Systemdrifts- og markedsutviklingsplan Utvidet sammendrag

Transkript

1 Systemdrifts- og markedsutviklingsplan Utvidet sammendrag

2 2

3 Forord Kraftsystemet er en viktig infrastruktur i vårt moderne samfunn. Avhengigheten av elektriske og digitale tjenester øker, og tilstrekkelig og sikker kraftforsyning er en forutsetning for et velfungerende samfunn. Gjennom rollen som systemansvarlig har Statnett et helhetlig ansvar for rasjonell utvikling og drift av kraftsystemet. Vi skal sørge for sikker tilgang på strøm i hele landet og for en effektiv utnyttelse av kraftsystemet. Utviklingen mot et mer klimavennlig og tettere integrert kraftsystem har stor betydning for driften av kraftsystemet. Vi får et mer integrert og komplekst kraftsystem, og vi må tilpasse både systemdrifts- og markedsløsningene for å utnytte mulighetene og ivareta sikker og effektiv drift. Statnett har lagt en ambisiøs og offensiv systemdrifts- og markedsutviklingsplan (SMUP) for SMUP beskriver utviklingstrekk som påvirker driften av kraftsystemet, konsekvensene for driften av kraftsystemet, og en helhetlig plan for videreutvikling av markedsdesign og virkemidler i systemdriften. Gjennom målrettet arbeid og prioriterte tiltak vil vi sørge for god kontroll i et mer komplekst kraftsystem og legge til rette for bedre ressursutnyttelse og økt verdiskaping. Utvikling og implementering av nye løsninger skjer i stor grad i et nordisk samarbeid. SMUP er likevel ikke en omforent nordisk plan. For koordinerte planer på nordisk nivå vises spesielt til rapporten "Challenges and Opportunities for the Nordic Power System" publisert i 2016, som vil følges opp med "Nordic Solutions Report". Det er behov for et felles løft for å møte de omfattende endringene de nærmeste årene, og vi ser det som viktig med god og tidlig involvering av bransjen i utviklingen av nye løsninger. Vilje til å inngå kompromisser blant både norske og nordiske aktører er også avgjørende. Både SMUP og nettutviklingsplanen (NUP) er viktige ledd i dialogen med bransjen. Nye løsninger vil påvirke bransjen, og Statnett ønsker å legge til rette for at informasjon som påvirker beslutninger og utvikling for aktørene gis så tidlig som mulig, og med nødvendig grad av detaljering. Samtidig er det utfordrende å gi en presis og bindende plan, på grunn av stor usikkerhet. Store endringer krever ny og økt kompetanse om det nye kraftsystemet. Det pågår omfattende norsk og nordisk kompetanseoppbygging. Kompleksiteten øker og det er mange sammenhenger som må belyses. Det vil derfor ta tid å få alle de gode løsningene på plass. Oslo Øivind Kristian Rue Konserndirektør Drift og Marked Utviklingen og implementeringen av nye løsninger er avhengig av god kommunikasjon og et tett og godt samarbeid i kraftbransjen. 3

4 4

5 Omfattende endringer krever et felles løft i samarbeid med bransjen Det europeiske kraftsystemet gjennomgår omfattende endringer med store utskiftinger i produksjonsparken og økt overføringskapasitet. Endringene gir muligheter for økt verdiskaping for Norge, ikke minst i form av økt verdi fra salg av vannkraftens fleksibilitet. Samtidig skal vi opprettholde god forsyningssikkerhet i et kraftsystem med mer dynamikk, større og raskere variasjoner og mindre marginer, samt endringer på lavere nettnivå som følge av mye ny kraftproduksjon og en forventning om mer aktive forbrukere. Vi må, i samarbeid med andre, utvikle både systemdriftsog markedsløsningene. Vi har derfor utarbeidet en omfattende og ambisiøs tiltaksplan for Sentrale utviklingsområder er: Sikre sentrale egenskaper og funksjonalitet i anlegg knyttet til kraftsystemet, Videreutvikle energimarkeds- og handelsløsninger, Videreutvikle system- og balansetjenester, Forbedre støttesystemer og øke graden av automatisering. Sentralt i dette er også å utvikle en mer automatisert systemdrift, noe vi vil gjennomføre som en trinnvis prosess. Frem mot 2020 fokuserer vi på å utvikle bedre beslutningsstøtte og automatiserte løsninger for balansering og flaskehalshåndtering, inklusive å forbedre grunnlagsdata. Etter hvert kan mer intelligente og automatiske løsninger også bidra til økt effektivitet og sikrere drift innenfor flere prosesser i systemdriften, som spenningsregulering, driftsstanskoordinering og kapasitetsfastsettelse. Tiltaksplanen vil medføre endringer som også vil berøre resten av bransjen. Eksempler på områder hvor det er viktig at aktørene vil bidra med arbeidsinnsats, endring av rutiner eller IKT-systemer er: Bidra til å komplettere kraftsystemdata, Tilpasse seg til endrede funksjonskrav og nye spesifikasjoner for systemtjenester, samt prekvalifisering for deltakelse i markedene, Forberede seg for finere tidsoppløsning i energi- og balansemarkedene, Forberede seg for oftere innkjøp av reserver (balansekapasitet) nærmere driftsdøgnet, Forberede seg for nye løsninger for å sikre stabiliteten i kraftsystemet, Legge til rette for verifisering av leveranser og respons, og bidra med informasjon for god driftssikkerhet og økt transparens, Bidra til økt automatisering av sentrale prosesser, i første omgang i balanseringen, Implementere nye kommunikasjonsløsninger. Gjennomføring av tiltaksplanen forutsetter på de fleste områdene en betydelig innsats, og et tett og godt samarbeid mellom Statnett, Svenska Kraftnãt, de øvrige nordiske TSOene og de andre aktørene i kraftbransjen. For å komme frem til og implementere løsninger som er samfunnsøkonomisk rasjonelle, samt å implementere og etterleve det europeiske regelverket i løpet av relativt kort tid, er koordinering og samarbeid avgjørende. TSOer, regulatorer og øvrige aktører i bransjen må gjøre en betydelig innsats. Vi legger opp til transparens og mer formaliserte prosesser med involvering av berørte aktører gjennom konsultasjoner ved nye løsninger og endringer av praksis i systemdriften. Mange av tiltakene er viktige å ha på plass før nye mellomlandsforbindelser settes i kommersiell drift i 2020 og 2021, da økt utvekslingskapasitet vil utfordre systemdriften ytterligere. Statnett vil uansett ivareta sitt nasjonale ansvar for forsyningssikkerheten. Selv om noen av tiltakene ikke blir realisert som planlagt eller får mindre effekt enn ventet, vil konsekvensen ikke bli redusert driftssikkerhet, men at det må tas i bruk midlertidige løsninger som vil være mindre effektive og redusere verdien av forbindelsene. I denne kortere og mer overordnete versjonen av SMUP presenterer vi de viktigste driverne for endring, de viktigste muligheter og utfordringer det gir, samt de viktigste tiltakene. For mer informasjon vises til den mer omfattende hovedrapporten for SMUP

6 Statnetts rolle som systemansvarlig Statnett har ansvaret for å ivareta forsyningssikkerheten gjennom sikker og effektiv drift av kraftsystemet og nødvendig utvikling av transmisjonsnettet. Vi skal sørge for sikker tilgang på strøm i hele landet og legge til rette for verdiskaping og gode klimaløsninger. Som systemansvarlig har Statnett det overordnede ansvaret for å koordinere planer for og operativ drift av kraftsystemet. Viktige oppgaver er blant annet å sørge for at kraftsystemet til enhver tid er i balanse, og at kraftsystemet har nødvendige systembærende egenskaper. Vi samarbeider med relevante aktører for å sikre en samfunnsmessig rasjonell utøvelse av systemansvaret. Velfungerende energimarkeder er sentralt for utøvelsen av systemansvaret, og vi utvikler markedsløsninger som bidrar til en effektiv utvikling og utnyttelse av kraftsystemet. Et markedsdesign som i stor grad gjenspeiler fysikken i kraftsystemet er viktig for rasjonell utnyttelse og utvikling av kraftsystemet. Systemansvarlig skal opptre nøytralt og ikke-diskriminerende, og i størst mulig grad bruke virkemidler som er basert på markedsmessige prinsipper. Systemansvaret er regulert gjennom forskrift om systemansvaret i kraftsystemet (fos). NVE gjennomfører nå endringer av fos, hvor hovedformålet fra NVE sin side er å sørge for et regelverk som ivaretar nødvendig forutsigbarhet og transparens, samt sikrer aktørinvolvering ved endringer. Revisjonen skal også legge til rette for fremtidige EØS-rettslige forpliktelser. Endringene gjøres i to runder, med planlagt ikrafttredelse og isering preger utviklingen av kraftsystemet Europeisk politikk legger føringer for utviklingen av energimarkedene EUs indre marked vil fremme nasjonsnøytral konkurranse til fordel for hele det europeiske økonomiske samarbeidsområdet (EØSområdet). Målene er europeiske og midlene EU-regulatoriske. Felles, harmoniserte regler har vært en nøkkel i denne utviklingen mot et effektivt indre marked. Dette gjelder også på energifeltet. Siden 2009, med innføring av Lisboa-traktaten, har EU hatt myndighet til å vedta regelverk for energisektoren for å sikre energimarkedets funksjon, sørge for energiforsyningssikkerheten i EU, fremme energieffektivitet og energisparing, samt utvikle fornybare energikilder og bygge ut infrastruktur. Utviklingstrekkene er utvidet bruk av fororninger med direkte virkning i medlemslandene for å oppnå europeiske målsetninger. EU har i perioden vedtatt nye forordninger for kraftmarkedene, systemdriften og tilknytning til kraftsystemet. Forordningene er omfattende og berører alle aktører i kraftsystemet. Regelverket fordrer blant annet økt koordinering og samhandling mellom TSOer, tilrette-legging for økt konkurranse og krafthandel og tilrettelegging for økt deltakelse av forbrukere og produsenter av fornybar energi i energimarkedene. 1 Agency for the Cooperation of Energy Regulators Regelverk suppleres av en rekke initiativer fra EU-systemet om samarbeid og strukturer på overnasjonalt nivå. Eksempler på dette er opprettelse av EU-byråer på en rekke områder med beslutningsmyndighet, bl.a. ACER 1, og påtrykket om etablering av Regional Security Coordinators. Kommisjonens siste forslag til ny lovgivning for markedsdesign for energimarkedene er "Clean Energy Package for all Europeans" fra Her fremkommer det at kommisjonen ser behov for sentraliserte/internasjonale løsninger, og at man søker å utvikle og gjennomføre en europeisk energipolitikk gjennom utvidet kompetanse til sentrale enheter. Dette innebærer endret rollefordeling fra nasjonalstat til internasjonal/europeisk struktur, og for Norge sin del reiser det spørsmålet om EØS-relevansen av regelverket. Fremtidens kraftmarked kjennetegnes av økt overføringskapasitet mellom områder, felles markedsløsninger, mer detaljert regelverk og effektiv samhandling. 6

7 Sørge for god forsyningssikkerhet, legge til rette for et effektivt kraftmarked og utvikle virkemidler i systemdriften Statnetts rolle som systemansvarlig Sette krav til funksjonalitet Koordinere driftsstanser Fastsette overføringskapasitet Balansering og spenningsregulering Analyser og oppfølging av driftsforstyrrelser Oversikt og kontroll, oppfølging og rapportering Figur 1 Illustrasjon av systemansvarliges oppgaver i systemdriften. 7

8 Marked Network Code/Guideline Capacity Allocation and Congestion Management (CACM) Forward Capacity Allocation (FCA) Electricity Balancing (EB) Innhold Regler for elspot- og intradagmarked, kapasitetsberegning og kraftbørser Regler for handel med langsiktige transmisjonsrettigheter Regler for balansemarkedene Systemdrift System Operation (SO) Regler for å opprettholde sikker drift av kraftsystemet Emergency and restoration (ER) Regler for drift når systemet er i nøddrift eller under gjenoppbygging Tilknytning Requirements for generators (RfG) Regler for produksjonsanlegg som skal tilknyttes kraftsystemet Demand connection code (DCC) High Voltage Direct Current Connections (HVDC) Regler for forbruk og nettanlegg som skal tilknyttes kraftsystemet Regler for HVDC-forbindelser, samt DC-tilknyttede produksjonsenheter og parker av slike enheter Tabell 1 Oversikt Network Codes og Guidelines. For mer informasjon se Gode internasjonale løsninger krever betydelig innsats Det norske og nordiske kraftmarkedet er en integrert del av det felles europeiske kraftmarkedet. Utviklingen av et felles europeisk regelverk og felles europeiske drifts- og markedsløsninger legger derfor føringer for utviklingen i Norge og Norden generelt og for rammevilkårene for Statnetts utøvelse av systemansvaret spesielt. Det norske kraftsystemet er annerledes enn det kontinentale, med høyt utnyttet nett og produksjon basert nesten utelukkende på fornybare energikilder og høyt tilbud av fleksibilitet. Statnett er derfor aktive i det europeiske arbeidet for å bidra til at regelverket ivaretar norsk forsyningssikkerhet samt verdien av fleksible ressurser som den nordiske vannkraften. I utviklingen av det europeiske regelverket er det viktig å balansere behovet for felles regler mot nordiske og nasjonale hensyn. For Norge anser vi det nordiske synkronområdet som det naturlige utgangspunktet for ytterligere internasjonalt samarbeid. Det pågår et omfattende arbeid for å tilpasse løsninger og krav til nye europeisk retningslinjer og regelverk, både internt i Norge og i felles nordiske arbeider. Nye nordiske fellesfunksjoner er under etablering, med et nordisk kontor for driftssikkerhets- og kapasitetsberegninger. Et nordisk selskap for balanseavregning (esett), som avregner kunder i Finland, Sverige og Norge, er etablert. Norge og Sverige har et felles ansvar for balanseringen i Norden. For å møte fremtidens utfordringer for det nordiske kraftsystemet, samtidig som man best mulig utnytter den europeiske markedsutviklingen, har Statnett og Svenska kraftnät tatt de første skrittene mot å innføre en ny nordisk balanseringsmodell. Dette innebærer et ytterligere styrket samarbeid mellom de to selskapene om utviklingen av nødvendige markedsløsninger og andre virkemidler. Europa får endret produksjonsmiks og Norden blir tettere fysisk knyttet til Europa De europeiske landene er ambisiøse i sine målsetninger om redusert utslipp av klimagasser. Det europeiske kraftsystemet er derfor inne i en langvarig og omfattende omstillingsprosess mot et kraftsystem basert på fornybare energikilder og nye teknologier. Produksjonssammensetningen vil endres betydelig også i Norden. Regjeringen i Norge la i 2015 frem en stortingsmelding som sier at Norge ønsker å bli en del av EUs klimaarbeid og regelverk, og at Norge skal bidra til utslippskutt på lik linje med EU landene. Vi forventer at omfanget av vindkraft i Norden øker betydelig. For kjernekraft forventes det en moderat reduksjon samlet sett. I Sverige fases en del kjernekraft ut, mens det bygges nytt i Finland. Vi antar at det i 2025 er få kraftverk igjen i Norden som bruker kull som energikilde. Mange blir stengt og noen konvertert til å bruke biobrensel. MW Installert effekt Vannkraft Vindkraft Solkraft Kjernekraft Termisk Figur 2 Estimert installert effekt (MW) per produksjonskilde i Norden i 2020 og

9 Kapasitet etter 2021 ca MW Kapasitet ved starten av 2014 ca MW Figur 3 Økt mellomlandskapasitet fra det nordiske synkronområdet fra 1965 og med nye forbindelser som er besluttet og forventet i drift de nærmeste fem årene. Forbindelse År Kapasitet Alle før MW Storebælt MW Estlink MW SK MW NordBalt MW NordLink MW North Sea Link MW Tabell 2 Oversikt over mellomlandsforbindelser fra det nordiske synkronområdet bygget siden 2009 og besluttede nye mellomlandsforbindelser som er forventet i drift de nærmeste fem årene. Utvekslingskapasiteten mellom Norden og resten av Europa var på ca MW ved utgangen av 2016 (unntatt Finland-Russland). Når både NordLink og North Sea Link er satt i drift i 2021, vil kapasiteten øke til ca MW. I tillegg er ytterligere forbindelser planlagt etter dette. Tettere fysisk kopling mellom Norden og resten av Europa er et viktig bidrag for å balansere kraftproduksjon og forbruk, og øke verdiskapingen. En tettere fysisk og markedsmessig kobling til Europa gir også rimeligere sikring mot tørrår og lavere priser i perioder med knapphet på produksjonsressurser i Norge. Forsyningssikkerheten i det norske kraftsystemet er god Leveringspåliteligheten i det norske kraftsystemet har vist en positiv utvikling og er høy, selv om den i enkelte perioder har vært redusert som følge av ekstremvær. Leveringspåliteligheten har vært over 99,96 prosent i alle år siden Det er ikke samfunnsøkonomisk rasjonelt med en leveringspålitelighet på 100 prosent. Vi forventer at økt utvekslingskapasitet og mer fornybar og uforutsigbar kraftproduksjon i Norden og resten av Europa vil medføre større og hyppigere endringer i kraftproduksjon og kraftflyt enn i dag. Konsekvensene er størst i Sør-Norge, men forplanter seg også i økt grad videre inn i andre vannkraftområder i det nordiske kraftsystemet. Dette øker utfordringene med å drifte kraftsystemet. 100 % 99,99 % 99,98 % 99,97 % 99,96 % 99,95 % 99,94 % Varslede avbrudd Ikke-varslede avbud Totalt Figur 4 Utvikling i leveringspålitelighet fra 1996 til Leveringspåliteligheten er beregnet som (LE-ILE)/LE, der LE er levert energi og ILE er ikke levert energi. Kilde: NVE 9

10 Omfattende ombygging til et sterkere transmisjonsnett krever effektive utkoblinger Sikker og effektiv drift fremover forutsetter et robust transmisjonsnett som tåler høyere belastninger og andre flytmønstre enn i dag. Statnett er godt i gang med å bygge neste generasjon transmisjonsnett, som vil gi sikrere forsyning i utsatte områder, og legge til rette for nye mellomlandsforbindelser og ny fornybar kraftproduksjon. Investeringsnivået vil være høyt i flere år fremover. For nærmere informasjon om Statnetts nettforsterkninger, vises det til vår Nettutviklingsplan (NUP). Et forsterket transmisjonsnett vil gi sikrere forsyning i utsatte områder Nettet driftes som hovedregel ut fra N-1-kriteriet, som innebærer at selv om den sterkeste komponenten faller ut skal det være mulig å opprettholde forsyningen. Det er ikke samfunnsøkonomisk rasjonelt å opprettholde N-1 kriteriet til enhver tid, og vi legger derfor også andre kriterier til grunn i den operative driften. I henhold til Statnetts driftspolicy kan det ved intakt nett tillates driftssituasjoner som kan gi utfall på maksimalt 200 MW forbruk med en maksimal varighet på 1 time. I perioder med planlagte driftsstanser tillates høyere risikoeksponering med utfall av maksimalt 500 MW forbruk med en maksimal varighet på 2 timer. Med dagens overføringsnett er det flere områder hvor det i en del timer ikke er mulig å drifte nettet etter N-1. Avvik fra N-1 gjelder både når komponenter er tatt ut av drift, og i perioder med høy last og intakt nett. Konsekvensen for driftssikkerheten ved å ikke ha N-1-drift vil variere mellom områder, som følge av forskjeller når det gjelder mulighetene for å omkoble og tiden det tar for å gjenopprette feil. Spesielt utsatte områder per i dag er Lofoten/ Vesterålen, Nord-Troms/Vest-Finnmark, Bergen og Stavanger/ Sandnes. I tillegg er forsyningssikkerheten på Østlandet sårbar for langvarige feil på nettanlegg. Vi skal ha sikker drift og effektiv kapasitetsutnyttelse, også i ombyggingsperioden Omfattende nettutbygging medfører et stort behov for utkoblinger av komponenter i nettet. Dette gir utfordringer i et høyt belastet nett, og gir i perioder et høyt press på utnyttelsen av den tilgjengelige overføringskapasiteten. Arbeid under spenning (AUS) benyttes i økende grad, men en stor del av arbeidene krever at anleggsdeler ikke er spenningssatt. Driftsstanser i transmisjonsnettet kan føre til store kostnader for samfunnet, i form av økte markedskostnader som følge av redusert handelskapasitet eller redusert driftssikkerhet. Høye samfunnsøkonomiske kostnader ved å ha anlegg ute av drift reiser store krav til å gjennomføre driftsstanser effektivt. Systemansvarlig koordinerer nødvendige utkoblinger slik at sikker og effektiv drift opprettholdes, og tilstreber å tilpasse virkemiddelbruken ut fra hva som i ulike situasjoner er mest effektivt for samfunnet. I stor grad benytter vi smarte løsninger, som justering av koblingsbilder og bruk av systemvern, for å øke tilgjengelig overføringskapasitet. I perioder er det ikke mulig å gjennomføre alle utkoblinger uten redusert handelskapasitet og i noen grad også noe redusert forsyningssikkerhet. Tidlig innmelding av driftsstanser, god planlegging og koordinering er avgjørende for å begrense konsekvensene av utkoblinger. Vi erfarer at mange driftsstanser meldes inn sent og ofte endring av planer, noe som kan medføre økte kostnader for aktører og for samfunnet. Antall innmeldte driftsstanser Til gjennomføring Avlyst Avvist Figur 5 Andel innmeldte driftsstanser referert til antall anleggsdeler, i perioden , inkl. løpende innmeldte driftsstanser og driftsstanser meldt inn til årsplan for driftsstanskoordinering. Hver driftsstans kan inneholde flere anleggsdeler. 10

11 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% God planlegging begrenser de samfunnsøkonomiske kostnadene ved utkoblinger Innmelding OK Sent innmeldt Figur 6 Antall løpende innmeldte driftsstanser, fordelt på innmeldt innen frist og sent innmeldte i perioden , dvs. innmelding senere enn tre uker før driftsstans. Bedre utnyttelse av overføringskapasiteten Innføring av flytbasert markedsalgoritme Varige fysiske flaskehalser i nettet håndteres mest effektivt gjennom inndeling av budområder. I nordisk regi pågår det arbeid med å utvikle en ny løsning for å fordele tilgjengelig nettkapasitet i energimarkedet, der markedsklareringen i større grad enn i dag tar hensyn til nettets fysiske egenskaper. Flytbasert markedskobling vil gi større samsvar mellom markedsflyt og fysisk flyt, og vil gi en ytterligere effektiv utnyttelse av den fysiske nettkapasiteten. Det skal opprettes en felles europeisk nettmodell (Common Grid Model) og felles regler for kapasitetsallokering og flaskehalshåndtering mellom budområder. I første omgang etableres en felles nettmodell for Norden. Formålet med dette er både å øke driftssikkerhet og forbedre kapasitetsutnyttelse. En felles nettmodell er en forutsetning for implementering av flytbasert markedskobling. Bedre "rampingregime" for HVDC-forbindelsene Statnett arbeider for å kunne endre kraftflyten på HVDCforbindelsene gjennom hele timen, for å øke volumet som kan endres fra en time til den neste. I dag blir flyten endret bare i 20 minutter rundt timeskift og holdes konstant i de resterende 40 minuttene. Bakgrunnen er avtaler mellom de kontinentale TSOene og timesoppløsningen i energimarkedet. Med gjeldende regler vil det med økt mellomlandskapasitet ta mange timer å endre kraftflyten over HVDC-forbindelsene fra full import til full eksport. For å ivareta driftssikkerheten vil det fortsatt være nødvendig å ha begrensninger på hvor store og raske flytendringer som kan tillates. Vi ønsker fortrinnsvis å realisere økt ramping ved å innføre finere tidsoppløsning i markedene, siden dette vil legge til rette for kontinuerlig ramping uten at ubalansene øker. Tett overvåking og effektiv håndtering av overføringssnitt og spenningsforhold, særlig i Sør-Norge, er også nødvendig. Videre arbeider vi med å endre markedsalgoritmen i elspot, slik at overføringstap på alle HVDC-forbindelsene tas hensyn til. Dette vil gi en samfunnsøkonomisk mer effektiv handelsløsning. Salg av fleksibilitet og effektkapasitet Den sterke norske effektbalansen og den fleksible vannkraften er en sentral motivasjon for å bygge kabler til Norden. Vi forventer at økt utvekslingskapasitet vil gi økt innslag av europeiske effektpriser i energimarkedene, noe som i sum vil være samfunnsøkonomisk gunstig for Norge. Felles europeiske markeder for balansetjenester gir økt mulighet for å utnytte fleksibilitet på tvers av land. Statnett har estimert betydelige samfunnsøkonomiske gevinster av å allokere deler av overføringskapasiteten på NordLink og North Sea Link til utveksling av automatiske reserver. Gjennom aktivt påvirkningsarbeid og utarbeidelse av en gjennomførbar modell for deltagelse av utvekslingskapasitet i det britiske kapasitetsmarkedet, har vi lagt til rette for deltakelse for mellomlandsforbindelsen North Sea Link og en betydelig norsk verdiskaping. Det er en gjennomførbar handelsmodell som medfører at det norske samfunnet får betalt for den norske effektkapasiteten. 11

12 Det blir knapphet på effekt i noen områder Produksjonskapasiteten og importkapasiteten, sammen med fleksibilitet i forbruket, må være tilstrekkelig til å både gi energibalanse over tid og effektbalanse momentant. Vi har hatt noen få perioder i Norge der energisituasjonen i hele eller deler av landet har vært klassifisert som stram 2 eller anstrengt 3, med en stram situasjonen siste gang våren Det er spesielt ukene på våren med lavest magasinfylling som kan være utfordrende. Gjennomførte og planlagte nettforsterkninger bidrar til å redusere faren for en anstrengt energisituasjon. Effekt- og energisikkerheten er god, selv om energisituasjonen i perioder har vært stram Norsk og nordisk effektbalanse har i de siste par tiårene vært god. Det nordiske systemet har samlet sett hatt god tilgang på fleksibilitet fra vannkraftanleggene, og vintereffekten til de store forbruksområdene har vært sikret av høy tilgjengelighet på kjernekraft. Fremover ser vi at det blir en effektutfordring i deler av Norden. Selv om samlet installert effekt i Norden er større enn det høyeste forbruket, er det ikke gitt at det produseres vind- og solkraft i timene med høyest forbruk. Effektbalansen i Finland og området bestående av Sør-Sverige, Østlandet og Sjælland vil utfordres, og medfører sannsynligvis behov for ny kraftproduksjon og økt forbrukerfleksibilitet i området, og/eller økt overføringskapasitet inn til området. For øvrig i Norge forventer vi ikke utfordringer med effektmangel. Situasjonen er mer prekær i flere europeiske land, og flere har derfor innført ulike former for kapasitetsmekanismer. Det gjelder blant annet Storbritannia. Som tidligere nevnt, har vi fått gjennomslag for at North Sea Link får delta i det britiske kapasitetsmarkedet. De nordiske TSOene er enige om at vi ønsker å beholde såkalt "energy only"-markeder som suppleres med strategiske reserver der det er nødvendig. Balanseringen utfordres ytterligere, og nye løsninger er nødvendig Balansen mellom forbruk og produksjon i kraftsystemet må opprettholdes til enhver tid. Velfungerende energimarkeder er sentralt i balanseringen. At balanseansvarlige handler seg i balanse er svært viktig for å oppnå en effektiv balansering i planfasen. Variasjoner innenfor timen, prognosefeil og uforutsette hendelser gjør likevel at systemansvarlig må overvåke balansen kontinuerlig, og sørge for momentan kraftbalanse i driftsøyeblikket. For å sikre dette anskaffer systemansvarlig bl.a. ulike typer balansetjenester (reserver). Med reservene vil vi endre produksjon eller forbruk på kort varsel. Installert effekt i Norden GW Installert effekt i Norge GW max 72 max 77 min 30 min Forbruk Uregulerte kilder Småkraft, Vindkraft og Solkraft. Regulerte kilder Magasinert vannkraft, Kjernekraft og Kull-, Gass & Biokraft Figur 7 Effektbalanse i Norden og Norge i 2016 og Figuren viser våre anslag på installert kapasitet og største/minste forbruk. Reell tilgjengelig effekt vil være mindre på grunn av revisjoner, flaskehalser, feil og lignende. 2 Sannsynligheten for rasjonering vurderes til å være under 20 prosent, før virkningen av eventuelle ekstraordinære tiltak er tatt med i vurderingen. 3 Sannsynligheten for rasjonering vurderes til å være mellom 20 og 50 prosent, før virkningen av eventuelle ekstraordinære tiltak er tatt med i vurderingen. 12

13 Effekt (MW) Primærreserve, FCR Automatsik FRR Manuell FRR Figur 8 Sammenhengen mellom respons og aktiveringstid på de tre typene reserver som benyttes i dag når en ubalanse i systemet inntreffer. Den grå linjen illustrer kraftsystemets naturlige treghetsmoment (inertia) som bidrar med frekvensregulering. 30 sek 3 min 15 min Aktiveringstid Forverret frekvenskvalitet indikerer økt risiko for kraftforsyningen Frekvensen er en indikator for den momentane kraftbalansen i kraftsystemet, der endring i frekvens indikerer en ubalanse i systemet og økt sårbarhet for hendelser. Om frekvensavviket blir for stort, vil forbruk eller produksjon automatisk bli koblet ut. Det nordiske synkronområdet har felles frekvens, noe som krever et tett nordisk samarbeid om balanseringen. Frekvenskvaliteten i Norden har over tid hatt en negativ utvikling, med flere og større frekvensavvik. Frekvenskvaliteten er forverret i takt med økte ubalanser, ikke minst som følge av økt utvekslingskapasitet, men også som følge av økt innslag av uregulerbar og uforutsigbar kraftproduksjon. Innføring av sekundærreserver i 2013 har bidratt positivt. Minutter per uke utenfor det normale frekvensbåndet (49,9-50,1 Hz) Minutter per uke Bevegelig gjennomsnitt (52u) Figur 9 Frekvensavvik målt som minutter per uke utenfor normalfrekvensbåndet, for perioden

14 I kraftsystemet må det til enhver tid være balanse mellom forbruk, produksjon og utveksling 14

15 Økte strukturelle ubalanser krever endringer i markedsdesignet Dagens markedsdesign med timesoppløsning forårsaker ubalanser mellom produksjon og forbruk innenfor timen, såkalte strukturelle ubalanser. Med timesoppløsning i markedet foretar produsentene sine produksjonsendringer ved timeskift, rampingen på mellomlandsforbindelsene skjer rundt timeskift, mens endringene i forbruk skjer løpende gjennom timen. Store avvik oppstår i første rekke i timer med store endringer i produksjon, forbruk og utveksling på mellomlandsforbindelsene. Store ubalanser gir seg ofte utslag i store frekvensavvik. Hyppigheten av frekvensavvik over døgnet som andel av døgnets 1440 minutter vises i figur 10. Den betydelige økningen i utvekslingskapasitet mellom Norge og andre områder gir naturlig nok større og hyppigere endringer i kraftflyten over mellomlandsforbindelsene. Dette vil, med mindre andre avbøtende tiltak implementeres, øke de strukturelle ubalansene betydelig. Dette er illustrert figur 11. Finere tidsoppløsning i energimarkedene vil effektivt gi reduserte strukturelle ubalanser innenfor timen, spesielt i de mest utfordrende timene med store endringer i produksjon, forbruk og utveksling. Med finere tidsoppløsning i energimarkedene vil vi i planfasen redusere de strukturelle ubalansene, noe som vil redusere behovet for reparerende tiltak i driftsfasen. Det pågår et felles nordisk prosjekt som skal koordinerer arbeidet i de fire landene med å innføre finere tidsoppløsning i energiog balansemarkedene i Norden. I henhold til nytt EU-regelverk skal ubalanseavregning per kvarter være innført ved utgangen av Markedsdesign med timesoppløsning gir økte strukturelle ubalanser Vi tror ikke det er realistisk å få kvartersoppløsning i spotmarkedet de nærmeste årene. Det krever enighet mellom en lang rekke TSOer, regulatorer og kraftbørser. Derimot jobber vi for å få finere tidsoppløsning i intradagmarkedet, og for å få etablert en ekstra auksjon etter spotklareringen med kvartersoppløsning. Innføring av finere tidsoppløsning i markeder på tvers av landegrensene gir også aktørene tilgang til å handle fleksibilitet. Vi ser at særlig handel med fleksibilitet i det tyske kvartersmarkedet kan gi stor verdiskaping. Andel av minutter hvor frekvensen>50,1 eller frekvensen<49,9 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% Figur 10 Andel minutter over døgnet med frekvens utenfor normalfrekvensbåndet på 49,9-50,1 Hz. Basert på data fra 2014 til Time Dagens situasjon Fremtidig situasjon MW MW Û Û Last og utveksling Produksjonsplan Ubalanse Maks ubalanse Time 1 Time 2 Tid Time 1 Time 2 Tid Figur 11 Illustrasjon av ubalanse i driftstimen mellom last og produksjonsplaner. Ubalansene øker som følge av økt mellomlandskapasitet. 15

16 MW Småkraft Solkraft Vindkraft Figur 12 Installert effekt, uregulerbare fornybarkilder i Norden for perioden Uforutsigbar og uregulerbar kraftproduksjon gir økte ubalanser som må håndteres Produksjon fra vindkraft og til dels uregulert vannkraft kan avvike betydelig fra hva som var forventet ved klarering av spotmarkedet. Vi forventer at ubalanser som følge av prognosebom i stor grad vil bli korrigert ved økt handel i intradagmarkedet. Vi jobber med utviklingen av et felles europeisk intradagmarked, XBID, som etter planen settes i drift i løpet av Q og erstatter dagens Elbas. Vi forventer likevel økte ubalanser som systemansvarlig må håndtere tett opptil og i driftsøyeblikket, gjennom bruk av reserver for opp- og nedregulering av produksjon eller forbruk. nedreguleringsressurser. Spesielt på Østlandet opplever vi knapphet på bud i regulerkraftmarkedet, og vi har derfor gjennomført en pilot der aktører kan tilby aggregert fleksibilitet. Gode erfaringer gjør at vi fortsetter denne piloten også kommende vinter. Uregulerbar og uforutsigbar kraftproduksjon gir større stokastiske ubalanser Disse reservene blir delvis sikret ved markedsbaserte anskaffelser før spot for å unngå at alle fleksible ressurser selges i energimarkedene. Vi sikrer oppreguleringsbud i regulerkraftmarkedet i vinterhalvåret (RKOM). Vi opplever at vi stadig må utvide perioden for slike anskaffelser fordi sesongen med knapphet på oppreguleringsbud blir lengre. Det vurderes også å innføre et marked for å sikre manuelle Effektiv balansering forutsetter tilgang på gode prognoser for balansen de kommende timer og tilhørende verktøy som gjør det lettere for operatørene å beslutte hvilke reguleringer de skal bestille. Vi må forbedre prognosene for ubalanser i operatørenes beslutningsstøttesystemer. 16

17 Kraftsystemet står overfor omfattende endringer. 17

18 I dag balansering av frekvensen på nordisk nivå Målbilde - Balansering basert på ACE for hvert budområde. Moderne IT-løsninger muliggjør effektiv netting av ubalanser og handel. 0 0 f MACE Figur 13 Illustrasjon av dagens situasjon og målbildet for den nye nordiske balanseringsmodellen med MACE. Balanseregulering per budområde gir bedre kontroll og legger til rette for europeiske markedsløsninger I dag regulerer Statnett og Svenska kraftnät det nordiske synkronområdet som ett område etter frekvensen. Vi har i fellesskap besluttet å gå over til en balanseringsmodell hvor man har bedre kontroll på ubalansene (Area Control Error, ACE) i hvert budområde i Norden. Det er fortsatt viktig at ledig nettkapasitet utnyttes til å utligne motsatt rettede ubalanser og til å utnytte de billigste reservene. Dette vil vi oppnå gjennom å optimalisere reserveaktiveringen i alle områdene i en sentral plattform. Dette har fått navnet "Modern ACE control" MACE. Regulering av ACE per område vil gjøre det lettere å holde kontroll på flaskehalsene og vil bidra til å sende de riktige prissignalene i balansemarkedene. Konseptet vil gjennom bedre prissignaler gi leverandører en tydeligere føring på hvilken fleksibilitet som er etterspurt av systemet, samt når og hvor i systemet behovet oppstår. Konseptet vil også legge til rette for nordisk deltakelse i europeiske markeder for balansetjenester. Mer effektive anskaffelser og økte handelsmuligheter for balansetjenester Vi arbeider med utvikling av nordiske markedsløsninger for automatiske sekundærreserver, og europeiske markedsløsninger for tertiærreserver. Vi jobber også for å etablere effektive handelsløsninger for utveksling av automatiske balansetjenester på de nye mellomlandsforbindelsene. Samlet sett har det nordiske kraftsystemet god tilgang på fleksibilitet, spesielt fra vannkraftanleggene. Reguleringsressursene er imidlertid ikke alltid tilgjengelige der de trengs på grunn av flaskehalser i nettet. For å sikre tilgang på fleksibilitet må reservene enten fordeles i nettet eller det må reserveres overføringskapasitet til bruk av disse reservene. Tradisjonelt har all overføringskapasitet blitt gjort tilgjengelig for energimarkedene. Vi ser imidlertid at den marginale verdien av overføringskapasitet noen ganger er større for utveksling av reserver enn for handel med energi. Gjennom et langt løp har vi fått gjennomslag for at det er lov å bruke overføringskapasitet til handel med reserver dersom dette er mer samfunnsøkonomisk lønnsomt enn handel med energi. I den nordiske markedsløsningen for automatiske reserver vil vi legge til rette for reservasjon av overføringskapasitet mellom budområdene når dette er samfunnsøkonomisk lønnsomt. Dette markedet vil, indirekte, også gi en økt etterspørsel etter norsk fleksibilitet og dermed økt verdiskaping for norske aktører. Vi må ha effektive løsninger for å få frem og utnytte fleksibilitet fra flere kilder. Det finnes trolig både et uutnyttet fleksibilitetspotensiale på forbrukssiden og et potensial for å investere i større effekt i Norge ved å pumpe vann opp i magasinene i perioder med effektoverskudd. Vi ser på mulighetene for lokal utnyttelse av forbrukerfleksibilitet, og gjør blant annet vurderinger av fleksibiliteten i kraftforbruket til varmtvannoppvarming og elbilladning i våre prognoser for fremtidig energi- og effektforbruk i Stor-Oslo. Bedre prognoser kan bidra til en mer optimal nettutvikling. Spenningsreguleringen er ikke tilstrekkelig effektiv og må forbedres Riktig spenning i nettet er avgjørende for god leveringskvalitet, for å begrense nettap og for å opprettholde forventet levetid for komponenter i nettet. Spenningskvaliteten er forbedret etter investeringer, men spenningsreguleringen vil fremover bli mer utfordrende på grunn av raskere og større flytendringer og tilknytning av uforutsigbar kraftproduksjon på lavere nettnivå. Spenningen varierer mellom områdene og opprettholdes normalt mest effektiv ved lokale tiltak. 18

19 Kraftverkenes generatorer, spesielt på lavere spenningsnivåer, er sammen med enkelte nettkomponenter viktige bidragsytere til å opprettholde riktig spenning. Statnett erfarer at responsen fra kraftverkene ikke alltid er som forutsatt, og at mange kraftverk har innstillinger som er ugunstige fra et systemperspektiv. Analyser av feilsituasjoner tyder på manglende funksjonalitet eller funksjonssvikt i enkelte kraftverk. skaper til kraftsystemet. Ved store driftsforstyrrelser medfører lav inertia eller lite primærreserver i systemet en risiko for utkobling av forbruk. Vi forventer fremover lavere produksjon fra vannkraftverkene i lettlastsituasjoner. Sammen med redusert kjernekraftproduksjon vil det gi flere timer med reduserte stabilitetsmarginer primært i nattetimer og i sommerperioden. Innstillinger på de reaktive komponentene er ofte ugunstige for driften Vi gjennomgår systematisk alle Statnetts reaktive komponenter, og vil også i samarbeid med berørte aktører gjennomgå og avklare behov for justeringer for alle spenningsregulatorer på generatorer større enn 100 MVA. I tillegg vil vi innføre løsninger for å verifisere faktisk respons og leveranser fra produksjonsapparatet. Til sammen vil dette gi økt driftssikkerhet og en mer effektiv drift som vil kunne redusere tapene i kraftsystemet. Stabiliteten i kraftsystemet utfordres og krever nye løsninger Med stabilitet mener vi kraftsystemets evne til å vende tilbake til en akseptabel stasjonær tilstand etter en driftsforstyrrelse. Frekvensstabiliteten vil utfordres fremover Frekvensstabiliteten avgjøres av kraftsystemets treghetsmoment, eller inertia, og respons fra primærreserver. Store produksjonsenheter med vannkraft og kjernekraft er hovedleverandør av stabilitetsegen- I dag sikrer systemansvarlig tilstrekkelig mengde primærreserve i kraftsystemet delvis gjennom minimumskrav til innstillinger på produksjonsenhetene og delvis gjennom et nasjonalt marked. Så langt har det ikke vært behov for å sikre tilgjengelighet på inertia. Det pågår et felles nordisk arbeid for å vurdere konsekvenser og behovet for nye løsninger og mekanismer for å håndtere situasjoner med lav inertia. Det er så langt konkludert med at det er behov for nye tiltak som til enhver tid vil sikre nødvendig kombinasjon av inertia og reserver i kraftsystemet. Det er også behov for bedre systemer for overvåking av nivået av inertia og frekvensreserver, samt potensielle dimensjonerende feil, for fortløpende vurdering av marginer for frekvensstabilitet. Dette ses blant annet i sammenheng med utforming av nye krav til primærreserver. Stabilitetsmarginene svekkes av at funksjonaliteten ikke er som forutsatt Det er i dag usikkerhet knyttet til om kraftsystemet har nødvendige egenskaper for sikker drift i alle situasjoner. Det har vært hendelser og feilsituasjoner i kraftsystemet som tyder på funksjonssvikt eller manglende funksjonalitet i anlegg knyttet til kraftsystemet. Blant annet har det i flere tilfeller oppstått sammenbrudd under overgang til øydrift, hvor årsaken kan skyldes funksjonssvikt i enkelte kraftverk i området og/eller innstillingen på systemvern. Frekvens (Hz) 50 49,9 49,8 49,7 49,6 49,5 49,4 49,3 49,2 49, Tid (sek) Figur 14 Illustrasjon av et frekvensfall, hvor det markerte området indikerer tidsperioden hvor tregheten i systemet bidrar til å begrense frekvensfallet. 19

20 Vi har uheldige pendlinger i kraftsystemet som skyldes ugunstige kombinasjoner av egenskaper i aggregatene. Det kan være sammenfall av tidskonstanter og andre reguleringstekniske faktorer i vannveier, turbinregulatorer og hydraulikk som fører til at maskiner i ulike deler av systemet blir stående og jobbe mot hverandre. Evnen til å stabilisere systemet i feilsituasjoner blir utfordret når en stor andel av produksjonen skjer fra mindre, uregulerbare enheter som småkraft og vindkraft. Fremover forventer vi at perioder med lite produksjon fra større vannkraftverk i sommerperioden vil medføre reduserte stabilitetsmarginer til å håndtere både normaldrift og hendelser. Med en økt andel produksjon fra mindre og uregulerbare kraftverk fremover, sammen med større variasjoner og økt kompleksitet, blir det enda viktigere at større kraftverk oppfyller funksjonskravene og har respons som forutsatt. Økt kompleksitet vil håndteres ved bedre beslutningsstøtte og økt automatisering Effektive IKT-løsninger blir stadig viktigere Systemdriften er avhengig av velfungerende IKT-systemer gjennom hele verdikjeden, fra beregning av vannverdier og prognoser hos produsentene, via kraftomsetningen på børsen, til planlegging og drift av det fysiske kraftsystemet. Pålitelige plattformer for å måle, overvåke og utveksle informasjon gir mulighet til å kombinere høy effektivitet med sikker drift. Det vil fremover ikke vil være mulig å drifte kraftsystemet med dagens beslutningsstøtte og relativt store grad av manuelle operasjoner. Vi vil derfor ta i bruk ny teknologi og mer avanserte IKT-løsninger. IKT-utviklingen muliggjør et smartere kraftsystem, med økt kontroll, mer og bedre analyser, bedre beslutningsstøtte og mer automatiserte løsninger. Statnetts nye plattformsystemer i form av nytt driftssentralsystem, e-terra, og norsk-svenske Fifty (tidligere LARM), er et godt fundament for en slik videre utvikling. Samtidig pågår en utvikling i det europeiske samarbeidet av nye IKT-løsninger. Det er utviklet en ny europeisk kommunikasjonsplattform som vil gi forbedret informasjonssikkerhet og hastighet på meldingene. Videre vil felles balansemarkeder kreve felles IKT-løsninger. Mer sanntidsinformasjon om sentrale parametere i kraftsystemet, bedre informasjon om komponenters tilstand, monitorering av respons og leveranser, samt mer og bedre informasjon om ytre forhold som påvirker kraftsystemet kan utnyttes til å få bedre oversikt og kontroll. Sammen med god beslutningsstøtte vil dette muliggjøre raske og effektive beslutninger, økt grad av automatisering og mer effektive prosesser. På sikt vil vi i større grad kunne forutse tilstander i kraftsystemet, noe som gir oss muligheter for å iverksette tiltak mer proaktivt, og kan muliggjøre mindre marginer uten økt risiko. Teknologien gjør mer informasjon tilgjengelig og gir mulighet for styring både hos forbrukerne og i overføringsnettet. Det blir mulig å lagre og analysere større mengder data, og å utveksle informasjon mer effektivt. Utrulling av AMS-målere kan f.eks. gjøre det mulig å utnytte forbruksfleksibilitet i større grad. Vi vil utvikle en mer automatisert systemdrift som en trinnvis prosess. Frem mot 2020 fokuserer vi først og fremst på å utvikle bedre beslutningsstøtte og automatiserte løsninger for balansering og flaskehalshåndtering, inklusive å forbedre grunnlagsdata. Vi videreutvikler nå dagens løsning for automatisk sekundærreserve til en effektiv nordisk markedsløsning som tar hensyn til flaskehalser. Vi arbeider med å få bedre grunnlagsdata, og med å få en bedre visualisering av status og prognoser for operatørene. Videre innfører vi elektronisk bestilling av tertiærreserver og produksjonsflytting. Neste steg er trolig å innføre ytterligere automatiseringsløsninger i systemdriften, bl.a. basert på resultater fra FoU-programmet Smarte Nett. Vi ser potensialer for at mer intelligente og automatiske løsninger kan bidra til økt effektivitet og sikrere drift innenfor flere prosesser i systemdriften, som spenningsregulering, driftsstanskoordinering og kapasitetsfastsettelse. På sikt forventer vi at operatørene på driftssentralene i større grad enn i dag vil overvåke situasjonen i kraftsystemet i stedet for å gjøre manuelle operasjoner, og heller griper inn ved avvik fra normaldrift. En slik utvikling må skje i samarbeid mellom Statnett, andre nordiske TSOer og bransjen. Bedre kraftsystemdata, planer og prognoser med god kvalitet er avgjørende for å oppnå bedre beslutningsstøtte og økt grad av automatisering. Dette har derfor stor oppmerksomhet, og det pågår omfattende arbeid for å sørge for dette. Kravene til informasjonssikkerhet øker Det er viktig å sikre driftskritiske IKT-systemer gjennom beredskap og tiltak knyttet til informasjonssikkerhet, som understøtter tilgjengelighet og integritet i og mellom systemer på tvers av ulike aktører i kraftsystemet både nasjonalt og internasjonalt. Økt avhengighet av IKT og automatiske løsninger innebærer også økte krav til sikkerhet og beredskap. Informasjonssikkerhet har stort fokus i Statnett. Vi arbeider systematisk og helhetlig med risikostyring, IKT-beredskap og tiltak for informasjonssikkerhet. Det er et tett samarbeid mellom Statnett og norske myndigheter om dette. DSOers rolle i kraftsystemet er i endring Rollen for netteiere på lavere spenningsnivå er i endring og dette vil påvirke vårt ansvar som systemansvarlig. Endringene drives av 20

21 21

22 fysiske endringer i kraftsystemet og forventninger om at kombinasjonen av forbrukerfleksibilitet, distribuert produksjon og IKT-utvikling (smarte nett) vil skape nye muligheter for økt styring og bedre utnyttelse av nettet. Nye rammer og regelverk for systemoperatører på distribusjonsnivå (DSOer) er under utvikling både innenfor EU og i Norge. Statnett mener at DSOene bør gis et mer helhetlig ansvar for drift og utvikling av systemet i sitt området. Samtidig ser vi at det er store praktiske og prinsipielle spørsmål som må avklares dersom det åpnes for at DSOene gis muligheten for å utnytte fleksibilitet i driftstimen. Statnett ser det som nødvendig å øke innsatsen på dette området ved å se på hvordan eventuelle nye systemdriftsløsninger nedstrøms mest hensiktsmessig kan integreres. Distribuert fleksibilitet fra både forbruk og produksjon kan bidra med systemtjenester både til systemoperatører på transmisjonsnivå og distribusjonsnivå samt til selve energimarkedet. Vi ønsker en løsning der fleksibiliteten til enhver tid benyttes der den har størst verdi. Dette forutsetter utvikling av løsninger som ivaretar driftssikkerheten dersom flere aktører skal regulere innenfor det samme tidssegmentet. Statnett ser det som hensiktsmessig å allerede i dag overlate flere driftsoppgaver til nettselskap som er klare for det. Dette forutsetter at vi oppretter avtaler som beskriver hvordan vi kan løse det praktiske samarbeidet om planlegging, drift og overvåkning i de enkelte regionalnettsområdene. Statnett vil uansett fortsatt utøve systemansvaret i regionalnettet frem til det eksisterer alternativer som ikke svekker forsyningssikkerheten eller hensynet til nøytralitet og effektivitet marked. Samtidig må vi forberede oss på at forventede endringer vil kreve en tilpasning og utvikling av systemdriftsløsninger og håndtering av grensesnitt mot underliggende nett. Vi har derfor satt i gang et initiativ på "nedstrøms systemdriftsutvikling". Rammer for flaskehalshåndtering og bruk av distribuert fleksibilitet i underliggende nett vil inngå som en del av dette arbeidet. Utviklingen må skje i dialog med nettselskapene og innenfor de reguleringer og rammer som eksisterer. Statnett har derfor invitert bransjen til dialog om utfordringer og mulig prosess videre på dette området. Nye løsninger for fortsatt sikker og effektiv utnyttelse av kraftsystemet Planlagte tiltak og nye løsninger vil legge til rette for økt verdiskaping, og samtidig gjøre oss i stand til å håndtere nye utfordringer. Prioriterte tiltak handler i stor grad om å legge til rette for god ressursutnyttelse, blant annet ved utvikling mot et europeisk marked, samtidig som vi har god kontroll og ivaretar sikker drift i et mye mer integrert og komplekst kraftsystem. Vi har over en periode vært i en fase der det har pågått mye arbeid knyttet til utvikling av nytt regelverk og vurdere konsekvensene av omstillingen i kraftsystemet. Selv om dette fortsatt også vil være sentralt fremover, er vi nå på mange områder på veg over i en implementeringsfase. Samfunnsøkonomisk lønnsomhet legges til grunn Statnett har som oppdrag å bidra til samfunnsmessig rasjonell drift og utvikling av kraftsystemet. Våre valg av løsninger og prioriteringer er derfor basert på samfunnsøkonomisk lønnsomhet. For nordiske løsninger legges nordisk samfunnsøkonomi til grunn. Det vil ikke være en motsetning mellom nasjonal og nordisk samfunnsøkonomi, da vi jobber for løsninger eller avtaler som sikrer positiv samfunnsøkonomisk lønnsomhet også for de enkelte land. I vår verdiskapingsrapport fra juni 2016 gir vi et innblikk i hvordan utvikling av systemdrifts- og markedsløsninger bidrar til norsk og til dels nordisk samfunnsøkonomisk verdiskaping ved å presentere verdiestimater for flere av våre prosjekter. Statnetts bedriftsøkonomi er underordnet målsettingen om å bidra til størst mulig samfunnsøkonomisk gevinst, og vi er nøytrale med hensyn til fordelingen av kostnader og nytte mellom ulike aktører. Prosessene skal være effektive og vi skal implementere nye løsninger kostnadseffektivt. Vi forventer en økning av systemdriftskostnadene fremover, både som følge av et økt behov for reserver og inertia og økt alternativverdi av disse tjenestene. Felles løsninger vil ofte være det mest effektive for Norden eller Europa samlet sett, og er noen ganger helt nødvendig. Løsninger besluttes derfor ofte i felles prosjekter. De ulike landene har ikke alltid felles syn eller interesser, og det er behov for å inngå kompromisser. Økt mellomlandskapasitet må håndteres gjennom en kontrollert utvikling Arbeidet med å forberede drift av besluttede nye mellomlandsforbindelser pågår for fullt, med henblikk på kommersiell drift av disse i 2020 og En del tiltak er viktige å ha på plass før nye mellomlandsforbindelser settes i drift, både for å utnytte de nye mellomlandsforbindelsene på en effektiv måte og opprettholde sikker drift. Mange av tiltakene er viktige for å legge til rette for bedre ressursutnyttelse og økt verdiskaping. Vi skal utvikle og implementere effektive løsninger for energihandel og utveksling av balansetjenester, samt etablere avtaler for drift, beredskap og vedlikehold for å ivareta stabil teknisk drift. Økt mellomlandskapasitet vil utfordre en systemdrift som allerede i dag er presset, blant annet gjennom økte ubalanser og utfordringer med stabilitet. For å opprettholde sikker drift og samtidig legge til 22

23 rette for en effektiv utnyttelse av nye mellomlandsforbindelser må en rekke tiltak på plass. Tiltak må gjennomføres for å redusere ubalanser, håndtere ubalanser og flaskehalser i driften og sikre stabilitet for å fortsatt ha kontroll i et mer komplekst kraftsystem. Økt utvekslingskapasitet må håndteres gjennom en kontrollert utvikling, og må skje koordinert med innføring av effektive tiltak som både finere tidsoppløsning i markedene og økt automatisering i systemdriften. Det er imidlertid usikkerhet knyttet til i hvilken grad tiltakene vil være tilstrekkelige. Dersom planlagte tiltak ikke skulle være tilstrekkelige eller ikke bli realisert som planlagt, vil vi måtte benytte andre virkemidler som kan innebære at forbindelsene ikke kan utnyttes like effektivt. Dette kan redusere utnyttelsen av eksisterende og eventuelle nye forbindelser, og dermed gi lavere nytte. Planen er omfattende og mange elementer er usikre Flere forhold innebærer at planen er usikker. Vi står overfor store endringer i et komplekst kraftsystem. Dette krever omfattende analyser og vurderinger for å bygge kompetanse, og for å kunne velge de rette løsningene. På flere områder er vi fortsatt i en fase hvor det pågår konsekvensanalyser og vi gjør vurderinger av alternative tiltak. Ny kunnskap kan gi endringer i planen. Store og viktige endringer i form av et nytt balanseringskonsept for Norden vil få konsekvenser for flere pågående prosjekter. Vi vil i løpet av 2017 utarbeide en total plan for implementeringen av dette, og en del pågående prosjekter vil replanlegges i lys av dette. Planen oppfyller i hovedsak europeiske krav og tidsfrister, men det europeiske regelverket er fortsatt under utvikling og er bare delvis vedtatt i EU. Tidligere erfaring fra harmoniserings- og integreringsarbeid tilsier at prosessene ofte kan ta lengre tid enn først planlagt. Justerte planer eller krav fra EU vil påvirke fremdriften i planen, og også de løsningene som utformes. For mange av tiltakene pågår vurderinger i internasjonale samarbeidsprosjekter, og beslutninger vil i stor grad skje i samarbeid med Svenska Kraftnät og de andre TSOene på nordisk eller europeisk nivå. De ulike landene i Norden og i Europa har ulike utgangspunkt, utfordringer og muligheter, og det er ulike nasjonale interesser. Dette gjør at prosessene ofte kan være kompliserte og ta lengre tid. Dette innebærer også at det vil være nødvendig å inngå kompromisser. Statnett vil uansett ivareta sitt nasjonale ansvar for forsyningssikkerheten. Selv om noen av tiltakene ikke blir realisert som planlagt, vil konsekvensen ikke bli redusert driftssikkerhet, men at det må tas i bruk andre løsninger på kort sikt som vil være mindre effektive. Vår ønsker god dialog med bransjen og at bransjen har god informasjon om våre planer. På grunn av stor usikkerhet og behovet for å justere planer i lys av nytt nordisk balanseringskonsept tar vi sikte på å publisere en oppdatert tiltaksplan i løpet av første halvår

24 Figurene illustrerer gjeldene fremdriftsplaner for de fire tiltakskategoriene. Tiltakene beskrives nærmere i SMUP hovedversjonen. Vurdere konsekvenser, behov og alternative løsninger Vurdere og implementere Spesifisere og implementere Frister i europeisk regelverk pr. i dag Sentrale milepæler Figur nr 15 Tiltaksplan : Sikre funksjonalitet i anlegg tilknyttet kraftsystemet Premisser Utvikle forslag til norsk tilpasning av europeiske tilknytningsforordninger Iht. EU-krav (RfG) Vurdere og anbefale Nye forskrifter Leverandørtilpasning Vurdere og publisere veileder for funksjonalitet i tekniske anlegg Iht. EU-krav (RfG) Vurdere og publisere Heve kvaliteten på kraftsystemdata Komplettere Bekrefte Løpende oppdatere og kvalitetssikre data Forbedre spenningsregulering Dokumentere staus, vurdere, implementere Innføre system for å verifisere leveranser av systemtjenester Vurdere pilot Trinnvis innføring Figur nr 16 Tiltaksplan : Videreutvikle energimarkeds- og handelsløsninger Premisser Etablere nordisk balanseavregning (NSB) Evaluere nordisk ubalanseavregning Innføre flytbasert markedskopling i Norden Innføre europeisk intradagmarked beslutning beslutning beslutning, iht. EU-krav (CACM) beslutning, iht. EU-krav (CACM) Implementere Vurdere og anbefale Høring, implementering Vurdere og anbefale Implementere Implementere Innføre finere tidsoppløsning i energi- og balansemarkeder beslutning, iht. EU-krav (EB Vurdere Impl. (avregning, intradag, balansemarkeder) Impl. elspot Følge opp utviklingen og delta i aktuelle kapasitetsmarkeder Følge opp og påvirke utviklingen Delta i aktuelle markeder Innføre implisitt tapshåndtering på alle norske HVDC-kabler beslutning Vurdere Implementere NL NSL 24

25 Figur nr 17 Tiltaksplan : Videreutvikle system- og balansetjenester Premisser Innføre balanseregulering per budområde i Norden (MACE) beslutning Planlegge, design, implementere trinnvis Fastsette nordiske mål for frekvenskvalitet og dimensjonere automatiske reserver beslutning iht. EU-krav (SO) Vurdere SOA Innføre nye nordiske tekniske spesifikasjoner for FCR beslutning Vurdere Videreutvikle design Implementere trinnvis Utvikle nordisk ordning for å sikre FCR og rotasjonsenergi Utvikle europeiske aktiveringsmarkedet for FRR Innføre standardprodukter for FRR Etablere nordisk kapasitetsmarked for sekundærreserve (afrr) Etablere nordisk aktiveringsmarked for sekundærreserve (afrr) Innføre budkvantum per kvarter i regulerkraftmarkedet beslutning Vurdere og implementere trinnvis beslutning iht. EU- krav (EB) Design og utvikling Implementere trinnvis beslutning iht. EU- krav (EB) Utarbeide forslag Høring Implementere beslutning Anskaffelse og implementering beslutning Planlegge design Implementere Implementere Etablere løsning for å sikre mfrr-nedregulering beslutning Vurdere og implementere Innføre prekvalifisering for leverandører av balansetjenester Iht. EU-krav (SO, EB) Utvikle vilkår og prosess Trinnvis innføring Innføre kjøp av reservekapasitet nærmere driftstimen (D-2) beslutning Trinnvis innføring afrr/mfrr FCR Innføre koordinert innkjøp av reservekapasitet beslutning Vurdere Tilrettelegge for økt deltagelse fra forbrukersiden gjennom forbrukerfleksibilitet Delvis internasjonal beslutning Pilot, vurdere løsninger Implementere trinnvis 25

26 Figurene illustrerer gjeldene fremdriftsplaner for de fire tiltakskategoriene. Tiltakene beskrives nærmere i SMUP hovedversjonen. Vurdere konsekvenser, behov og alternative løsninger Vurdere og implementere Spesifisere og implementere Frister i europeisk regelverk pr. i dag Sentrale milepæler Figur 18 Tiltaksplan : Videreutvikle støttesystemer og automatisering Innføre elektronisk bestilling av mfrr og produksjonsflytting Premisser Pilot, vurdere Implementere trinnvis Utvikle løsninger for bedre prognoser Nordisk data Utvikle og implementere løsninger Videreutvikle webportal Fosweb Utvikle felles markedssystem Statnett - Svenska kraftnät (Fifty) Etablere felles nordisk/ europeisk nettmodell (CGM) Innføre ny kommunikasjonsstandard for drifssentralsystemer (ICCP) Innføre ny kommunikasjonsplattform for markedssystemer (MADES) beslutning iht. EUkrav (CACM, SO) Implementere trinnvis Løpende videreutvikling med ny funksjonalitet Implementere trinnvis Ferdigstille modell Felles videreutvikling Implementere Trinnvis overgang i bransjen Vurdere og trinnvis overgang i bransjen 26

27 Det europeiske regelverket for energisektoren omfattende og berører alle aktører i kraftsystemet. 27