Tiltaksplan Systemdrifts- og markedsutvikling Juni 2019

Transkript

1 Tiltaksplan Systemdrifts- og markedsutvikling Juni 2019

2 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. En ambisiøs klimapolitikk på europeisk og nasjonalt nivå fører til store omstillinger av kraftsystemet. Statnett vil bidra til et mer klimavennlig kraftsystem og utnytte nye muligheter for verdiskaping. Samtidig skal vi opprettholde god forsyningssikkerhet i et betydelig endret kraftsystem som blir mer komplekst å drifte. For å klare dette er det nødvendig å gjennomføre omfattende endringer av dagens systemdrifts- og markedsløsninger og automatisere sentrale prosesser i den operative systemdriften. Statnetts tiltaksplan for systemdrifts- og markedsutvikling (SMUP) gjenspeiler behovet for omfattende tiltak for å møte et kraftsystem i endring. Tiltakene er kategorisert i fire områder: Videreutvikle systemansvaret og funksjonalitet i kraftsystemet Videreutvikle energimarkeds- og handelsløsninger Videreutvikle system- og balansetjenester Digitalisere og automatisere systemdriften Gjennom målrettet arbeid med prioriterte tiltak vil vi sørge for god kontroll i et mer komplekst kraftsystem og legge til rette for bedre ressursutnyttelse og økt verdiskaping. En stor og viktig aktivitet de nærmeste årene er å innføre 15 minutters tidsoppløsning i markedene og ny balanseringsmodell i Norden. Tiltaksplanen er nå tydeligere på hva som må til for å ivareta en effektiv balansering av kraftsystemet i Norden, og behovet for å automatisere balanseringsprosessen. Vi vurderer dette som den største endringen av den operative systemdriften siden dereguleringen av kraftmarkedet. Utvikling av nye løsninger skjer i stor grad i nordisk samarbeid, og for balanseringen er det avgjørende at de nordiske TSOene i fellesskap videreutvikler effektive løsninger. En viktig milepæl i denne sammenheng er at Svenska Kraftnät og Statnett i mai/juni fattet investeringsbeslutning for innføring av 15 minutters tidsoppløsning i markedene og ny nordisk balanseringsmodell. Endringene i kraftsystemet og nye løsninger i systemdriften berører hele bransjen. Det er behov for et felles løft for å møte de omfattende endringene de nærmeste årene. Gjennomføringen av tiltaksplanen er derfor avhengig av et tett og godt samarbeid i kraftbransjen. TSOer, regulatorer og øvrige aktører i bransjen må gjøre en betydelig og koordinert innsats. Vi tilstreber å gi bransjen god informasjon, blant annet gjennom SMUP Tiltaksplanen, og også involvere bransjen i utviklingen av nye systemdrifts- og markedsløsninger. Nye løsninger legges også ut på høring i bransjen, og vi arrangerer høringsmøter. Vi gjennomfører nå en felles nordisk høringsprosess for det nye veikartet for nordisk balanseringsmodell. Bransjens innspill er viktig for å oppnå effektive løsninger og realistiske endringsprosesser. Vi ønsker å gi informasjon som påvirker aktørene så tidlig som mulig. Samtidig er det utfordrende å gi en presis og bindende plan, og vi må forvente at det vil bli endringer. Det er fortsatt mange forhold som skal vurderes og detaljeres nærmere, kompleksiteten er høy og det er mange sammenhenger skal belyses. For nye løsninger forutsettes regulatorgodkjenning. Samtidig kommer det også nye initiativer fra EU som vil kunne påvirke både løsninger og fremdrift. Det vil ta tid å få alle de gode løsningene på plass. Oslo 24. Juni 2019 Gunnar G. Løvås Konserndirektør System og Marked

3 Innhold 1. Innledning 2 2. Innsatsområder for å møte det "grønne skiftet" 3 3. Tiltaksplan Videreutvikle systemansvaret og funksjonalitet i kraftsystemet 7 Videreutvikle energimarkeds- og handelsløsninger 10 Videreutvikle system- og balansetjenester 14 Digitalisere og automatisere systemdriften 22 Leserveiledning Tiltaksplanen er todelt: Kapittel 1 og 2: Innledende kapitler som gir en ramme for tiltakene i planen. Vi oppsummerer kort bakgrunn og sentrale innsatsområder for å ivareta driftssikkerheten og kunne utnytte muligheter verdiskaping fremover. Kapittel 3: Beskriver systemansvarliges konkrete tiltak for å møte nye utfordringer og utnytte muligheter og angir fremdriftsplaner for disse. Tiltaksplanen er i sin helhet oppdatert med ny informasjon og fremdriftsplaner for de enkelte tiltakene. I vedlegg er det en oversikt over forkortelser og begreper med forklaring. 1

4 Innledning Statnett har ansvaret for å ivareta forsyningssikkerheten gjennom sikker og effektiv drift av kraftsystemet og utvikling av transmisjonsnettet. Vi skal sørge for sikker tilgang på strøm i hele landet og legge til rette for verdiskaping og gode klimaløsninger. I rollen som systemansvarlig har vi det overordnede ansvaret for å koordinere planer for og operativ drift av kraftsystemet. En ambisiøs klimapolitikk på europeisk og nasjonalt nivå fører til store omstillinger av kraftsystemet. I Europa øker andelen fornybar kraftproduksjon som sol- og vindkraft til erstatning for fossil produksjon. I Sverige og Norge øker særlig vindkraftproduksjonen. Det pågår en storstilt utbygging av nettkapasitet mellom land og systemer samt utvikling av felles europeiske kraftmarkeder med tilhørende regelverk, noe som er sentralt for å oppnå effektive markeder med økende andel lite regulerbar kraftproduksjon. Vi forventer også endringer på lavere nettnivå som følge av mye ny kraftproduksjon og mer aktive forbrukere. Overgangen til et energisystem der sol- og vindkraft dominerer er avhengig av at det blir tilgjengelig ny fleksibilitet. Det vises til Statnetts langsiktige markedsanalyse for Norden og Europa 1. Statnett vil utnytte nye muligheter for verdiskaping, samtidig som vi opprettholder god forsyningssikkerhet i et europeisk integrert og mer komplekst kraftsystem med større og raskere variasjoner i både produksjon og forbruk. For å være i posisjon til dette er det nødvendig å gjennomføre omfattende endringer av dagens systemdrifts- og markedsløsninger. Det er også avgjørende å automatisere sentrale prosesser i den operative systemdriften. Vi bidrar til økt verdiskaping blant annet ved å legge til rette for økt handel gjennom økt overføringskapasitet og effektive markedsløsninger. I rapporten Verdier i systemdrifts- og markedsutvikling forklarer vi hvordan utviklingstiltakene bidrar til verdiskaping Statnetts systemdrifts- og markedsutviklingsplan (SMUP) ble publisert i SMUP beskriver utviklingstrekk som påvirker den operative driften av kraftsystemet og konsekvenser, samt en plan for utvikling av markedsdesign og virkemidler i systemdriften. Gjennom jevnlige oppdateringer av Tiltaksplanen i SMUP vil vi gi kraftbransjen god innsikt i planene for utvikling. Dette notatet gir en oppdatering siden forrige versjon av Tiltaksplanen i juni 2018 med blant annet justerte tidsplaner for tiltakene. Tiltaksplanen er omfattende og ambisiøs, og planen gjenspeiler behovet for omfattende tiltak for å møte et kraftsystem i endring. Den oppdaterte tiltaksplan er tydeligere på hva som må til for å ivareta en effektiv balansering av kraftsystemet i Norden, og et behov for å automatisere balanseringsprosessen. Vi vurderer dette som den største endringen av den operative systemdriften siden dereguleringen av kraftmarkedet. Gjennom målrettet arbeid og prioriterte tiltak vil vi sørge for god kontroll og effektive løsninger i et mer komplekst kraftsystem. Utvikling og implementering av nye løsninger skjer i stor grad i nordisk og europeisk samarbeid. For balansemarkedene utvikler vi felles nordiske løsninger innenfor rammen av europeisk regelverk, og når europeiske plattformer er klare vil vi delta i felles europeiske balansemarkeder. Statnetts tiltaksplan er koordinert med planer på nordisk nivå, og utvikles innenfor rammene av europeisk regelverk. Selv om mange forhold nå er avklart, er det også fortsatt områder som skal belyses nærmere og løsninger som skal detaljeres. Vi står overfor store endringer i et komplekst kraftsystem. Med et mål om å gi bransjen tidlig informasjon velger vi å presentere forventede løsninger og planer i henhold til det vi nå ser og forventer, men presiserer at det fortsatt er usikkerhet i planen og at det kan bli endringer. Endringene i kraftsystemet og nye løsninger i systemdriften berører hele bransjen. Gjennomføring av tiltaksplanen er derfor avhengig av et tett og godt samarbeid i kraftbransjen. TSOer, regulatorer og øvrige aktører i bransjen må gjøre en betydelig og koordinert innsats. Statnett og bransjen ble tidlig i 2018 enige om tiltak for å forbedre informasjon, dialog og samarbeid. Det er etablert Dialogforum med bransjeorganisasjonene hvor vi diskuterer dialog- og samarbeidsbehov. Et annet viktig tiltak har vært å involvere bransjen i referansegrupper for sentrale utviklingstiltak. Videre gjennomfører vi formaliserte prosesser med involvering gjennom høringer ved nye løsninger og endringer av praksis i systemdriften, og vi arrangerer også egne høringsmøter. Det er nyttig og viktig for Statnett at bransjen bidrar med innspill og konkrete løsningsforslag på utfordringer som adresseres. 1 Statnetts langsiktige markedsanalyse Norden og Europa Verdier i systemdrifts- og markedsutvikling Systemdrifts- og markedsutviklingsplan

5 1. Innsatsområder for å møte det "grønne skiftet" Tiltaksplanen omfatter videreutvikling og forbedringer på mange områder for å effektivt kunne drifte et mer komplekst kraftsystem uten svekket driftssikkerhet. Det vil gjennomføres omfattende endringer, blant annet ved finere tidsoppløsning i markedene, ny felles balanseringsmodell i Norden og ny og mer effektiv modell for kapasitetsfastsettelse. For å gjøre dette mulig er det avgjørende med økt automatisering av dagens manuelle prosesser i systemdriften. Mange sentrale og omfattende endringsprosesser pågår i parallell. Sentrale utviklingsområder for å sikre kraftforsyningen fremover og samtidig kunne utnytte muligheter for økt verdiskaping beskrives kort i dette kapitlet. Forbedre kontroll på kraftsystemdata og effektiv datautveksling Kraftsystemdata er viktig for nettplanlegging, effektive investeringer og drift av kraftsystemet. Nødvendig beslutningsstøtte og økt grad av automatisering i den operative systemdriften forutsetter at det er tilgjengelig kraftsystemdata samt planer og prognoser med god kvalitet. God oversikt over kraftsystemdata gjør at vi kan utvikle og drifte kraftsystemet mer effektivt og med mindre marginer i operativ drift. Statnett som systemansvarlig er pålagt å samle inn data om kraftsystemet fra alle netteiere med anlegg med spenning over 30 kv og eiere med kraftverk over 1 MW. Systemansvarlig og aktørenes ansvar er regulert gjennom forskrift om systemansvaret (fos 14 a) og en rekke enkeltvedtak fattet av NVE. Vi erfarer at innrapporteringen av data fra produksjons- og nettselskaper har gått tregt. Frister for innrapportering fattet av NVE er ikke overholdt av en rekke selskaper, og nødvendige data er ikke kommet inn. Det ligger et betydelig arbeid i å sikre at innmeldte data har god nok kvalitet. Effektive systemer for datautveksling er sentralt for å samle inn og vedlikeholde data. Vi samler inn gjennom innrapporteringssystemet Fosweb, som er en portal for kontakt mellom systemansvarlig og aktørene. Fosweb innebærer i dag en manuell tasting av data, som er tid- og ressurskrevende for selskapene. Det har vært viktig for Statnett å veilede og hjelpe selskapene i dette arbeidet. Samtidig pågår et arbeid med å utvikle en automatisert løsning, Autofos, som skal forenkle og effektivisere innrapporteringen direkte fra aktørenes kildesystem. Et kraftsystem og tilknyttede anlegg med egnet funksjonalitet Funksjonsegenskapene til de ulike komponentene og anleggene kraftsystemet er bygget opp av, og hvordan disse fungerer sammen som helhet er avgjørende for en sikker og effektiv drift av kraftsystemet. Funksjonsegenskaper må være tilpasset kraftsystemets behov og de krav myndighetene setter til forsyningssikkerheten og leveringskvaliteten i kraftsystemet. Dette sikres gjennom krav til funksjonalitet i kraftsystemets ulike anlegg og komponenter, god veiledning og tett oppfølging av funksjonsegenskaper. Det er også nødvendig å sikre at anleggene innstilles slik at funksjonalitetsegenskapene utnyttes på en hensiktsmessig måte, der aktørenes kostnader også tas med i vurderingen. I den sammenheng er det viktig med klarhet i ansvarsforhold og rolleforståelse mellom de ulike aktørene og systemansvarlig. Energimarkedene nærmere fysikken i kraftsystemet Energimarkedet bør være det fremste virkemiddelet for å sikre balanse i kraftsystemet, og varige fysiske flaskehalser i nettet håndteres mest effektivt ved inndeling i budområder. Et effektivt energimarkedsdesign som i stor grad tar hensyn til fysikken i kraftsystemet vil sikre priser som reflekterer verdien av kraft og kostnaden ved å produsere og transportere kraft, sikre en god utnyttelse av nettkapasiteten og bidra til bedre driftssikkerhet. Et godt markedsdesign gir bedre oversikt og kontroll i den operative systemdriften og reduserer behovet for "reparerende" tiltak tett på eller i driftsøyeblikket. Dagens markedsløsninger er spesielt utfordrende når det gjelder: Timesoppløsning i energimarkedene medfører store ubalanser mellom kraftproduksjon- og forbruk innenfor timen, som må håndteres med "reparerende tiltak" i den operative systemdriften. Ny kraftproduksjon som er mer uforutsigbar og lite regulerbar samt nye HVDC mellomlandsforbindelser vil øke de momentane ubalansene innenfor timen ytterligere. En overgang til kvartersoppløsning i markedene er viktig for å redusere ubalansene og også legge til rette for økt ramping på HVDC-forbindelsene. 3

6 Dagens metode for kapasitetsfastsettelse til markedet kan gi store avvik mellom markedsflyt og fysisk kraftflyt. Med raskere og større variasjon i kraftproduksjon og kraftflyt vil dagens metode gi økte utfordring i den operative systemdriften både med hensyn til driftssikkerhet og effektiv nettutnyttelse. En ny metode, flytbasert markedskobling, vil gi større samsvar mellom markedsflyt og fysisk flyt, og gi en mer effektiv utnytelse av den fysiske nettkapasiteten. Systemdriften automatiseres Sentrale prosesser i systemdriften, balansering, spenningsregulering, driftsstanskoordinering og kapasitetsfastsettelse, vil i økt grad automatiseres. På kort sikt har vi høyeste prioritet på å utvikle beslutningsstøtte og automatisere balanseringsprosessen inklusive flaskehalshåndtering. Det er nødvendig å omsette kunnskapen til operatørene til digitale løsninger. I det norske kraftsystemet er det mange flaskehalser som må håndteres som en integrert del av balanseringsprosessen. Dagens balanseringsprosess er i stor grad en manuell prosess. Dette baserer seg på dybdekompetanse hos operatørene og at det er tid mellom hvert periodeskift til manuelle vurderinger og aktiveringer av balanseenergi. Store og hyppige variasjoner i forbruk og produksjon, mindre forutsigbarhet og et økt utfallsrom for mulige kombinasjoner, gjør det nødvendig å forbedre prognoser, avdekke hvor i nettet ubalanser oppstår og automatisere prosessen. 15 minutters tidsoppløsning i energimarkedene er viktig for å redusere ubalansene i kraftsystemet, men gir samtidig mye kortere tid til planlegging og reguleringer. Det nye nordiske balanseringskonsept basert på mace 4, finere tidsoppløsning i markedene og flytbasert markedskobling er gjennomgripende endringer i markedene og driften av kraftsystemet, hvor prosessene i stor grad vil automatiseres. Dette vil være helt sentralt i et smartere og robust kraftsystem. Automatiseringen forutsetter en betydelig innsats på å forbedre systemer for god oversikt og kontroll på kraftsystemdata og prognoser. TSOene i Norden er enige om å innføre finere tidsoppløsning i markedene og utvikle et nytt nordisk balanseringskonsept (NBM). Svenska Kraftnät og Statnett har hovedansvaret or utviklingen av løsningene, herunder nye IT-verktøy. Effektive grensesnitt og samarbeid mellom ulike nettnivå Vi forventer at bruk av fleksibilitet i fremtiden vil være et viktig virkemiddel også for nettselskapene. Statnett benytter fleksibilitet i sine balansemarkeder. Nettselskaper ønsker å ta i bruk fleksibilitet og utføre flere systemdriftsoppgaver. En viktig motivasjon for dette er å redusere behovet for nettinvesteringer. Som systemansvarlig er vi opptatt av å se helheten i hvordan fleksibiliteten kan utnyttes mest mulig effektivt og hvordan utviklingen av systemdriften kan støtte opp om dette samtidig som driftssikkerheten ivaretas. Sentralt i en slik utvikling står digitalisering og potensielt en ny rolle for nettselskapene (DSO) inkludert samhandling med Statnett. Gjennom Samarbeidsforum TSO/DSO har vi samlet bransjen for å diskutere behovet for utvikling av systemdriften og DSO-rollen for å håndtere fremtidens kraftsystem. Samarbeidsforum TSO/DSO konkluderte våren 2018 med at videre utvikling av roller for TSO/DSO bør utforskes i piloter. Statnett gjennomfører i 2019 tre ulike TSO/DSO-piloter med fire nettselskap. Pilotene vil gi oss økt forståelse for behovene og mulighetene for samhandling og utvikling av nye prosesser i fremtidens kraftsystem. 4 mace: Modernized Area Controll Error. Hvert budområde balanseres etter sin individuelle ACE, som måler momentan ubalanse i et område. 4

7 2. Tiltaksplan Tiltaksplanen, som er omfattende og ambisiøs, beskriver endringer av systemdrifts- og markedsløsninger innenfor fire utviklingsområder: A. Videreutvikle systemansvaret og funksjonalitet i kraftsystemet B. Videreutvikle energimarkeds- og handelsløsninger C. Videreutvikle system- og balansetjenester D. Digitalisere og automatisere systemdriften Tiltaksplanen omfatter mange tiltak, som alle er nødvendige å gjennomføre. Høyest prioritert de nærmeste årene er: Tilpasse krav til funksjonalitet i anlegg Tilgang på nødvendige kraftsystemdata Etablere løsninger for å sikre frekvensstabiliteten (FFR) Innføre 15 minutters tidsoppløsning i energi- og balansemarkedene. Innføre nytt nordisk balanseringskonsept, med regulering per budområde i Norden (mace). I dette ligger bedre beslutningsstøtte og en betydelig grad av automatisering av balanseringsfunksjonen. Ny metode for kapasitetsberegning - Flytbasert markedskobling Forberede energihandel over nye mellomlandsforbindelser, for idriftsettelser i 2020 og Handel med balansetjenester prioriteres ikke fra idriftsettelse. Dette legges det til rette for gjennom de europeiske prosessene. En stor og viktig aktivitet som de nærmeste årene har svært høy prioritet hos de nordiske TSOene, er å innføre ny balanseringsmodell i Norden (NBM). Dette vil legge grunnlaget for at vi kan balansere kraftsystemet sikkert og effektivt også i fremtiden. Endringene er i tråd med krav som stilles i nettkoder og retningslinjer fra EU. I NBM inngår overgang til 15-minutters avregningsperiode og overgang til en balanseringsmodell basert på såkalt modernisert Area Control Error (mace). Digitalisering og automatisering er sentralt i dette, og er en absolutt forutsetning for å håndtere det fremtidige kraftsystemet. Videre omfatter NBM nordiske kapasitetsmarkeder for reservene afrr og mfrr. Tiltakene er beskrevet nærmere under tiltaksgruppe C Videreutvikle system- og balansetjenester og D Digitalisere og automatisere systemdriften. En forutsetning for å implementere NBM er at metodene aksepteres av de nasjonale regulatorene i de nordiske landene. Vi gjennomfører nå en felles nordisk høringsprosess i bransjen for det nye veikartet for nordisk balanseringsmodell, med frist Vi ser dette som viktig både for å gi bransjen et bilde av de endringer som kommer, men også for å få tilbakemeldinger fra aktørene på løsninger og fremdriftsplan. Den fremlagte planen vil vurderes på ny og oppdateres etter dette. Statnett har høyeste prioritet på å ivareta vårt nasjonale ansvar for forsyningssikkerheten. Selv om noen av tiltakene ikke skulle bli realisert som nå planlagt, vil konsekvensen ikke bli redusert driftssikkerhet, men at det må tas i bruk andre løsninger på kort sikt som vil være mindre effektive. Planen er forbundet med usikkerhet Det er fortsatt usikkerhet rundt løsningene og fremdriften i implementeringen av tiltakene. Selv om mye er avklart bl.a. gjennom den nordiske avtalen om nytt nordisk balanseringskonsept og besluttede europeiske metoder, gjenstår det fortsatt mange forhold som skal vurderes og detaljeres nærmere. Det er mange sammenhenger skal belyses og ny kunnskap kan gi justeringer. Omleggingen av balanseringsprosessen er omfattende og kompleksiteten er høy. Det skal utvikles nye avanserte IT-løsninger og prosesser skal endres, og det kan dukke opp både uforutsette hendelser og endrede behov som vi ikke ser i dag. Nye løsninger skal i stor grad behandles og godkjennes av regulatorene, og som en del av dette gjennomføres det høringsprosesser i bransjen. Bransjens innspill er viktig for å oppnå effektive løsninger og endringsprosesser som er gjennomførbare i praksis, og kan medføre endringer i løsninger og planer. Selv om et detaljert europeisk regelverk er vedtatt, kommer det nye initiativer fra EU som vil kunne påvirke både løsninger og fremdrift. Vi søker markedsbaserte og kostnadseffektive løsninger System- og balansetjenester anskaffes primært gjennom markedsbaserte løsninger. Med dette oppnås en effektiv utnyttelse av ressursene, ved at de rimeligste ressursene utnyttes først. I situasjoner hvor behovene 5

8 er svært kritiske, geografisk betinget og/eller tidsbegrenset, vil markedsbaserte løsninger ikke være tilstrekkelige for å sikre strømforsyningen. Systemansvarlig har da myndighet til å stille krav gjennom å fatte systemkritiske vedtak. Krav til funksjonalitet i anlegg er nødvendig for å sikre viktige systembærende egenskaper i kraftsystemet. Funksjonskravene legger til rette for markedsbaserte løsninger der dette er hensiktsmessig, og sikrer viktige egenskaper der markedsbaserte løsninger er mindre egnet. Utviklingen av løsninger for funksjonskrav, system- og balansetjenester og øvrige virkemidler koordineres med utviklingen av felles nordiske løsninger og implementeringen av nytt europeisk regelverk. Løsningene utvikles i nordisk samarbeid Det nordiske synkronområdet er fortsatt det naturlige utgangspunktet for internasjonalt samarbeid. For å håndtere de store omstillingene i kraftsystemet er det avgjørende at de nordiske TSOene i fellesskap videreutvikler nye løsninger for balanseringen. De nordiske TSOene inngikk våren 2018 en samarbeidsavtale om utvikling av et nytt nordisk balanseringskonsept. Avtalen forplikter de fem systemoperatørene til et felles målbilde og veikart for implementering av det nye balanseringskonseptet og felles balansemarkeder. Her skisseres også veien frem mot nye felles europeiske markedsplattformer for balansering. Avtalen danner et godt grunnlag for en felles effektiv utvikling på dette området, som er et omfattende og høyt prioritert arbeid. For nærmere informasjon om dette viser vi til nordisk nettside for Nordic Balancing Model 5. Statnett og Svenska kraftnät har gjennom rollen som "service provider" ansvaret for implementering og drift av nordiske felles oppgaver og funksjoner for balansering. Det felles IT-selskapet, Fifty, eid av Statnett og Svenska kraftnät, er sentralt for å utvikle felles IT-løsninger for denne rollen. Det er tidligere etablert et selskap for balanseavregning i Norden (esett Oy), for avregning av kunder i Norge, Sverige og Finland. Det ble inngått avtale med Energinett om å også inkludere Danmark. Videre er nordiske fellesfunksjoner etablert med et nordisk kontor for driftssikkerhets- og kapasitetsberegninger (RSC) i København. Formålet er å øke driftssikkerheten og å forbedre kapasitetsutnyttelsen. Vi samarbeider bl.a. om etablering av en felles nettmodell (CGM), utvikling av ny metode for kapasitetsberegning for energimarkedene og nye IT-verktøy for dette. Vi viser til nordisk nettside for RSC 6. Europeisk regelverk setter rammene for utviklingen Det nordiske kraftmarkedet er en integrert del av det europeiske kraftmarkedet. Nytt europeisk regelverk setter dermed i stor grad rammene for utviklingen av systemdrifts- og markedsløsninger i Norge og Norden. Den nordiske kraftbransjen blir i første omgang påvirket i særskilt grad av EUs tredje elmarkedspakke, som innebærer innføring av et felles regelverk for energisektoren i Europa. EU har vedtatt en rekke forordninger, Network Codes/Guidelines, som definerer bindende regler for tilknytning til kraftsystemet, systemdrift og kraftmarkedene. I løpet av de nærmeste årene trer en rekke nye lovkrav i kraft. Dette omfatter blant annet regler for beregning av overføringskapasitet til markedene, 15 minutters tidsoppløsning i markedene, felles markeder og plattformer for balansering og nye metoder for avregning og reservedimensjonering. Mens implementeringen av dette pågår for fullt, har EU kommet med den fjerde energimarkedspakken, "Clean Energy for all Europeans" (også kalt CEP og tidligere kalt Vinterpakken). Deler av dette ble endelig vedtatt i 2018, mens det da ble politisk enighet om det resterende. Hele pakken ble vedtatt i mai Selv om CEP enda ikke er en del av norsk lov, vil Statnett ta hensyn til relevante deler av regelverket som er innenfor rammen av dagens regelverk. Statnett ser det som viktig å være aktiv i de europeiske prosessene med utforming av metoder på områder som har betydning for norske interesser. Vi mener det er viktig å balansere behovet for felles regler mot nordiske og nasjonale hensyn, og at samarbeidet er tuftet på nasjonale ansvar for forsyningssikkerheten

9 Tiltak A: Videreutvikle systemansvaret og funksjonalitet i kraftsystemet I dette kapitlet presenteres tiltak som er sentrale for å videreutvikle systemansvaret samt sikre funksjonalitet i anlegg tilknyttet kraftsystemet. Følgende figur viser gjeldende fremdriftsplaner. Sentrale endringer fra planen presentert i forrige Tiltaksplan fra juni 2018: Retningslinjer: Ny runde med utarbeidelse av retningslinjer for nye paragrafer i fos. Arbeid med nasjonal veileder for funksjonskrav er utvidet med et kvartal tom Q1 2020, og tilpasses med dette fos 14 retningslinjearbeidet. TSO/DSO piloter i regionalt distribusjonsnett har utvidet tidsplan med et kvartal. Utarbeide retningslinjer iht. endring i forskrift om systemansvaret (fos) NVE er i prosess med å gjennomgå forskrift om systemansvaret i kraftsystemet (fos). Dette gjøres for å legge til rette for økt transparens, involvering og forutsigbarhet i rammevilkårene for utøvelsen av systemansvaret. I tillegg til endringer i eksisterende paragrafer er det innført en egen bestemmelse om retningslinjer knyttet til utøvelsen av systemansvaret. Fos pålegger nå systemansvarlig å utarbeide forslag til retningslinjer for utøvelsen av systemansvaret. Nye retningslinjer skal høres med aktørene i bransjen og innholdet i retningslinjene skal godkjennes av NVE. Systemansvarliges utøvelse av vedtaksmyndigheten skal være i tråd med retningslinjene. Hvilke bestemmelser som til enhver tid er omfattet av krav om tilhørende retningslinjer fremgår av gjeldende fos 28a første ledd. Gjeldene versjon av fos finnes på Lovdata (lovdata.no). Det overordnede formålet med bestemmelsen om retningslinjer er å sikre at systemansvaret forvaltes åpent og samfunnsmessig rasjonelt, samt at prinsippene for utøvelse av systemansvaret etterleves. Retningslinjene vil bidra til å øke forutsigbarheten for aktørene ved systemansvarliges bruk av enkeltvedtak og systemkritiske vedtak. I tillegg vil retningslinjene bidra til å sikre at NVE har mulighet til å kontrollere hvordan myndigheten tildelt gjennom systemansvaret utøves. Statnetts forslag til retningslinjer for fos 5, 6, 8, 8a, 8b, 14a og 21 var på høring hos bransjen i perioden til Retningslinjene skal være godkjente av NVE og gjeldende fra NVE har videre foreslått ytterligere endringer i fos, sendt på høring i mars 2019 med høringsfrist juni Her er det blant annet foreslått at resterende relevante bestemmelser skal underlegges 28a om retningslinjer fra og med De aktuelle bestemmelsene er 7, 9, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 20 og 22b. Statnett er i gang med utarbeidelsen av forslag til retningslinjene, og planlegger høring av forslaget i perioden Utarbeide Nasjonal Veileder for Funksjonskrav i kraftsystemet (NVF), inklusive tilpasning til europeiske tilknytnings-forordninger Systemansvarlig skal sørge for nødvendig funksjonalitet i anlegg i regional- og transmisjonsnettet, samt tilknyttede produksjonsanlegg i distribusjonsnett som har vesentlig betydning for driften og utnyttelsen av regional- og transmisjonsnettet. Funksjonskrav til nett og produksjonsanlegg beskrives i dag i FIKS Nye EU tilknytningskrav skal implementeres i norsk regelverk, og vil påvirke utformingen av kravene. Funksjonskrav og veiledningstekst gjennomgås og revideres derfor nå innenfor rammene av nasjonalt regelverk ved forskrift om 7 Funksjonskrav i kraftsystemet - FIKS

10 systemansvaret (fos). Relevante krav fra EU tilknytningsforordninger som oppfattes som nødvendige for funksjonsegenskaper i kraftsystemet inkluderes i ny Nasjonal Veileder for Funksjonskrav (NVF). Mens eventuelle funksjons- eller prosesskrav fra tilknytningsforordningene som ikke er hjemlet i norsk lov ikke blir tatt med i veilederen. Det vil fastsettes prinsipper, metoder og funksjonskrav som sammenfattes og tas inn i forslag til retningslinjer for systemansvaret. I tillegg vil Nasjonal veiledning for funksjonskrav i kraftsystemet bli et eget dokument som vedlegg til retningslinjene. Vi forventer at systemansvarlig vil få en sentral oppgave med oppfølging av EUs tilknytningsregler og at det fortsatt vil være behov for å stille krav til funksjonalitet på områder utover det som er definert i forordningene. Til eksempel stiller forordningene ingen krav til nettanlegg. Vi vurderer hvilke områder det fortsatt vil være behov for å stille krav til i arbeidet med å revidere veiledningen for funksjonskrav. Målet er å utvikle funksjonskrav og veiledning, som er godt forankret i bransjen og hos aktørene, og som er forenlig med nytt europeisk regelverk og NVEs nye krav om retningslinjer for forskrift om systemansvaret. Arbeidet gjennomføres i nær dialog med aktører, bransjeorganisasjoner, forsknings- og standardiseringsorganisasjoner, og myndighetene (NVE og DSB). Vi oppfordrer aktørene til å delta aktivt i referansegrupper og gi innspill, da dette er viktig for at vi skal kunne forstå konsekvenser for aktørene og dermed ha mulighet til å ta dette med i vurderingene når funksjonskrav fastsettes. Europeisk regelverk på dette området gjør at funksjonskravene blir mer harmonisert mellom land. Arbeidet med å revidere veilederen ble igangsatt i april 2018 og planlegges sendt til NVE for godkjenning (som et vedlegg til retningslinjer for fos) i løpet av mars Forbedre spenningsregulering innstillinger i anlegg Statnett har over tid sett økende utfordringer med spenningskvalitet i transmisjonsnettet, noe som har ulemper for driftssikkerheten. Som følge av dette har Statnett investert i og satt i drift en rekke reaktive komponenter. Disse tiltakene har bedret situasjonen, men ikke i tilstrekkelig grad. I tillegg til å investere i nye reaktive komponenter er det viktig at eksisterende reaktive komponenter fungerer formålstjenlig og effektivt. Analyser Statnett har utført tilsier at spenningskvaliteten kan forbedres betraktelig og spenningsreguleringen bli mer effektiv, ved å sørge for at eksisterende reaktive komponenter til enhver tid er riktig innstilt. Vi erfarer en del ugunstige innstillinger på reaktive komponenter og også at en del generatorer tilknyttet transmisjonsnettet ikke utnytter installert reaktiv ytelse fordi spenningsregulatorene ikke er hensiktsmessig innstilt. Mye spenningsregulering utføres ved manuell inn-/utkobling av reaktive komponenter og manuelle endringer av settpunkt. Mye av denne manuelle spenningsreguleringen kan automatiseres. Med utgangspunkt i dette gjennomfører Statnett nå et arbeid som skal sikre riktig innstillinger på alle Statnetts reaktive komponenter, samt på generatorer som har betydning for spenningskvaliteten i transmisjonsnettet. Vi fokuserer i dette arbeidet på generatorer med ytelse over 100 MVA i Sør-Norge og over 50 MVA i Nord-Norge. Vi forventer gevinster i form av økt driftssikkerhet, redusert tap og redusert behov for manuelle spenningsreguleringer. Arbeidet pågår og har antatt ferdigstillelse i løpet av TSO/DSO-piloter i regionalnett I fremtiden vil det bli mulig for nettselskapene i distribusjonsnettet (fremtidige DSOer, Distribution System Operators) å ta i bruk nye løsninger som kan bidra til å effektivisere drift og utvikling av kraftsystemet. Siden sommeren 2017 har bransjen og Statnett i TSO/DSO-samarbeidsforum diskutert utvikling av mulig operatørrolle for nettselskapene. Det er enighet om at utviklingen av DSO-rollen bør skje gradvis og utvikling av regulering bør avvente erfaringer fra piloter. Statnett har et spesielt behov for å avklare langsiktig oppgavedeling for systemdriften i regionalt distribusjonsnett. Gjennom etablering av tre TSO/DSO-piloter testes nå nye grensesnitt og oppgavefordelinger i regionalt distribusjonsnett, hvor innsikten også vil kunne brukes i regulatorisk utvikling knyttet til DSO-rollen og grensesnittet TSO/DSO. De tre pågående pilotene i regionalt distribusjonsnett er: Overvåkning av flaskehalser: Flere DSOer opplever økte utfordringer med flaskehalser mellom regional- og distribusjonsnett på grunn av mer uregulerbar kraftproduksjon. I denne piloten samarbeider Statnett med Mørenett om å teste hvordan en DSO-rolle kan fungere inn mot eksisterende 8

11 prosesser i regulerkraftmarkedet. I piloten vil Mørenett prognostisere flaskehals i eget regionalt distribusjonsnett (Haugen transformator), og selv vurdere bruk av regulerkraft, eventuelt endre koblingsbilde (basert på forhåndsgodkjent av koblingsbilder og kriterier for bruk av disse). Regional spenningsregulering/-koordinering: For å opprettholde spenningsgrenser og optimalisere tapsforhold kan nettselskapene bruke reaktive komponenter i eget nett (primært kondensatorbatteri og trinning av transformatorer), samt utnytte reguleringsegenskapene i regionale kraftverk. Spenningsregulatorene i tilknyttede kraftverk er i dag lite utnyttet av nettselskapene. I piloten foretar Agder Energi Nett en gjennomgang og koordinering av spenningsinnstillinger i regionalnettet, inklusiv trinning av transformatorer mot transmisjonsnettet og bedret informasjonsutveksling med transmisjons-nettet. Regional driftsstøtte: DSO-Fosen er et samarbeid mellom TrønderEnergi Nett og NTE Nett i regionalnettet på Fosen, som er et driftsmessig krevende område. I piloten vil de regionale nettselskapene teste ut hvordan de kan analysere og anbefale tiltak i regionalnettet på områder som systemansvarlig i dag ivaretar. DSO-Fosen vil i piloten blant annet foreta analyser og anbefale nettmessige tiltak i kommende driftsuke, samt koordinere og anbefale regionale driftsstanser. Det er sentralt at kunnskapen som erfares gjennom TSO/DSO-pilotene deles og at løsningene kan gjenbrukes. Pilotene vil derfor evalueres, og resultatet av dette vil bli gjort tilgjengelig for bransjen. Pilotene har varighet på cirka 12 måneder, hvor evalueringen vil skje i løpet av første kvartal Rammene for pilotene er avklart med NVE, som deltar i TSO/DSO-samarbeidsforum som observatør. 9

12 Tiltak B: Videreutvikle energimarkeds- og handelsløsninger I dette kapitlet presenteres tiltak som skal bidra til å videreutvikle energimarkeds- og handelsløsninger. Tiltakene gjennomføres i et internasjonalt samarbeid. Følgende figur illustrerer gjeldende fremdriftsplaner: Sentrale endringer fra planen presentert i forrige Tiltaksplan fra juni 2018: Europeisk intradagmarked (XBID) ble satt i drift i juni Idriftsettelse av Flytbasert markedskobling i Day Ahead planlegges nå til sommeren Innføring av 15 minutters oppløsning i energi- og balansemarkeder er mer komplekst og omfattende enn tidligere antatt. Endringen forutsetter økt grad av automatisering i systemdriften, og er tett koblet til innføring av ny balanseringsmodell i Norden. Nye vurderinger tilsier at det er behov for mer tid, trolig til utgangen av Ny tidsplan fastlegges i løpet av høsten Innføring av implisitt tapshåndtering på Skagerrakkablene tar lenger tid enn forutsatt. Regulatorkrav medfører behov for utsettelse med ca. ett år, og vi forventer nå idriftsettelse før sommeren Utvikle ny nordisk ubalanseavregning I henhold til den europeiske forordningen for balansering (Electricity Balancing guideline, EB GL) sendte europeiske TSOer ved årsskiftet 2018/19 inn forslag for harmonisering av ubalanseavregningen. I henhold til forslaget skal ubalanseavregningen harmoniseres til én posisjon og én pris. Det innebærer at dagens oppgjør med to-pris avregning for produksjon må opphøre. Etter at forslaget blir godkjent av relevante regulatorer skal nødvendige endringer implementeres innen 18 måneder, og tidligste tidspunktet for implementering vil dermed være første kvartal Forslaget åpner for å søke relevant regulator om unntak for å kunne anvende to-pris avregning, gitt at en eller flere betingelser definert i forslaget er oppfylt. En slik betingelse er hvis avregningsperioden er lenger enn 15 minutter. I og med at vi planlegger at 15 minutters tidsoppløsning i energi- og balansemarkeder skal være implementert i løpet av 2022, vil det være en mellomperiode på 18 måneder fra andre kvartal 2021 til og med fjerde kvartal 2022 hvor ubalanseavregningen da potensielt kan være basert på 60 minutters avregningsperiode. Vi ser følgende alternative tidsplaner for implementering av ubalanseavregning med én-pris avregning: Implementere med idriftsettelse fra første kvartal Dette vil tidligere bidra til å realisere de effektivitetsgevinster som følger med å implementere nye harmoniserte vilkår for de balanseansvarlige. Fortsette med to-pris avregning til 15 minutter avregningsperiode er innført i Hovedgrunnen for dette er å unngå negative konsekvenser for driftssikkerheten, blant annet som følge av at ubalanseprisen gir insentiver som ikke er i samsvar med TSOens behov for balansering innenfor timen. Valg av løsning krever videre analyser og vurderinger, og markedsaktørene vil bli involvert i dette. Utover modellen med to avregningsposisjoner og to-pris for produksjon, har Norden i dag til dels ulike avregningsprinsipper for automatiske og manuelle regulerings-reserver (afrr, mfrr) og ubalanser. Et viktig kriterium for en effektiv balansering er klare prissignaler i ubalanseoppgjøret som bidrar til riktige incentiver overfor aktørene til å redusere sine ubalanser. Effektive prisingsprinsipper i balansemarkedene bidrar til effektiv konkurranse. De nordiske TSOene vil som en del av arbeidet med ny nordisk balanseringsmodell utvikle nye harmoniserte regler for ubalanseoppgjøret, innenfor rammene gitt av den europeiske harmoniseringen og med hensyn til fremtidige endringer i balansemarkendene. 10

13 Innføre ny metode for kapasitetsfastsettelse i Norden - Flytbasert markedskobling Flytbasert markedskobling (FBMC) er en ny måte å fordele tilgjengelig nettkapasitet i energimarkedet på, der markedsklareringen i større grad enn i dag tar hensyn til nettets fysiske egenskaper. FBMC vil gi større samsvar mellom markedsflyt og fysisk flyt og dermed gi redusert usikkerhet i systemdriften. Siden FBMC bidrar til at den fysiske nettkapasiteten utnyttes på en mer fleksibel og effektiv måte i markedet, vil flere handelsmuligheter gjøres tilgjengelig, og dermed tilrettelegge for økte samfunnsøkonomiske gevinster. Gjennom det europeiske regelverket "Capacity Allocation and Congestion Management" stilles det krav om at alle de europeiske kapasitetsberegningsregionene skal utvikle og implementere FBMC som ordinær markedsløsning for spot- og intradagmarkedet innen Det kan gjøres unntak dersom det kan vises at en bedre organisering av dagens markedsløsning kan gi minst like stor samfunnsøkonomisk verdi som FBMC. Analyser for Norden har vist at det er overveiende sannsynlig at FBMC vil gi en positiv nordisk samfunnsøkonomisk gevinst, og de nordiske TSOene har derfor utviklet et forslag til en FBMC-metode for Norden. Metodeforslaget ble, etter konsultasjon med markedsaktørene, sendt til godkjenning hos regulatorene i september 2017 og fikk endelig regulatorgodkjennelse i juli Det nordiske arbeidet med flytbasert markedskobling startet høsten 2012, og en nordisk prototype for FBMC er utviklet. Prototypen anvendes av de nordiske TSOene til flytbaserte kapasitetsberegninger. De resulterende flytbaserte kapasitetene brukes deretter i markedssimuleringer gjennom anvendelse av den europeiske markedsalgoritmen Euphemia. Idriftsettelse av flytbasert markedskopling planlegges til sommeren 2021, etter en lenger testperiode (12 måneder) der det gjøres daglige FBMC markedssimuleringer parallelt med det ordinære markedet (parallellkjøring). Markedsresultater vil bli publisert parallelt med de ordinære markedsresultatene. Intradagmarkedet vil i starten fortsatt motta kapasiteter på samme måte som i dag. Implementering av FBMC i intradagmarkedet vil komme senere ettersom den nye Intradag-plattformen, XBID, foreløpig ikke kan håndtere FBMC. Innføre finere tidsoppløsning i energi- og balansemarkeder Endringene i kraftsystemet vil medføre økte effektubalanser innenfor timen. For å opprettholde driftssikkerheten er det derfor behov for nye effektive løsninger for å redusere/håndtere ubalansene. Finere tidsoppløsning i energimarkedene er et viktig tiltak i så måte, spesielt i perioder med store endringer i produksjon, forbruk og utveksling. Med finere tidsoppløsning får vi en nordisk harmonisert løsning for å løse ubalanser innenfor driftstimen, og omfanget av mindre effektive nasjonale særordninger vil reduseres. Viktige drivere er driftssikkerhet, verdiskaping og etterlevelse av europeisk regelverk (EBGL). Statnett ønsker å kunne endre kraftflyten på HVDC-forbindelsene (ramping) gjennom hele timen, for å øke volumet som kan endres fra en time til den neste. Store, raske flytendringer på kablene bidrar isolert sett til økte ubalanser og er utfordrende både med henblikk på spenning og flaskehalser i systemet. I dag blir flyten endret bare i 20 minutter rundt timeskift og holdes konstant i de resterende 40 minuttene. Dagens praksis har bakgrunn i avtaler med de kontinentale TSOene og timesoppløsningen i markedet. Med gjeldende regler vil det med økt mellomlandskapasitet ta mange timer å endre kraftflyten fra full import til full eksport. Finere tidsoppløsning i markedene vil legge til rette for kontinuerlig ramping uten at ubalansene øker. For å ivareta driftssikkerheten, vil det likevel fortsatt være nødvendig å ha begrensninger på hvor store og raske flytendringer som kan tillates. Tett overvåking og effektiv håndtering av overføringssnitt og spenningsforhold, særlig i Sør-Norge, er derfor også nødvendig. Det er samfunnsøkonomiske verdier av å innføre finere tidsoppløsning i energimarkedene, ved at mindre reserver aktiveres og frigjøres til alternativ anvendelse. I tillegg vil verdien av nordisk fleksibilitet i energimarkedene øke ved at nordiske aktører vil kunne handle kvartersprodukter med aktører i markeder utenfor Norden som allerede har dette. 15 minutters avregningsperiode vil eksponere markedsaktørene for ubalanser de ikke ser i dag. Det blir dermed viktig at det gis mulighet for aktørene til å handle seg i balanse hver 15 minutters periode. Kraftbørsene i Europa er forpliktet til å sørge for handel med samme tidsoppløsning som avregningsperioden, både i SPOT-markedet og intradag markedet. Vi samarbeider tett med børsene for å sikre at det vil være mulig å handle med 15 minutters oppløsning i minst ett kraftmarked ved innføring av 15 minutters avregningsperiode. 11

14 Det pågår et felles nordisk prosjekt som skal koordinere arbeidet i de fire landene med å innføre 15 minutters oppløsning i avregning og i energi- og balansemarkedene i Norden. Den europeiske forordningen for balansering (EB GL) krever at ubalanser skal avregnes per kvarter med effektuering innen tre år etter at forordningen har trått i kraft (dvs. desember 2020). Etter en grundigere gjennomgang og detaljering av implementeringsplanen for helheten inklusive kvartersoppløsning i energi- og reservemarkeder, ser vi at det ikke vil være mulig å ha dette på plass i Norden ila Nye vurderinger tilsier at det er behov for mer tid, trolig til utgangen av Endelig dato bestemmes av regulatorene i hvert land, og NVE er i prosess med å vurdere dette for Norge. NVE varsler en forskriftsendring i 2019 som vil sette dato for norsk implementering. TSOene vil sende forslag til tidspunkt til regulatorene. Samtidig omlegging i alle nordiske land er viktig for å unngå oppsplitting av markedene, og NVE samarbeider med andre nordiske regulatorer for å få til en samtidig overgang. Følge opp utviklingen og delta i aktuelle kapasitetsmarkeder Flere land har innført, eller vurderer å innføre, ulike former for kapasitetsmekanismer for å sikre at det finnes tilstrekkelig produksjonskapasitet til å dekke forbruket. Man skiller ofte mellom «strategiske reserver» og «kapasitetsmarkeder». Strategiske reserver er ressurser som kun benyttes i de tilfellene energimarkedene ikke kan dekke kraftforbruket. Prinsipielt skal de strategiske reservene i liten grad påvirke tilbudet og prisen i energimarkedene, og skal kun aktiveres dersom man ikke får markedsklarering. Kapasitetsmekanismer er støtteordninger som belønner all tilgjengelig produksjonskapasitet (effekt). Kapasitet kan for eksempel kjøpes og selges gjennom et marked eller en auksjon. Aktører som får tilslag i et kapasitetsmarked/auksjon deltar i det ordinære energimarkedet, men får også betalt for å ha kapasitet tilgjengelig for energimarkedet og er forpliktet til å produsere eller redusere forbruk når spesifikke kriterier er oppfylt. Et slikt marked skiller seg fra et "energy-only"-marked ved at aktørene får betalt for både levert energi i det ordinære energimarkedet og for å ha kapasitet tilgjengelig. Innføringen av kapasitetsmarkeder påvirker kraftprisene i de respektive landene, og dermed også insentivene til å bygge nye mellomlandsforbindelser. Statnett er opptatt av at utenlandsk kapasitet får delta i andre lands kapasitetsmarkeder på lik linje med nasjonale aktører, og vi deltar aktivt i den europeiske debatten om dette. Storbritannia har et kapasitetsmarked, og har avholdt årlige kapasitetsauksjoner med leveringsår fire år etter auksjonen. For Statnett er det viktig at North Sea Link får delta i dette markedet med vilkår på linje med britiske aktører. Britiske myndigheter åpnet opp for at utenlandsk kapasitet kunne delta fra og med 2015-auksjonen. Det er eierne av mellomlandsforbindelsene som deltar i auksjonen, er ansvarlig for leveransene, og mottar kapasitetsbetalingen. I Norge vil disse inntektene tilfalle nettkundene, tilsvarende som for flaskehalsinntektene fra energihandel. Britiske myndigheter beslutter hvor mye av den installerte kapasiteten som får delta, basert på en individuell deratingfaktor 8. Det britiske kapasitetsmarkedet mistet i slutten av 2018 sin statsstøttegodkjenning, og framtidige auksjoner ble satt på hold. Kommisjonen vurderer nå kapasitetsmarkedet nærmere. Under forutsetning av at godkjenning igjen vil komme på plass, vil verdien av deltagelse for North Sea Link avhenge av hvor mye av overføringskapasiteten som får delta i auksjonen, samt auksjonsprisen som er basert på marginal-prisingsprinsippet. Auksjonsprisen kan variere mye mellom år, og vil blant annet avhenge av om det er eksisterende eller ny kapasitet som setter prisen og hvilken teknologi som klarerer markedet. Auksjonen som ble avholdt i februar 2018, med leveringsår 2021/22, klarerte på 8,4 pund/kw per år. North Sea Link deltok ikke i 2018-auksjonen, men med gitt deratingsfaktor og auksjonspris ville dette ha gitt en inntekt på ca. 106 MNOK, der halvparten ville tilfalt Statnetts nettkunder. Auksjonen året før klarerte på 22,5 pund/kw, og ville ha gitt en vesentlig høyere inntekt dersom vi hadde deltatt. Deratingfaktoren har utviklet seg i riktig retning, men Statnett vil fortsatt argumentere for en høyere deratingfaktor. 8 Deratingfaktoren tar hensyn til sannsynligheten for at North Sea Link ikke vil importere til Storbritannia i en anstrengt kraftsituasjon. Det er to spesifikke faktorer som vurderes; sannsynligheten for at kabelen er ute av drift og sannsynligheten for at det er en sammenfallende anstrengt kraftsituasjon i Storbritannia og Norge. 12

15 Innføre implisitt tapshåndtering på alle norske HVDC-kabler Statnett arbeider for at det i markedsklareringen skal tas implisitt hensyn til overføringstapene som oppstår på alle våre HVDC mellomlandsforbindelser. Dette omtales som "implisitt tapshåndtering". Implisitt tapshåndtering vil medføre at handel med kraft over en HVDC forbindelse vil kreve at verdien av prisforskjellen er minst like stor som tapet på kabelen. Ved å ta hensyn til tapene i markedsalgoritmen, som for våre HVDC-forbindelser er på 3-5% av overført volum ved full-last, oppnås en mer samfunnsøkonomisk effektiv handelsløsning. Videre vil tiltaket også bidra til en ikke ubetydelig energieffektivisering, da 4 % tap på alle eksisterende og planlagte kabler ut fra Norge vil kunne gi et energitap på over 200 MWh/h dersom det ikke tas hensyn til tapet. Å inkludere tap i markedsalgoritmen blir enda viktigere etter hvert som flere HVDC-forbindelser installeres. Statnett har tidligere arbeidet for å etablere implisitt tapshåndtering på NorNed, og dette ble godkjent av regulatorene og innført allerede i Implisitt tapshåndtering er også innført på en del andre europeiske HVDC forbindelser som Baltic, IFA og Britned. De nordiske TSOene har i samarbeid gjennomført en analyse av den samfunnsøkonomiske lønnsomheten av å hensynta tap i markedsalgoritmen på alle HVDC-forbindelser i Norden og til kontinentet. Analysen er basert på 16 måneder med markedssimuleringer i den europeiske markedsalgoritmen "Euphemia" med virkelige markedsbud. Simuleringene indikerer at implisitt tapshåndtering på alle nordiske HVDCforbindelser kan gi en betydelig samfunnsøkonomisk gevinst. Det har likevel vært noe ulike syn på å innføre dette og det har tatt tid å komme til enighet blant TSOene. Vi planlegger i samarbeid med Energinet å implementere implisitt tapshåndtering på Skagerrakforbindelsene. Det har vært utsettelser av oppstart av implementeringen som følge av en mer omfattende regulatorprosess enn antatt hos dansk regulator. Vi håper nå at implisitt tapshåndtering for denne forbindelsen kan være på plass til sommeren Vi forventer også at løsningen vil bli innført for de nye mellomlandsforbindelsene NordLink og North Sea Link. 13

16 Tiltak C: Videreutvikle system- og balansetjenester I dette kapitlet presenteres tiltak som skal bidra til å videreutvikle system- og balansetjenester. Tiltakene gjennomføres i all hovedsak i et internasjonalt samarbeid. Følgende figur illustrerer gjeldende fremdriftsplaner: Sentrale endringer fra planen presentert i forrige Tiltaksplan fra juni 2018: Implementering av nye tekniske spesifikasjoner for FCR utsettes i tid, og det gjennomføres først et arbeid for å forberede implementeringen. Dette vil skje i samarbeid med bransjen. Løsning for å sikre frekvensstabilitet er nå konkretisert til implementering av ny Fast Frequency Reserves (FFR), basert på erfaringer fra tidligere gjennomført pilot for FFR. Marked for FCR-D nedregulering planlegges etablert senest ila Ukemarkedet for FCR vil endres til daglig D-2 marked og det vil bli mulig å gi blokk-bud. Forventes ila. første halvår Nordisk kapasitetsmarked for afrr sekundærreserver utvides i tid, og forventes nå operativt i løpet av Q Tidspunkt for idriftsettelse er avhengig av når regulatorgodkjenning vil foreligge. Nordisk kapasitetsmarked for mfrr skyves ut i tid, og vi planlegger nå å ha dette operativt ila Q Utvikling av moderne ACE aktiveringsmarked for mfrr utvides i tid som følge av høyere kompleksitet og omfang enn det som tidligere var lagt til grunn. Det er behov for å automatisere balanseringsprosessen i operativ drift. Vi forventer at dette skal være i operativ drift rundt årsskiftet 2022/23. Innføring av moderne ACE aktiveringsmarked for afrr vil utsettes til etter moderne ACE mfrr aktiveringsmarkedet. Tilrettelegge for ny fleksibilitet pilot for mfrr i NO1 er et nytt tiltak i planen Nye krav til stasjonsgruppeinndeling: Vi forbereder nå et arbeid og vil komme tilbake med prosjektplan og involvere markedsaktører og nettselskaper høsten Tilpasse vilkår og avregningssystemer til nye roller: Vi forbereder nå et arbeid og vil diskutere konseptvalg og implementering med bransjen høsten I rapporten Utvikling av systemtjenester finnes det blant annet en beskrivelse av reservemarkedene og andre systemtjenester, samt øvrige virkemidler i systemdriften. Vi planlegger å gi ut en oppdatert samlet fremstilling av fremtidsbildet for systemtjenestene i løpet av Utvikle ny dimensjoneringsmetodikk for reserver Det pågår et omfattende nordisk arbeid for å videreutvikle metoden for å fastsette ønsket nivå på driftssikkerheten, samt å dimensjonere nordiske reserver for å holde driftssikkerheten på dette nivået. 9 Utvikling av systemtjenester

17 Risikoen for automatisk forbruksutkobling øker dersom noe av reservene som er beregnet for håndtering av driftsforstyrrelser allerede er aktivert i normaldrift og derfor er utilgjengelige for å balansere kraftsystemet ved større hendelser. De nordiske TSOene er i ferd med å implementere et nytt balanseringskonsept hvor dagens balanseregulering med frekvens som reguleringskriterium vil endres til en mer fremtidsrettet regulering basert på områdebalanser. Det vil også skilles tydeligere mellom en proaktiv og en reaktiv reguleringsfase hvor afrr får en økt betydning sammenlignet med i dag. Som et ledd i denne utviklingen, har TSOene utviklet en ny metodikk for dimensjonering av FRR som etter planen vil implementeres stegvis fram til Metoden er avhengig av nordiske TSO-beslutninger og regulatorgodkjenning. Metoden baserer seg på en probabilistisk tilnærming hvor historiske ubalansedata for hvert budområde og statistiske data for tilgjengelighet på nettkapasitet mellom budområdene, benyttes som inndata. Metoden er basis for TSOenes vurderinger for anskaffelse av FRR i kapasitetsmarkeder. Erfaringer fra den operative driftsfasen vil inngå for evaluering av resultatene av dimensjoneringen og for eventuelle parameterjusteringer. Innføre nye nordiske tekniske spesifikasjoner for FCR I et felles nordisk arbeid er det nå definert nye felles nordiske harmoniserte spesifikasjoner for FCR-N/D samt krav til prekvalifisering. Videre vil det utarbeides en plan for å implementere nye spesifikasjoner i eksisterende produksjonsanlegg. Nye krav skal bidra til å forbedre frekvenskvaliteten ved blant annet å redusere langsomme frekvenspendlinger i kraftsystemet. Mekanisk "slark" i vannkraftanlegg kan begrense muligheten til høy presisjon på FCR-N regulering. Dermed kan det bli utfordringer for enkelte anlegg å oppfylle nye krav som er viktige for å redusere de identifiserte oscillasjonene i systemet. Nye krav vil ta hensyn til systemets behov, men det må også tas hensyn til produksjonsanleggenes tekniske begrensninger. Aktørene vil bli påvirket av de nye spesifikasjonskravene i forbindelse med prekvalifisering for deltakelse i FCR-markedet. Tiltaket vil videre kunne resultere i et endret behov for frekvensstyrte reserver. Arbeidet med å designe de nye spesifikasjonskravene ble avsluttet i Q Videre har de nordiske TSOene skissert rammer for en mulighetsstudie for å se på hvordan nye krav skal implementeres. Vi må definere mekanismer/insentiver for å sikre interesse fra aktører som ønsker å prekvalifisere seg for ny FCR. Studien forventes å starte høsten 2019, og aktører vil bli invitert til å delta i prosessen via nasjonale referansegrupper. Implementering av nye krav vil starte etter at mulighetsstudien har konkludert, og nødvendige høring og regulatorgodkjenning er på plass. Videreutvikle FCR markedene Marked for FCR-D for nedregulering ("FCR-D ned") I dag er dimensjonerende feil i negativ retning relativt lav (<1000 MW) i det nordiske kraftsystemet. Det har av den grunn ikke vært nødvendig å sikre FCR-D for nedregulering ("FCR-D ned") som et eget produkt i tillegg til FCR-D for oppregulering ("FCR-D opp") og FCR-N. Med endringene som kommer i kraftsystemet fremover, har de nordiske TSOene vurdert og konkludert med at det er behov for å innføre FCR-D nedregulering som et eget produkt. Nye utenlandskabler resulterer i større negative dimensjonerende hendelser (1400 MW) og dermed et økt behov for å sikre FCR-D ned. I det europeiske regelverket (SO GL) kreves det en prekvalifiseringsprosess også for FCR-D nedregulering. Vi planlegger å innføre et marked for FCR-D ned, og forventer at markedet skal være operativt senest i løpet av 2021, fortrinnsvis noe tidligere. Som et ledd i implementeringen av FCR-D ned samt den øvrige utvikling av FCR, som fjerning av grunnleveranse og nye tekniske krav til FCR-N og FCR-D, planlegger vi å innføre ny beregning av aktivert FCR som splitter aktivert FCR i produktene FCR-N og FCR-D opp/ned i slutten av Overgang til D-2 marked I tillegg videreutvikler vi også markedsdesignet for FCR. For kjøp av FCR før elspotmarkedet planlegger vi å endre fra ukemarked til daglig D-2 marked. Det vil i sammenheng med dette også bli mulig å gi blokkbud. Foreløpig vurdering er at D-2 innføres i løpet av første halvår Tidspunktet vil ses i sammenheng med andre tiltak, og avklares nærmere i løpet av høsten

18 Innføre løsninger for å sikre frekvensstabilitet Det pågår et felles nordisk arbeid med å analysere konsekvensene av ny produksjonsmiks og flere kabler for frekvensstabiliteten. Viktig i denne sammenhengen er en vurdering av frekvensstabiliteten som en funksjon av systemets tilgjengelige rotasjonsenergi (inertia), mulige driftsforstyrrelser og egenskapene til primærreservene for driftsforstyrrelser (FCR-D). Analyser viser at vi i enkelte perioder, typisk på sommeren, vil ha for lite rotasjonsenergi. I enkelte perioder vil nivået være lavere enn det som vurderes som tilstrekkelig for å opprettholde frekvensstabiliteten ved en større driftsforstyrrelse i systemet. Dersom behovet for rotasjonsenergi ikke kan sikres gjennom eksisterende markeder må det utvikles nye ordninger for dette. Det er gjennomført en konseptutredning som ble avsluttet Q2/Q Som et resultat av dette ble det sommeren 2018 innført en løsning med overvåking og instruksjoner knyttet til å kunne redusere størrelse på dimensjonerende feil i Norden. Videre vil det etableres en løsning for raske reserver (Fast Frequency Reserves, "FFR") som hovedalternativ for å håndtere frekvensstabiliteten i kraftsystemet. Det ble sommeren 2018 gjennomført en pilot for FFR i Norge, som ga verdifull kunnskap om tilgjengelighet av FFR fra ulike teknologier samt pris- og kostnadsstrukturer på disse reservene. Det ble basert på dette konkludert med: - FFR er en samfunnsøkonomisk gunstig løsning for å sikre frekvensstabiliteten i systemet, bl.a. sammenlignet med å redusere størrelse på dimensjonerende feil. - FFR kan tilbys av en bredde av forskjellige teknologier, og viser både til muligheter og utfordringer med nye typer av leverandører av frekvensregulering. Resultatene og kunnskapen fra piloten blir nå benyttet videre i utvikling av en felles nordisk FFR spesifikasjon og etablering av, i første omgang, nasjonale markedsløsninger for anskaffelse av reserve. Målet er å ha dette på plass sommeren Planen er å starte arbeidet med å etablere et nasjonalt marked for FFR i løpet av Det forventes jevnlig dialog med bransjen underveis i dette arbeidet. Videre utvikling av nordisk spesifikasjon kan resultere i endringer i FFR spesifikasjonen som dannet grunnlaget for i piloten. Vi vurderer at mindre endringer kan håndteres av teknologiene som deltok i piloten. Løsninger for å sikre frekvensstabilitet må blant annet ses i sammenheng med egenskapene til primærreservene (FCR). Som en forlengelse av arbeidet med å definere nye nordiske spesifikasjonskrav for FCR, se eget tiltak, er det aktuelt å vurdere et felles nordisk marked 11 for FCR. Etablere nordisk kapasitetsmarked for sekundærreserve afrr De nordiske TSOene utvikler et felles marked for innkjøp av afrr-reserver. Kapasitetsmarkedet for afrr er en del av den nordiske avtalen om utviklingen mot ny nordisk balanseringsmodell. afrr blir i dag anskaffet i nasjonale markeder med noe ulike design. afrr anskaffes i timene hvor frekvenskvaliteten historisk har vært dårligst, dvs. i timer med store endringer i forbruk, produksjon og utveksling. Det er enighet mellom TSOene i Norden om å gradvis øke antall timer hvor vi kjøper afrr etter at det nordiske kapasitetsmarkedet er på drift. Det er enighet om å ha afrr i alle timer i løpet av Mengden reserver som skal kjøpes inn i hvilke timer vil bestemmes i arbeidet med ny systemdriftsavtale (SOA), se egen tiltaksbeskrivelse. Gjennom et felles marked vil vi oppnå mer effektiv utnyttelse av reguleringsressursene. Analyser viser at ved kjøp av 300 MW av disse reservene i Norden i alle årets timer, kan den nordiske besparelsen være rundt 500 millioner kroner årlig. Erfaringene viser at afrr har en gunstig effekt på frekvenskvaliteten. De nordiske systemansvarlige nettselskapene sendte i april 2019 tre forslag til de nordiske regulatorene: Metodikk for å gi overføringskapasitet til å utveksle reserver i kraftsystemet. Felles regler og prosesser for å kjøpe opp reserver og for å bruke den nye metodikken for å gi overføringskapasitet. 10 Rapporter fra arbeidet finnes på 11 Statnett har i dag en administrativ løsning for videresalg av FCR til andre nordiske TSOer når prisforutsetningene og kjøpsønske er tilstede og overføringskapasiteten tillater det. 16

19 Forslag om at aktørene ikke skal kunne overføre bud seg imellom i dette markedet. Det er viktig at TSOene har kontroll på den geografiske plasseringen av budene. Vi foreslår et kapasitetsmarked hvor de som ønsker å stille med slike reserver får betalt for å ha kapasiteten tilgjengelig ved behov, i tillegg til å få betalt dersom reserven faktisk blir brukt. For å kunne utveksle reserver mellom ulike områder må vi sikre at det er tilgjengelig overføringskapasitet mellom områdene. Vi foreslår derfor en metodikk for å gi overføringskapasitet til å utveksle reserver når dette er lønnsomt. I et felles marked for reservekapasitet foreslår TSOene å fordele totalt behov for reserver på alle budområdene basert på historisk fordeling av ubalanser. Dette danner grunnlaget for et effektivt oppkjøp av reserver, hvor det reserveres overføringskapasitet mellom budområdene dersom dette vurderes som samfunnsøkonomisk lønnsomt. Prinsippene for markedsbasert reservering av handelskapasitet for afrr ble prøvd ut i 2014 i den såkalte "Haslepiloten", som var et samarbeid mellom Statnett og Svenska kraftnät. Vi ønsker daglig oppkjøp av kapasitet med handelstidspunkt på kvelden D-2. Dette vil bidra til en bedre disponering av ressursene og en mer effektiv reserveportefølje. Usikkerheten omkring alternativkostnaden for disponering av produksjonsapparatet knyttet til ukjente priser i energimarkedet vil reduseres desto nærmere driftstimen reserven anskaffes. Videre vil hyppige oppkjøp øke sannsynligheten for at de rimeligste reservene velges i løpet av perioden. Prisene i kapasitetsmarkedet vil ved oppstart være gitt av tilbudte priser for de aksepterte budene, såkalt pay-as-bid. De nordiske TSOene er enige om å gå over til prisfastsettelse basert på marginalpris innen to år etter oppstart av markedet. Ved oppstart vil afrr aktiveres på samme måte som i dag; proporsjonalt til kapasiteten, såkalt pro-rata. Etter innføring av afrr aktiveringsmarked (se eget tiltak) vil tilslag i kapasitetsmarkedet forplikte leverandøren til å levere bud i aktiveringsmarkedet. Oppstart av markedet er avhengig av tiden det tar for regulatorene å behandle forslagene. Dersom den første behandlingen på inntil seks måneder medfører krav om justeringer, vil markedet komme i drift tidligst første kvartal Det vil dermed bli en utsettelse i forhold til medio 2019 som vi tidligere har kommunisert. Etablere nordiske kapasitetsmarked for mfrr (RKOM), inkl. nedregulering De nordiske TSOene har inngått avtale om å utvikle felles marked for kjøp av reservekapasitet med tilhørende markedsbasert reservering av handelskapasitet for mfrr. Kapasitetsmarkedet for mfrr er en del av utviklingen mot ny nordisk balanseringsmodell. Markedsdesignet er under vurdering. I likhet med planlagt kapasitetsmarked for FCR og afrr har de nordiske TSOene intensjon om daglige kjøp av reserver kvelden før elspotmarkedet klareres, dvs. D-2. Dette vil bidra til en bedre disponering av ressursene og en mer effektiv reserveportefølje. Dette beskrives nærmere under afrr over. Prisingsmetodikk er så langt ikke avklart. Statnett mener at marginalpris er mest effektiv og derfor bør legges til grunn. Det planlagte nordiske kapasitetsmarkedet for mfrr vil bidra til at systemdriftens behov for både nedreguleringsressurser og oppreguleringsressurser kan sikres på en effektiv måte. Systemansvarlig har behov for å kunne regulere balansen i kraftsystemet i begge retninger. Dagens norske regelverk setter krav til tilgjengelige ressurser kun for oppregulering, dvs. økning av produksjon eller reduksjon av forbruk i systemet. Vi har erfart situasjoner med mangel på manuelle nedregulerings-ressurser, og forventer at dette vil bli en økt utfordring fremover med mer uregulerbar kraftproduksjon og flere kabelforbindelser tilknyttet det nordiske synkronsystemet. I henhold til foreliggende plan tar vi sikte på å ha et felles nordisk mfrr kapasitetsmarked operativt ila. Q Fremdrift og oppstart vil avhenge av godkjenning av forslag til metodikk for å gi overføringskapasitet til å utveksle reserver i kraftsystemet, som er sendt inn sammen med forslag knyttet til nordisk afrr kapasitetsmarked. Det er foreløpig ikke avklart når nordiske TSOer vil ha ferdigutviklet regler og prosesser for et nordisk mfrr kapasitetsmarked som kan sendes til regulatorene. Utvikle moderne ACE aktiveringsmarked for mfrr nordisk I dag styres aktiveringene av mfrr for hele det nordiske synkronområdet av driftssentralene til Statnett og Svenska Kraftnät. I forbindelse med utviklingen av ny nordisk balanseringsmodell vil dette endres og alle 17

20 TSOene vil selv bestemme behovet for mfrr-aktiveringer i sine egne budområder. Behovene for mfrr fra alle budområdene i Norden vil koordineres i en sentral optimaliseringsfunksjon som sikrer at de billigste budene blir aktivert først, og at tilgjengelig overføringskapasitet utnyttes samtidig som overføringsgrensene mellom områdene overholdes. Den nye balanseringsmodellen bygger på en ubalanseregulering per budområde, eller Area Control Error (ACE). Siktemålet å holde planlagt balanse i området til enhver tid. Samtidig er det fortsatt viktig å utligne motsatt rettede ubalanser ("netting") og å utnytte de billigste reservene i hele Norden når nettkapasiteten tillater det. Dette skal vi oppnå ved å optimalisere reserveaktiveringen i alle områdene i en sentral plattform, "Modern ACE control" mace. Modellen legger til rette for nordisk deltakelse i europeiske markeder for balansetjenester. Den nye måten å bestemme mfrr aktiveringer på er i tråd med utviklingen mot en felles-europeisk løsning for mfrr gjennom MARI-plattformen 12 og europeiske standardprodukter. Balansemarkeder og handelsavtaler i Norden for automatisk og manuell FRR vil videreutvikles i henhold til nye europeiske krav. Samarbeid vil bli ytterligere formalisert og vi vil få mer harmoniserte produkter, økt transparens, vilkår for deltakelse i balansemarkeder og metoder for reservasjon av overføringskapasitet. Endringene i det nordiske aktiveringsmarkedet for mfrr er en forutsetning for innføring av finere tidsoppløsning i energi- og balansemarkedene Norden, og dette planlegges derfor i sammenheng. Løsningen krever automatisering og endringer av prosessene i den operative systemdriften. Se nærmere beskrivelse av tiltak for å automatisere balanseringsprosessen i kapitlet Digitalisere og automatisere systemdriften. Endringen forventes å bli omfattende og krevende, og vil kreve mer tid enn det som opprinnelig var lagt til grunn. I henhold til forslaget som i mai ble sendt på høring i bransjen er planen at moderne ACE aktiveringsmarked for mfrr komme i drift i drift årsskiftet 2022/23. Innføre moderne ACE aktiveringsmarked for afrr nordisk De fire nordiske TSOene har avtalt å utvikle et afrr aktiveringsmarked basert på mace. I aktiveringsmarkedet vil tilbyderne av afrr kunne levere bud med energipris på samme måte som i dagens regulerkraftmarked (mfrr). Budene vil aktiveres i prisrekkefølge når det er tilstrekkelig kapasitet i nettet. Aktørene kan levere bud i aktiveringsmarkedet også uten å ha fått tilslag i kapasitetsmarkedet. Prisen i markedet settes av det dyreste aktiverte budet; marginalpris. Områder uten flaskehals vil ha lik pris. Aktiveringsmarkedet for afrr utvikles i tråd med utviklingen mot en felles-europeisk løsning for afrr gjennom PICASSO-plattformen og europeiske standardprodukter. Nordisk afrr aktiveringsmarked er et steg på veien mot å kunne delta på PICASSO-plattformen 13. Moderne ACE aktiveringsmarked for afrr vil implementeres etter moderne ACE aktiveringsmarked for mfrr, og foreløpig plan for dette er i løpet av Dette er et nødvendig steg på veien mot deltagelse i et europeisk aktiveringsmarked. Vi påpeker at fremdriftsplanen for afrr aktiveringsmarked som vises i oversikten er foreløpig, og at dette skal vurderes nærmere i samarbeid med de andre nordiske TSOene. Integrere europeiske aktiveringsmarkeder for FRR De nordiske TSOene har i lang tid samarbeidet om et felles nordisk regulerkraftmarked. I 2017 startet to europeiske implementasjonsprosjekter som skal utvikle europeiske markedsplattformer for afrr og mfrr. Markedsplattformene skal optimere aktivering av reserver på tvers av landegrenser, basert på felles budlister, aktiveringsbehov i budområder og tilgjengelig overføringskapasitet mellom disse. Prosjektet for afrr-plattformen har navnet PICASSO og prosjektet for mfrr-plattformen heter MARI. Statnett deltar aktivt i disse prosjektene for å bidra til at viktige hensyn knyttet til det norske og nordiske kraftsystemet blir ivaretatt. Vi finner sammen med de andre nordiske systemoperatørene løsninger for hvordan Norden best kan slutte seg til slike plattformer. 12 "Manually Activation Reserves Initiative" 13 "Platform for the International Coordination of Automated Frequency Restoration and Stable System Operation" 18

21 Europeiske TSOer, som i dag benytter seg av reserver med en tregere aktiveringstid enn mfrr, såkalte restoration reserves (RR), arbeider også med å etablere et felles marked. De nordiske TSOene har foreløpig ingen konkrete planer om å ta del i denne markedsplattformen, men vurderer muligheten løpende. Felles europeiske markeder for afrr og mfrr innebærer innføring av standardprodukter med klart definerte egenskaper. Den enkelte TSO kan i tillegg definere spesifikke produkter for internt bruk, men det er en klar intensjon at det meste av balanseringen innenfor ENTSO-Es område skal skje ved bruk av standardproduktene. Innføringen av standardprodukter legger til rette for utveksling av balansetjenester mellom land, og vil bidra til bedre ressursutnyttelse. Norske leverandører av balansekraft vil kunne delta i europeiske balansemarkeder. En effektiv utveksling av balansetjenester mellom områder forutsetter at det er klart definert hvor lang tid det skal ta fra TSOen gir beskjed til produktet aktiveres, hvor lang tid det tar å komme til full ytelse (ramping), minimum og maksimumsvarighet osv. De europeiske TSOer har foreslått ett standardprodukt for afrr med maksimal aktiveringstid på 5 minutter, der 7,5 minutters aktiveringstid kan aksepteres frem til 18. desember 2025, og ett standardprodukt for mfrr med maksimal aktiveringstid på 12,5 minutter. I tillegg må regler for aktivering, prissetting og avregning defineres for å kunne utveksle reserver, forutsatt at det er tilgjengelig overføringskapasitet. Innsending av bud og bestilling av aktivering vil fortsatt skje mellom den lokale TSO og tjenestetilbyderen. De europeiske TSOene oversendte i desember 2018 seks forslag til de europeiske regulatorene (NRA) for godkjenning. Forslagene inneholder blant annet et rammeverk for implementeringen av afrr- og mfrrplattformen som inkluderer felles krav til produktspesifikasjon, markedets lukketid og prinsipper for hvordan bud på reserver skal velges for aktivering. Forslagene inkluderer også regler for prising av balanseenergi og overføringskapasitet, regler for TSO-TSO avregning samt definisjon av formålet for aktivering. Vi forventer at regulatorprosessen vil ta mellom 6 og 12 måneder, avhengig av om NRAene kan godkjenne forslagene som de er eller om de vil kreve ytterligere endringer. I følge EB GL skal markedsplattformene for aktivering av FRR-produkter være implementert innen 30 måneder etter at forslaget er godkjent av europeiske regulatorer, noe som tilsier i løpet av første halvår Statnett anser dette som en meget ambisiøs tidsplan. EB GL gir TSOene mulighet til å søke om utsettelse i ytterligere to år. Slik det ser ut per nå, vurderer vi det som sannsynlig at de nordiske TSOene vil søke om utsettelse. Tilrettelegge for ny fleksibilitet pilot for mfrr Statnett ønsker å legge til rette for deltakelse fra flere aktører og nye teknologier i regulerkraftmarkedet (mfrr), og vurderer ulike tiltak for dette. Vi planlegger nå en ny pilot i NO1, som er et område med mye forbruk og lite reguleringsressurser. Aktuelle tematikker for denne piloten er vilkår for aggregering inkludert hvilken geografisk informasjon som bør med i bud, verifikasjon av leveranse, og automatisering hos Statnett og leverandører. Automatisering betyr i dette tilfellet bruk av og integrering opp mot elektronisk bestilling. I tillegg vurderer vi å teste med budkvantum som er mindre enn dagens grense i NO1 som er 5 MW. Piloten vil ha 1 MW som nedre grense for bud. Piloten planlegges gjennomført vintersesongen 2019/20, med utlysning før sommeren Revidere vilkår for reservemarkedene Vilkårene for balansemarkedene vil fremover bli justert jevnlig, da videreutviklingen av markedsløsninger og forbedringer vil skje i steg. Her omtales utvikling av beskrivelsen av prosesser, krav til deltagelsen i markedene og oppfølgingen av dette. Forbedret beskrivelse og tydeliggjøring vil bidra til at det er enklere for nye aktører å vurdere hva som skal til for å delta i reservemarkedene og til å synliggjøre hvordan like prinsipper gjelder for ulike typer aktører. Alle endringer i markedsdesign forøvrig vil også føre til vilkårsendringer, men dette er dekket gjennom de ulike tiltakene for utviklingen av reservemarkedene (f.eks. overgang til D-2 marked). Piloter og prøveordninger bidrar til å identifisere barrierer og muligheter, for nettselskaper og markedsaktører, for å bedre skjønne deres vurderinger og behov knyttet til å kunne tilrettelegge for mer fleksibilitet i kraftsystemet. Vilkårene skal være teknologinøytrale. 19

22 Dialog med andre nordiske TSOer, nordiske regulatorer, nettselskaper på underliggende nettnivå og markedsaktører er sentralt. NVE har foreslått en presisering i forskriften om at NVE skal godkjenne vilkårene. Utvikle metode og prosess for å prekvalifisere leverandører av balansetjenester Statnett har utviklet prekvalifiseringsprosesser for leverandører av FCR og FRR gjeldende fra april Dette er gjort for å møte et økt behov for transparente regler og for å sikre nødvendig funksjonalitet og tilgjengelighet, samt å oppfylle kravene som stilles til prekvalifisering i den nye europeiske forordningen for systemdrift (SO GL). Prekvalifiseringen innebærer at samtlige leverandører av FCR og FRR formelt må søke TSO om å kunne delta i balansemarkedene. Leverandøren skal kunne demonstrere at egne enheter/stasjonsgrupper oppfyller tekniske krav for leveranse og krav til tilgjengelighet. Kravet om prekvalifisering gjelder i første omgang leveranser fra anlegg som ikke tidligere har levert det aktuelle produktet. Dette innebærer prosessen for hvordan en aktør skal få et nytt anlegg godkjent for leveranse av et produkt. Det forventes at disse kravene vil bli mer detaljerte etter hvert, og at de i stor grad vil bli drevet av utviklingen av de ulike systemtjenesteproduktene. En del av denne utviklingen er å klargjøre hvordan DSOene skal involveres ved prekvalifisering av leverandører tilknyttet deres nett. Vurdere nye krav til stasjonsgruppeinndeling Stasjonsgrupper benyttes i stor grad i balansemarkedene, og aktivering skjer på stasjonsgruppenivå. Det finnes i dag rundt 450 stasjonsgrupper med svært ulik størrelse. Ca. halvparten av disse består av én stasjon mens den største har nesten 50 stasjoner. I utgangspunktet skal stasjonsgruppene reflektere flaskehalser i nettet, men siden utformingen og inndelingen er historisk betinget, kan det oppstå flaskehalser innad i en stasjonsgruppe. Eksempler som illustrerer dette, er at hele BKK-området er én stasjonsgruppe, og det finnes også stasjonsgrupper som går tvers budområder. Hver stasjonsgruppe må være tilknyttet én balanseansvarlig og dersom noen av aggregatene endrer sin balanseansvarlige må stasjonsgruppen splittes opp. Forbruk som deltar i balansemarkedene utgjør egne stasjonsgrupper. Det er i dag ingen entydige kriterier for hva som er en god stasjonsgruppe og når man skal definere nye. Økende andel fornybar kraftproduksjon og forbrukerfleksibilitet gjør at man trenger bedre oversikt over balanseringsressurser iht. geografi og topologi. I det europeiske regelverket for balansering (EB GL) introduseres en ny rolle, Balancing Service Provider (BSP), og det blir en deling av oppgavene Balancing Responsible Party (BRP) har i dag. Stasjonsgruppene vil være relevante for begge disse rollene. Statnett ser behov for å gjøre en gjennomgang av kriterier for stasjonsgruppeinndeling. Målet er å utforme kriterier for stasjonsgruppeinndeling som både legger bedre til rette for eksisterende produksjon og forbruk, aggregering av mindre enheter, fremtidig flaskehalshåndtering og informasjonsutveksling med DSOene. Det kan bli aktuelt å splitte opp dagens stasjonsgrupper til mindre enheter i budgivningen, eller kreve informasjon om lokalisering av hver enkelt ressurs som inngår i et bud fra en stasjonsgruppe. Statnett vil søke dialog med bransjen i dette arbeidet. Det er blant annet viktig for oss å i størst mulig grad tilrettelegge for produsentenes behov ved produksjonsplanlegging. Statnett forbereder nå et prosjekt og vil komme tilbake med en plan og involvere markedsaktører og nettselskaper i Q Tilpasse vilkår og avregningssystemer til nye markedsroller (BRP/BSP) I EB GL introduseres som nevnt foran en ny rolle, Balancing Service Provider (BSP), som skal være ansvarlig for å levere bud i balansemarkedene. Dette innebærer en oppsplitting av oppgavene Balance Responsible Party (BRP) har i dag. At eksisterende ansvar splittes opp på ulike roller krever endringer, både teknisk og innholdsmessig, i hvordan Statnett mottar, bearbeider og videreformidler informasjon fra aktørene. Eksempelvis skal Statnett i fremtiden, basert på de aktiveringer en BSP utfører, identifisere hvilke BRPer som påvirkes og beregne den energien som BRPens ubalanse skal justeres med i ubalanseoppgjøret. Videre setter det nye Elmarkedsdirektivet ("Clean Energy Package", CEP) i Artikkel 17 krav til markedsadgang for aggregatorer på lik linje med andre leverandører til balansemarkedene. Samtidig setter elektrisitetsforordningen i samme pakken i Artikkel 4 krav til at alle markedsaktører skal være balanseansvarlige eller delegere sitt balanseansvar til en tredjepart. Prinsippet om at alle må ta ansvar for 20

23 sin egen balanse består dermed som et markedsprinsipp. Vilkår for aggregering og modning av hvordan aggregatormodeller kan fungere i praksis er dermed en viktig tematikk, og noe vi ser på blant annet ved å gjennomføre piloter (se ny pilot for mfrr). Nasjonale vilkår som tar hensyn til den nye delingen og som spesifiserer aktørenes rettigheter skal utarbeides av TSO og forelegges den nasjonale reguleringsmyndigheten for godkjennelse. Statnett vil dermed oppdatere vilkårsdokumentene for balansemarkedene og balanseavregning iht. gjeldende krav. Det vil også være relevant å se på behov for endringer i dagens nasjonale reguleringer, der forskrift om systemansvaret i kraftsystemet (fos) og avregningsforskriften er relevante. Implementeringen av den europeiske retningslinjen for balansering vil blant annet medføre følgende endringer knyttet til dagens vilkår: Aktører må være prekvalifisert som leverandør av balansetjenester (BSP) for å kunne delta i balansemarkedene Leverandør av balansetjenester (BSP) skal kunne tilby TSO sine tjenester direkte Oppgjøret av kjøp og salg av balansetjenester skal kunne gjøres direkte mot leverandør av balansetjenester (BSP) Statnett vil løpende informere norske aktører om utviklingsarbeidet og aktuelle høringer. Vi planlegger å diskutere konseptvalg og implementeringsplan med bransjen høsten

24 Tiltak D: Digitalisere og automatisere systemdriften I dette kapitlet presenteres tiltak for å digitalisere og automatisere prosesser i systemdriften. Data med god kvalitet og riktig oppløsning er en sentral forutsetning for dette. I tillegg innebærer også det nye nordiske balanseringskonseptet en omlegging til mer automatiserte prosesser. Følgende figur illustrerer gjeldende fremdriftsplaner. Sentrale endringer fra planen presentert i forrige Tiltaksplan fra juni 2018: Arbeidet med å heve kvaliteten på anleggsdata er forlenget ut 2019, da det tar lenger tid enn forutsatt å få inn data fra aktørene. Utvikling av midlertidig løsning for Nasjonal innsamling av spenningskvalitetsdata vil pågå ut Q Deretter prioriteres å koble opp så mange konsesjonærer som mulig til automatisk nedlasting av data. Implementering av langsiktig løsning utsettes med ca. ett år. Ny modernisert FASIT-versjon ble tatt i bruk iht. plan Utvikling av prognoser for kortsiktige ubalanse i kraftsystemet strekkes over noe lenger tid. Tiltakene Budfiltrering og flaskehalshåndtering samt Optimal budutvelgelse vises nå som egne tiltak under automatisering av balanseringsprosessen. Dette lå tidligere som en del av Utvikle aktiveringsmarkeder under system- og balansetjenester, da det er en forutsetning for disse tiltakene. Det er et omfattende og komplekst arbeid som vil kreve tid. Forenklet løsning for elektronisk bestilling er skjøvet fra utgangen av 2019 til utgangen av Kravet om at alle aktører som leverer bud i mfrr markedet må ha støtte for å motta og besvare elektroniske bestillinger for mfrr bud og produksjonsflytting er derfor skjøvet til utgangen av Implementering av modul i Fosweb for innsending av fos 14 søknader er utsatt, og planlegges igangsatt igjen høsten IT-ressurser er prioritert til Automatisk dataoverføring til Fosweb. Automatisk dataoverføring til Fosweb er forlenget i tid, og vil pågå ut Første del vil være klar ila Q Ny kommunikasjonsplattform for markedssystemer ble tatt i bruk som standard fra juni Nordic Unavaliability Collection System (NUCS) er forlenget i tid. Målsetning er å fase ut Elcom og gå over til ICCP innen , som er ett år senere enn det som tidligere er kommunisert i FIKS og i Tiltaksplanen. Heve og vedlikeholde kvaliteten på kraftsystemdata Kraftsystemdata med god kvalitet er avgjørende for sikker og effektiv drift og utvikling av kraftsystemet. Bedre datakvalitet vil blant annet bidra til at vi kan sette mindre risikomarginer i driften. Et eksempel er 22