Aktørmøte Utvikling av balansemarkedene 07.06.2018, Forskningsparken
Agenda 09.00-09.30: Introduksjon 09.30-10.00: Status for markedsløsninger over NordLink 10.00-11.30: Implementasjonsrammeverk for PICASSO 11.30-12.00: Lunsj 12.00-13.30: Implementasjonsrammeverk for MARI 13.30-13.45: Pause 13.45-14.45: Nasjonale vilkårsendringer 2018 14.45-15.00: Oppsummering Martha Marie Øberg Bjørn Harald Bakken Eivind Lindeberg Finn Erik Ljåstad Pettersen Martha Marie Øberg Martha Marie Øberg
Martha Marie Øberg, System og balansetjenester INTRODUKSJON
Forventninger til dagens møte Informere om status for pågående prosjektet Legge til rette for at norske aktører kan delta i utviklingen av balansemarkedene Gi informasjon om pågående prosesser Tydeliggjøre temaer som vi anser som viktige for norske aktører Svare på spørsmål knyttet til høringsunderlag Informere om kommende høringer og motivere til deltakelse
Mål for det nordiske kraftsystemet Styrket driftssikkerhet, økt effektivitet og harmonisering med Europa Evne til å håndtere gjennomgripende endringer i kraftsystemet og ivareta driftssikkerhet på kort og lang sikt. Verdiskaping og gode løsninger for landene gjennom tydelig ansvarsfordeling og handlingsfrihet for hver enkelt TSO. Skape insentiver for utvikling og modernisering av kraftsystemet. Effektiv integrasjon mot europeiske markeder og implementering av europeisk regelverk.
How will tomorrows balancing concept work? Current Nordic balancing model 50 Hz for the whole region New balancing concept balanced ACE for each sub region
Electricity balancing guideline (GLEB) - Harmonisering av balansemarkedene i Europa Roller og ansvar Europeiske markeder for aktivering av balanseenergi Anskaffelse og handel av balanse-kapasitet Oppgjørsregler Vilkår (leverandør & balanseansvarlig) Standardprodukter Prinsipper for anskaffelse TSO-TSO Høringsprosess Felles budliste Standardprodukter TSO-leverandør Publisering av informasjon Åpne/lukketid Sentral optimering Allokering av overføringskapasitet TSObalanseansvarlig Trådde i kraft 18.12.17
Fremtidens aktiveringsmarked for balansering Budlister Bud Europeisk optimaliserings -funksjon Behov for aktivering fra TSO Tekniske begrensninger Aktivering Beskjed om aktivering til TSO
Europeiske implementasjonsprosjekter PICASSO - automatic Frequency restoration reserves (afrr) MARI manual Frequency restoration reserves (mfrr) TERRE - Restoration reserves (RR) Reserves/ Frequency FCR automated FRR manual RR P t Time to Restore Frequency = 15 min
Budprosess i alle de europeiske balanseplattformene
Fremdriftsplan europeisk FRR-aktiveringsmarked Europeisk plattform for aktivering og utveksling av afrr og mfrr skal designes og implementeres ca. 2021/2022 Entry info force ca. Q1 2018 NRA approval 1 yr propose implementation framework. Including: - Standard products - Algorithms - Gate closure time 6 months after approval propose entity for operating the platform 18 months after approval propose modifications 30 months after approval implement platform
Balancing Concept Roadmap 2018 2019 2020 2021 SOGL to NRAs 14 Sep New SOA operational Nordic capacity market afrr Nordic capacity market mfrr 15 min ISP Nordic energy market afrr Proactive mfrr activation per LFC area Nordic AOF for afrr Dimensioning principles fully implemented Nordic AOF for mfrr Manual operator decisions from the frequency leader Automatic optimization mfrr MARI Pro-rata activation afrr based on frequency Merit order activation afrr PICASSO Frequency based Balancing Partly ACE-based balancing (mfrr) ACE based Balancing Nordic afrr procurement
Dialog med bransjen på kort sikt Høringer PICASSO - frist for innspill 29. juni MARI frist for innspill16. juli www.entsoe.eu/network_codes/consultations/ Workshop Europeiske markedsplattformer, Brussel 20-21.juni Aktiveringsformål, prising, oppgjør, ubalanseavregning Påmeldingsfrist 15. juni Referansegruppe for balansering og finere tidsoppløsning Neste møte 22. august
Status for markedsløsninger over NordLink Bjørn H. Bakken, Project Director Bjorn.Bakken@statnett.no
NordLink HVDC link mellom Norge og Tyskland 1400 MW VSC med +/- 515 kv DC Nettilknytning Ertsmyra/Tonstad i Sirdal Wilster i Schleswig-Holstein Forbindelsen 514 km sjøkabel 55 km landkabel i Tyskland 54 km DC luftlinje i Norge Investering 1,5-2 mrd Eiere Statnett 50% TenneT GmbH 25% + KfW 25% Planlagt kommersiell drift ila 2020
NordLink-forbindelsen NOKA NordLink Norge AS TenneT GmbH 50 % KfW 50 % Statnett SF 100 %
Status Andre sjøkabel trukket inn i Vollesfjord 31. mai 2018 Bygging av DC luftlinje mellom Vollesfjord og Ertsmyra pågår Byggearbeider og installasjon pågår på omformerstasjonene i Ertsmyra og Wilster Bygging av ilandføringsstasjonen i Vollesfjord er fullført
Premisser for arbeidet med handelsløsninger på NordLink Overordnet målsetting: Maksimere den samfunnsøkonomiske verdien av overføringskapasiteten Europeiske guidelines er under implementering, men de detaljerte løsningene og metodene er ikke klare Utvikling av nye internasjonale markedsplattformer krever betydelig utvikling/tilpasning av operative rutiner og IT-løsninger Handelsløsningene på NordLink bør være effektive steg på veien mot fremtidige europeiske markedsløsninger Unngå kostbare mellomløsninger som må endres etter kort tid
Viktige eksterne avhengigheter Nytt Nordic Balancing Concept (NBC) Ny nordisk systemdriftsavtale er under utarbeidelse Automatisk sekundærregulering (afrr) og dimensjonering av reserver på budområdenivå Nye europeiske nettverkskoder og forordninger Et stort antall avtaler og metoder under utarbeidelse CCR Hansa, CCR Nordic & CCR Core Nye metoder for kapasitetsberegninger, redispatching/countertrade og cost sharing Prosedyrer, ansvarsfordeling og kommunikasjon mellom TSO og RSC ikke avklart Opprettelse av nye europeiske handelsplattformer MARI for mfrr, PICASSO for afrr, TERRE for RR Finere tidsoppløsning og ID-markeder 15 min tidsoppløsning for markeder og avregning i Norden Håndtering av ramping-begrensninger på nordisk nivå
Nordic Balancing Concept Roadmap 2018 2019 2020 2021 SOGL to NRAs 14 Sep New SOA operational Commercial oper NordLink Nordic capacity market afrr Nordic capacity market mfrr 15 min ISP Nordic energy market afrr Proactive mfrr activation per LFC area Nordic AOF for mfrr Nordic AOF for afrr Dimensioning principles fully implemented IT development NordLink Commissioning/testing Manual operator decisions from the frequency leader Automatic optimization mfrr MARI Pro-rata activation afrr based on frequency Merit order activation PICASSO Frequency based Balancing Nordic afrr procurement Partly ACE-based balancing ACE based Balancing
NordLink Market & Operations Prosjektstruktur Market & System Concepts Operation & Maintenance Market & System Processes OMA OMA Annexes ICT Solutions SOA SOA Annexes Operational procedures ICT implementation Operator Training
NordLink System Operation Agreement (SOA) Regulerer prinsipper og betingelser for systemdriften av NordLink Utnyttelse av kapasiteten (Elspot, Intradag ) Regler for ramping Implisitt tapshåndtering Planlagt driftsstans Nøddrift, systemvern og driftsforstyrrelser Datautveksling, rapportering og transparency Governance for systemdriften av NordLink SOA Committee, konflikthåndtering etc SOA er underlagt nasjonale og internasjonale lover og reguleringer
NordLink Operation and Maintenance Agreement (OMA) Regulerer prinsipper og betingelser for den fysiske driften og vedlikeholdet av NordLink Kriterier for kvalifisering av personell Prosedyrer for koblinger i anlegget Beredskap ved feilsituasjoner Reservedeler og reparasjoner Vedlikehold av lisenser og tillatelser Rapportering av tilgjengelighet Målinger og telekommunikasjonssystemer Sikring av de fysiske anleggene Governance for drift og vedlikehold av NordLink
Produkter på NordLink Spothandel Implisitt auksjon gjennom europeisk multi-regional coupling (SDAC) Intradag NordLink deltar i den europeiske XBID plattformen (SIDC) Balansetjenester Partene har avtalt at inntil 300 MW kan reserveres til utveksling av balansetjenester Enighet om å arbeide for å utveksle mfrr gjennom MARI-plattformen Enighet om å arbeide for å utveksle afrr gjennom PICASSO-plattformen Transmisjonsrettigheter Vil ikke bli implementert med mindre vi blir pålagt dette av regulator Ramping NordLink følger gjeldende regelverk i Norden og på kontinentet
Status for markedsløsninger over NordLink Bjørn H. Bakken, Project Director Bjorn.Bakken@statnett.no
Eivind Lindeberg, System og balansetjenester PICASSO
Høringen https://consultations.entsoe.eu/markets/ afrr_implementation_framework/ Fritekst-input per paragraf i Implementation Framework Settlement dekkes av en egen konsultasjon senere
Roadmap PICASSO
Introduksjon Europeisk aktiveringsmarked for afrr (inkl. mellom nordiske områder) Kontinuerlig optimering hvert fjerde sekund afrr demand per elspotområde Automatic Frequency Restoration Process afrr Activation afrr-request afrr Power balance of the LFC Area Control error: Area Control Error (ACE) Set-point value for afrr activation is determined by the secondary controller and sent as a communication signal to the afrr-provider The ACE is controlled to zero through afrr delivery afrr Controller ACE Power Balance P Disturbance Set-point ACE actual afrr t
Roadmap Nordic balancing concept Aktivering mfrr afrr MARI PICASSO 2018 2019 2020 2021 2022 Kapasitet afrr mfrr
Control demand model Indirekte aktivering av bud Ubalansen overføres med unlimited ramp + "FRCE adjustment process" Muliggjør forskjellige lokale kontrollere raskere i Norden Krever at vi kjenner "actual afrr"
Kompromiss om Full Activation Time (FAT) TSOene er enige om at vi skal ha 5 min FAT men 7,5 min vil være tillatt for TSO-TSO utveksling i en overgangsperiode på 4 år 7,5 min tillates for å gjøre overgangen mulig for TSOer med treg FAT i dag. Vår tolkning: TSOer med rask FAT i dag (inkl. Norden) må ikke godkjenne 7,5 i overgangsperioden 5 min i Norden fra start. IF: Art. 5 og 6 ED: side 10
FAT og "incentive to react faster" FAT 5/7,5 min er et minimumskrav BSPer skal insentiveres til å levere etter evne Settlement TSO-BSP kan ta høyde for faktisk aktivering Større energivolum eller bedre pris til de som er raske Detaljer harmoniseres ikke 100% mellom TSOene Detaljer i settlementforslaget følg med!
Harmonisering TSO-BSP Det legges ikke opp til full harmonisering av markedsvilkår for leverandører av balanseenergi (BSP) Ramping setpoint vs. FAT Portfolio vs. unit based Link mellom balansemarkeder Settlement Volume determination Deactivaiton volume IF 4.3 BSP = Balancing service provider
Implicit Netting PICASSO vil overta funksjonen til ubalanse-netting-plattformen (IGCC) Overgangsperiode frem til alle i IGCC er med i PICASSO Kan være viktig for Norge at vi får ta del i nettingen i denne overgangsperioden. IF art. 1 ED side 8
Budprosess Lukketid for BSPer: H-25 min Samme som for mfrr Lukketid for TSOer: 10-20 min
Tilgjengeliggjøring av ubrukte mfrr-bud Activated Activated DA mfrr bids Redispatch bids t-60 > t-30 BSPs can make bids valid for several balancing processes. Seperate prices can be given for each market RR / Redispatch / congestion management Results from previous process must be available before (TSO) GCT for the following process Void redispatch bids Unused bids that can be used for balancing Proactive mfrr bids t-30>t-10 Proactive mfrr Void bids are unused bids that are not submitted for the next process Void mfrr bids Unused bids for direct mfrr Unused bids for afrr GCT t-30 GCT t-30 afrr bids t-5>real time Direct activated mfrr FAT 5min/12,5min real time afrr IF: art. 8.2 ED: 4.2.1c)
Bid unavailability TSOen må markere bud som kan skape flaskehalser som utilgjengelige Viktig i Norge pga. mye interne flaskehalser Utfordrende å vite på forhånd hvilke bud som skal markeres utilgjengelig Hvilke bud som skaper flaskehalser avhenger av utfallet av optimeringen Riktige modeller og en god strategi blir viktig for å ikke påvirke markedet unødvendig. Viktig at plattformen støtter at vi kan markere bud som utilgjengelige i driftskvarteret så vi slipper å være unødvendig konservative når bud skal sendes inn til plattformen På sikt flytbasert markedskobling med "Critical Network Elements" IF: art. 8.2 ED: 5.6
Counter activation "The amount of simultaneous counter activation of standard afrr balancing energy product bids is minimized" Ikke samfunnssøkonomisk optimalt balanseplattformen kan føre til netting også i situasjoner der alternativkostnaden er lavere Begrunnes med at balanseplattformen ikke skal være et BSP-BSP-marked IF: art. 3
Available transfer capacity (ATC) Kun markedskapasiteter. Ikke målt flyt. "Transportmodell" Ledig kapasitet etter intra-dag "First come, first serve" TERRE MARI PICASSO Samtidig med direkteaktivert mfrr TSO kan begrense tilgjengelig ATC iht. SO GL IF 10.5 ED 5.6
HVDC - Mellom synkronområder afrr utveksling mellom synkronområdene krever at vi endrer settpunkt på HVDC-kablene Hver enkelt kabel må endres for å støtte slik funksjonalitet I dag: Storebælt, Skagerrak (og NordLink) Rampinghastighet settes for å minimere frekvenspåvirkning på begge sider. MTP. driftssikkerheten kan kapasiteten bli begrenset i én retning. Skagerrak full import 3200MW ledig kapasitet etter intradag
Markedsparametere Validity period: 15 min Budet må kunne leveres i hele perioden. Minimum budstørrelse og aktiveringssteg: 1MW Minimum aktiveringstid: Nei Udelelige bud, linkede bud: Nei
Litt om settlement Cross-border Marginal Price Flaskehalsinntekt ved prisforskjell Sentral prissetting lokal aktivering Kan føre til avvik og at noen bud over marginalpris aktiveres Pay As Bid TSOen skal i stort være kost-nøytral BEPP balancing energy pricing period 15 minutter vs. per optimaliseringssykel
Finn Erik Ljåstad Pettersen, System og balansetjenester MARI
Fokusområder Standardprodukt (IF Article 6) Prosess/Lukketid (IF Article 6,7,8) Linking av bud (IF Article 6) Aktiveringsoptimeringsfunksjon (IF Article 9,10)
Standardprodukt Hovedegenskaper Full aktiveringstid (FAT)= 12.5' Forberedelsestid 12.5' Rampingtid 12.5' Minimum varighet til leveranseperiode = 5' Minimum budstørrelse = 1 MW Budoppløsning = 1 MW (Heltall) Udelelige bud er tillatt Aktivering av delelige bud har oppløsning på 1 MW TSO etterspørsel: Priselastisk etterspørsel tillates IF Article 2(h), 3 (2) ED Ch. 2.3 IF Article 6 ED Ch. 2.1-2.2, 2.6.4
Når kan et bud aktiveres? (validity period) Scheduled aktivering skjer til ett fastsatt tidspunkt per kvarter En direkte aktivering kan skje i løpet av den påløpende 15 minuttersperioden etter tidspunkt for scheduled aktivering IF Article 6 ED Ch. 2.1-2.2
IF Article 6,7,8 ED Ch. 2.4-2.5 Prosess for kvarter mellom 12:00 og 12:15
Begrenset harmonisering Nasjonalt ansvar: Forberedelsestid (max 12.5') Ramping tid (max 12.5') Deaktiveringsperiode Maximum varighet av leveranseperiode Minimum varighet mellom deaktivering og neste aktivering (Hviletid) Max varighet av en aktivering Harmonisert: FAT =12.5 Min varighet av leveranse 5' IF Article 6 ED Ch. 2.2
Lukketid BSP TSO 25' før starten på klokkekvarteret budet tilhører TSO Plattform Innen 10' min før klokkekvarter starter Dette gir max 15 minutter til å vurdere buds tilgjengelighet for plattformen IF Article 7,8 ED Ch. 2.4-5
Linking av bud Technical linking BSP må angi hvilke bud som hører sammen i etterfølgende kvarter Økonomisk linking Exclusive group orders Parent-child - bud Forutsetter at ikke kompleksiteten og regnetiden for algoritmen blir for stor IF Article 6 ED Ch. 2.6
Technical linking Lukketid T-25': Det er ikke mulig for BSP å fjerne bud for neste kvarter når de får beskjed om aktivering i foregående kvarter IF Article 6 ED Ch. 2.6.1-2.6.2 SA QH-1 SA QH0 DA QH-1 SA QH0 DA QH-1 DA QH0 SA QH-1 DA QH0
Parent-Child linking Avhengighet mellom bud levert for samme klokkekvarter. IF Article 6 ED Ch. 2.6.3
Exclusive group orders Kun ett bud kan velges fra et sett av bud Parent-child linker kan konverteres til exclusive group orders IF Article 6 ED Ch. 2.6.3
Under vurdering Conditional links linking backward in time Budpris avhenger av om bud aktivert i foregående kvarter Mulighet for å hensynta oppstartskostnad IF Article 6 ED Ch. 2.6.3
Activation optimization function (AOF) - Inputs and outputs IF Article 9,10 ED Ch. 3.1-3.2
AOF-optimering i ett steg Samme algoritme benyttet for to typer aktivering Schedule aktivering: Algoritmen kjøres en gang per kvarter Direkte aktivering: Algoritmen kjøres når TSO etterspørsel for direkte aktivering mottas i plattformen Netting, opp- og nedregulering i ett steg sikrer at de mest kostnadseffektive budene blir benyttet i scheduled aktiveringen IF Article 9,10 ED Ch. 3.1-3.3
AOF Counter activations Maksimerer samfunnsøkonomisk overskudd Intuitiv marginalpris IF Article 10 (2) ED Ch. 3.3 Unngår introduksjon av tilleggsvariabler og -restriksjoner som kan øke regnetiden til algoritmen
Martha Marie Øberg, System og balansetjenester VILKÅRSENDRINGER 2018
Forslag til nye vilkår Statnett har revidert eksisterende vilkår for balansemarkedene Statnett forslår endringer for å endre eller presisere gjeldende praksis Forslaget vil sendes ut på høring i juli-september Endringene foreslås å tre i kraft fra oktober/november 2018 Statnett er avhengig av høringsinnspill for å kunne gjøre hensiktsmessige valg for utvikling av balansemarkedene
Bakgrunn Drivere for endringer Effektivisere markedsdesign Mer effektivt innkjøp av reserver Tilpasse vilkår basert på erfaringer fra prøveordning med RKOM i NO1 Legge til rette for økt deltakelse - Hensynta forespørsler fra aktører IT-utvikling i samarbeid med Svk (Fifty) Utnytte tilgjengelig funksjonalitet i Fifty, bl.a. som følge av harmonisering med Svk Implementering av europeisk regelverk (GLEB og forberedelse Clean Energy Package)
Dagens vilkår for balansemarkedene FCR, sist oppdatert 02.05.2016 afrr, sist oppdatert 08.10.2014 mfrr (RK), sist oppdatert 07.12.2016 mfrr (RKOM), sist oppdatert 26.09.2016 http://www.statnett.no/kraftsystemet/reservemarkeder
Vurderte endringer FCR EUR blir ny hovedvaluta Fortsatt mulig å tilby i NOK, omregning til euro utføres av Statnett Ukesmarkedet erstattes med et døgnmarked med oppkjøp D-2 Timesoppløsning i D-2-markedet Døgnmarkedet omtales som D-1-markedet Presisere at leverandør må ha inngått en balanseavtale med Statnett eller delta indirekte via en annen balanseansvarlig Nye leverandører må sende inn søknad for å delta i markedet
Vurderte endringer afrr Mulig å overføre handelsforpliktelser mellom stasjonsgrupper innenfor budområde Mulig å tilby reserver via FiftyWeb i tillegg til EDIFACT-format Presisere at leverandør må ha inngått en balanseavtale med Statnett
Vurderte endringer mfrr (Regulerkraftmarkedet) Mulighet til å by i NOK og Euro. Steg 5 NOK og 50 eurocent Reduksjon av minstevolum i NO1 til 5 MW. Maks ett bud < 10 MW per stasjonsgruppe. Nye leverandører i RK må sende inn søknad for å delta i markedet
Vurderte endringer mfrr (Regulerkraftopsjonsmarkedet) Tillate fleksibelt forbruk med avtale om redusert tariff å delta i RKOM Separate oppkjøp hverdag (man-fre) og helg (lør-søn) for RKOM uke. Hverdag handles på fredager kl. 12 før uke, helg på torsdager kl.12 før helg Oppkjøp kun hverdag (man-fre) for RKOM-sesong
Fremdriftsplan 7. juni Informasjonsmøte 2. juli Høringsdokumenter sendes ut Ca. 29. august Høringsmøte 10. sept Høringsfrist 10. oktober Reviderte vilkår offentliggjøres oktober/ november Reviderte vilkår trer i kraft. Tilbakemeldinger fra bransjen er viktig: - Bidrar endringene til et mer effektivt marked? - Hva er konsekvensene for aktørene?
OPPSUMMERING / SPØRSMÅL