 Stegvis innføring Aktivering mfrr afrr MARI PICASSO Kapasitet afrr mfrr

108 Utfordringer Ambisiøs tidsplan Parallelle prosjekter NordLink/NSL Higher Time Resolution Flytbasert markedskobling Ny IT-løsning for driftssentralene Nettutbygging Flaskehalshåndtering Automatiske systemer må erstatte løpende manuelle vurderinger IT-utvikling Stort omfang. Nordisk.

109 Hvordan påvirkes aktørene? Større markeder Nordiske kapasitetsmarkeder Europeiske aktiveringsmarkeder afrr aktiveringsmarked afrr i alle timer All ubalanse blir regulert i et marked med marginalpris Budområder i alle markeder Tydeligere signal om hvor ubalanse, aktivering og kapasitet er mest verdifullt Ubalansepris mfrr-pris Ubalanseprisen vil bli påvirket av både afrr- og mfrr-pris Fleksibel dimensjonering av reserver Justeres etter behov Flere produkter afrr, Scheduled mfrr, Direct Activated, spesifikt produkt Automatiseringsbehov? 15 min, flere produkter, flere markeder. Håndterbart med dagens prosesser?

110 Involvering Referansegruppe for balansering og finere tidsoppløsning Høringer ftsystemet/horinger-ogkonsultasjoner/ Høringsmøter

111 Takk for meg! Lesestoff Nordic balancing concept (Juni 2017) Balancing%20Concept.pdf Høringsforslag om ny nordisk blokkstruktur (Mars 2018) %20area.pdf Plan for økt afrr i Norden (Mars 2018) utomatic%20frequency%20restoration%20reserve%20(afrr).pdf

112 Fremtidens markedsløsninger Kristin L. Munthe, Direktør markeds- og systemdriftsutvikling Henie Onstad, 5. juni 2018

113 Agenda Markedsutviklingen så langt Utviklingen vi står overfor nå Ser det så roligere ut igjen?

114 Agenda Markedsutviklingen så langt Utviklingen vi står overfor nå Ser det så roligere ut igjen?

115

116

117 Kraftmarked Markedsklarering klokken 12 for leveranse neste dag Supplert med Elbas som "justermarked"/intradagmarked Timesbud Supplert med fleksible timesbud og blokkbud Budområder som følger "strukturelle flaskehalser" Implisitt auksjon for allokering av kapasiteten mellom dem Finansielt marked som refererer nordisk systempris Supplert med CfD-kontrakter

118 NWE Day-Ahead Price Coupling Drift og rutiner o Start for handelsdag

119 Elbas XBID XBID settes i drift 12. juni med første levering 13. juni "GO"/"NO GO" besluttes i morgen Driftsavtale signert mellom 15 kraftbørser og 31 TSOer Aktører i Norge kan handle med aktører i et større geografisk område Elbas XBID 12. juni 2018 XBID 2019

120 Agenda Markedsutviklingen så langt Eksportert nordiske løsninger Utviklingen vi står overfor nå Ser det så roligere ut igjen?

121 Designet eksporteres til nye markeder - I Picasso Mari 30 s 3 min 15 min

122 Designet eksporteres til nye markeder - II Enighet om nordiske reservemarkeder for afrr og mfrr Reservasjon av overføringskapasitet når det er samfunnsøkonomisk lønnsomt

123 Designet endres fundamentalt 15 minutters tidsoppløsning Endring i "alle" IKT-løsningene i bransjen Flytbasert markedskobling Digitalisering av kapasitetsfastsettelsen Transparens

124 Agenda Markedsutviklingen så langt Eksportert markedsløsningene Utviklingen vi står overfor nå Betydelige endringer i markedsløsningene Ser det så roligere ut igjen?

125 Hvordan få betalt for kapasitet? Markedsakademikere har alltid svart: Forbruksfleksibilitet Ørlite markedsmakt Endring i prisforhold mellom brenslene Ikke godt nok for de som sitter med ansvaret: Kapasitetsmekanismer! Vinterpakken Det må være aktørene som deltar i markedet Vi må innføre et helt nytt marked i Norge?

126 Hva skjer når stadig større volumer omsettes i intradag? Mulige konsekvenser: Muligheter for samfunnsøkonomisk ineffektivitet? Omfordeling fra flaskehalsinntekt til aktørinntekt Referansepris for de finansielle markedene? Sannsynlig med flere auksjoner Innført av EPEX spot i Tyskland Som følge av europeisk regelverk for å pris overføringskapasitet

127 Hvordan skal vi greie å utnytte fleksibiliteten optimalt? Nye kjøpergrupper av norsk fleksibilitet Europeiske TSOer DSOer Med stadig større andel fleksibilitet på lavere nettnivå og stadig flere flaskehalser i "alle" europeiske land Hvilken markedsløsning kan sikre at fleksibiliteten kan utnyttes der den er mest verdt?

128 Politisk aksept CACM vedtatt høsten 2015 Detaljert regelverk for kapasitetsallokering og flaskehalshåndtering Stort TSO-arbeid for å etablere felles nettmodell og implementere nye metoder Vinterpakken 2018 Kapasiteten skal være minst 75 % av termisk kapasitet

129 Agenda Markedsutviklingen så langt Eksportert markedsløsningene Utviklingen vi står overfor nå Betydelige endringer i markedsløsningene Ser det så roligere ut igjen? Det kan vi ikke love

130 Takk for oppmerksomheten

131 Europeisk regelverk implementeres -konsekvens for aktørene Systemoperatørforum 2018 Hennie Onstad Senteret,

132 Nye EU regler endringer i Norge Eldirektiv 3 (2009) - Felles regler for EUs indre elmarked Forordning 714/ Nett tilgang og grensekryssende handel Framework Guidelines on electricity grid connection Network Codes (forordninger / forskrifter) 8 forordninger totalt 3 markedskoder (CACM, FCA, EB) 3 tilknytningskoder (RfG, DCC, HVDC) 2 systemdriftskoder (SO, ER) På det tidspunkt kodene tas inn i norsk lovgivning vil de gå foran gjeldende norske forskrifter Pålegger detaljerte krav, ansvar og plikter til systemoperatører, nettselskaper, "nye" produsenter og "nye" uttakskunder (industrikunder og nettselskaper)

133 EU forordninger erstatter ikke nasjonal regulering Omfanget av tilknytningsforordningene inkluderer tekniske funksjonskrav med grenseoverskridende innvirkning og hensyn, som berører markedsintegrasjon Erstatter således ikke nødvendig nasjonal regulering av funksjonalitet, som ikke har grensekryssende innvirkning Statnett legger til grunn at funksjonalitet som ikke ivaretas gjennom forordningene ivaretas gjennom nasjonal regulering

134 Viktige sammenhenger mellom forordningene Utforming av standardprodukter opp mot krav Felles nettmodell (CGM) Datautveksling Tilknytning RfG DCC HVDC Marked CACM EB FCA Frekvensreguleringsegenskaper Spenningskontroll og styring av reaktiv effekt Fault-Ride-Through Informasjonsutveksling Godkjenning av anlegg Kravetterlevelse Drift SO ER Dimensjonering av reserver og systemtjenester Utforming og bruk av avbøtende tiltak Etablering av regionale sikkerhetskoordinatorer (RSCer) Systemforsvarsplan Gjennoppbyggingsplan

135 Myndighetsbehandling i Norge Hovedfokus på tilpasningstekster for CACM, FCA og SOGL Avhengig av EØS-komitevedtak (høsten 2018) Tilsvarende løp for EB så snart CACM, FCA og SOGL er klare Implementering av tilknytningsforordningene ligger noe mer fram i tid Tilknytningsforordningene er bindende i sin helhet og skal etter EØS-avtalen gjennomføres ordrett som forskrifter (Gjennomføringsforskrifter) Vil trolig medføre noen endringer i dagens forskrifter Gjennomføringsforskriftene vil følge i etterkant av EØS-komitevedtak Behandlingsprosessen for ER-forordningen er ikke endelig besluttet Gjenstår en vurdering av EØS-relevans Alle endringer vil bli sendt på offentlig høring på vanlig måte Det vil sannsynligvis være OED som står for høringene av gjennomføringsforskriftene

136 Ulike aktører ulike konsekvenser Produsent 1. Informasjonsutveksling og online overvåking/måling 2. Flere plattformer, standardprodukter, integrasjon av markeder og flere børser 3. Flytbasert markedskobling 4. Pre- og rekvalifisering for deltakelse i ulike markeder 5. Reservasjon av kapasitet for reserver 6. Markedssuspensjon 7. Nye krav for tilknytning av nye anlegg 8. Strengere oppfølging av kravetterlevelse Netteier 1. Informasjonsutveksling og online overvåking/måling 2. Endringer i ansvars-, rolleforhold og oppgaver 3. Oppfølging av tilknytninger og kravetterlevelse 4. Koordinerings og dialogoppgaver 5. Bidrag i nødsituasjoner Forbruker 1. Informasjonsutveksling og online overvåking/måling 2. Flere plattformer, standardprodukter, integrasjon av markeder og flere børser 3. Pre- og rekvalifisering for deltakelse i ulike markeder 4. Definisjon av "High Priority Grid User/Significant Grid User 5. Regulering av forbrukerfleksibilitet 6. Markedssuspensjon 7. Lastutkobling i nødsituasjoner TSO 1. Informasjonsutveksling og online overvåking/måling 2. Utvikling av metoder og konsultasjon av løsninger 3. Fastsettelse av funksjonskrav, veiledning og koordineringsoppgaver 4. Etablering av RSC (og CCR) 5. Felles data- og nettmodell, implementere flytbasert markedskobling 6. Monitorering av budområdeinndeling 7. Felles metoder for driftssikkerhet 8. Systemforsvars- og gjennombyggingsplan 9. Omfattende rapporteringskrav til NRA/ACER

137 Arbeid med nettforordningene Alle 8 nettforordningene er godkjent av EU Fortsatt mange metoder som skal enes om og videre implementeres Bransjen sin beste mulighet til å påvirke er gjennom konsultasjoner Nyttige linker til konsultasjon: For enkelte metoder inviterer Statnett til konsultasjonsmøter 2. november 2016

138 Kommende konsultasjoner 2. november 2016

139 SYSTEMANSVARLIGS ARBEID MED TILKNYTNINGSFORORDNINGENE

140 Statnetts leveranse til NVE 2017 Innspill på tilknytningsforordningene Basert på diskusjoner og innspill fra referansegrupper Fortolket regelverket og sammenliknet med dagens norske regelverk Systematisk gjennomgått rettigheter og plikter Vurdert krav og beslutningsprosesser og gitt begrunnet forslag til norsk praksis Beskrevet ulike synspunkter og innspill fra referansegruppenes deltakere

141 Grunnfunksjonaliteten ligger i eksisterende produksjonsapparat Avgjørende å sikre nødvendig funksjonalitet i eksisterende anlegg over tid Krav om vedlikehold og modernisering av anlegg allerede regulert i eksisterende lovgivning Må sikres også i fremtiden

142 EU forordningene baseres på avtaleregulering Avtaleregulering Mellom netteier og tilknyttede produsenter Netteier skal informere og veilede aktør, fastsette funksjonskrav, godkjenne tilknytningen, sikre kravetterlevelse og foreslå eventuelle unntak Hvordan sikre en koordinert og harmonisert implementering og likebehandling av aktører på tvers av nettnivåer og nettselskaper? Hvordan sikre at vertikalintegrerte selskaper opptrer nøytralt og ikke-diskriminerende? Overfor eksterne produsentkunder/konkurrenter Overfor øvrige nettselskaper de "konkurrerer" med?

143 Behov for overordnet koordinering Systemansvarlig bør delegeres ansvaret for å fastsette funksjonskrav, prosesser og metoder for oppfølging av forordningenes ulike krav ( 7.9) Systemansvarlig bør delegeres ansvaret for å utarbeide en veiledning for konkrete funksjonskrav, prosesser og metoder Utarbeides i nær dialog mellom systemansvarlig, aktuelle systemoperatører, eiere/konsesjonærer for anlegg, bransje- og standardiseringsorganisasjoner Reguleringsmyndighetens godkjennelse av krav med generell gyldighet, baseres på et samlet forslag fra systemansvarlig

144 NVEs tilbakemelding på Statnetts leveranse Brev fra NVE datert Anmoder systemansvarlig om å revidere FIKS Innenfor rammene av dagens fos 14 Legge til rette for innlemmelse i "Retningslinjer" for systemansvaret Tilrettelegge for veiledning av EUs tilknytningsregler NVE mener systemansvarlig bør tillegges ansvaret for å utarbeide detaljene for hvordan systemansvaret skal utføres

145 Systemansvarliges videre arbeid Videre oppfølging av tilknytningsforordningene Sees i sammenheng med revisjon av fos 14 og FIKS NVE skal revidere flere paragrafer i fos frem til høsten 2018, herunder fos 14 Utarbeide forslag til nasjonal veileder for funksjonskrav Systemansvarliges veiledning skal trolig godkjennes som del av retningslinjer til fos av NVE

146 Organisering Drifts- og Markedsdivisjonen "Systemfunksjonalitet" "Nasjonal veileder for funksjonskrav i kraftsystemet" Ansvar og roller / Nettanlegg / Produksjonsanlegg Intern arbeidsgruppe Ekstern Referansegruppe Driftsavdelinger TSO/DSO, Anleggsdata, systemtjenester Vern, feilstatistikk, målinger og meldinger Analyser og standardisering Ekstern Ressursgruppe (?) Leverandører Universitet/FoU Konsulenter Energi Norge Distrikts Energi DSB Norwea Småkraftforeninga NEK, REN Norsk Industri Norsk Olje og gass

147 Ekstern deltakelse i arbeidet Invitasjon om deltakelse i referansegruppe er sendt til relevante organisasjoner og selskaper Ekstern referansegruppe etablert Oppstartsmøte Systemansvarlig forventer aktiv deltakelse i og mellom referansegruppemøter

148 Innmeldte deltakere Navn Selskap Finn Holmvik Agder Energi Geir Kaasa Skagerak Nett Asgeir Mjelve Hafslund Nett Geir Aalvik Statkraft Energi AS Øistein Schmidt Galaaen Norwea Svein Halveg Småkraftforeninga Espen Masvik DSB Kjetil Solberg DSB Lars Ihler NEK Magnus Johansson REN

149 Fremdriftsplan for arbeidet Intern oppstart i Statnett (april 2018) Avleveringstidspunkt (oktober 2019) Starte med nettanlegg frem til årsskiftet 2018/19 Produksjonsanlegg startes opp primo september 2018 og går frem til våren 2019 Arbeidet sees i sammenheng med Statnetts arbeid med TSO/DSO, Retningslinjer for fos Implementering av ny modul i Fosweb (fos 14-behandling) EUs forordninger om tilknytning Standardisering av stasjonsløsninger Arbeidet sees i sammenheng med eventuelle endringer for fos 14 i NVEs revisjon av fos 2018

150 Informasjon om og innspill til arbeidet For innspill til revisjon av FIKS benytt:

151 Takk for oppmerksomheten