Tiltaksplan Systemdrifts- og markedsutvikling 2016-2021
Innhold 1. Innledning... 2 2. Omstillinger i kraftsystemet påvirker systemdriften... 2 3. Sentrale premisser for tiltaksplanen... 7 4. Tiltaksplan...10 4.1. Sikre funksjonalitet i anlegg tilknyttet kraftsystemet...10 4.2. Videreutvikle energimarkeds- og handelsløsninger...14 4.3. Videreutvikle system- og balansetjenester...19 4.4. Videreutvikle støttesystemer og automatisering...26
1. Innledning Statnett er tillagt systemansvaret i kraftsystemet i Norge. Som systemansvarlig sørger vi for driftssikkerheten i kraftsystemet, deriblant at det til enhver tid er balanse mellom forbruk, produksjon og utveksling over likestrømsforbindelsene. Vi har også ansvar for spenningsregulering, koordinering av driftsstanser, fastsettelse av kapasitet til markedet og håndtering av flaskehalser og koordinering av handel med andre land. Systemansvaret er regulert gjennom forskrift om systemansvaret i kraftsystemet (fos), som sorterer under energiloven. Vi er inne i en periode med store omstillinger i kraftsystemet, med blant annet endret produksjonsmiks som har andre egenskaper, et tettere integrert europeisk kraftsystem med felles europeiske markeder og regelverk og økt overføringskapasitet mellom landene. Samtidig stiller en stadig økende avhengighet av kraft strenge krav til forsyningssikkerheten. Endringene medfører økte utfordringer for den operative driften av det nordiske kraftsystemet, men gir også muligheter for økt verdiskaping. Sikker og effektiv drift av kraftsystemet fremover krever at dagens løsninger og virkemidler videreutvikles og tilpasses det nye kraftsystemet med de nye rammebetingelsene. Gjennom nettutviklingsplanen (NUP) og Systemdrifts- og markedsutviklingsplanen (SMUP) kommuniserer Statnett helhetlige planer for realisering og drift av fremtidens kraftsystem. Planene baseres på et felles fremtidsbilde av kraftsystemet, og utviklingsprosjekter i systemdriften og nettinvesteringer ses i sammenheng. Neste NUP og SMUP vil utgis i 2017. Tiltaksplanen beskriver våre ambisjoner og planer for nye løsninger innen systemdrifts- og markedsutvikling de neste fem årene. Dette som en oppdatering og tydeliggjøring av tiltaksoversikten i SMUP 2014-20, før neste SMUP i 2017. Med den oppdaterte tiltaksplanen vil vi gi bransjen bedre innsikt i våre planer for videre utvikling, og møte aktørenes ønske om økt informasjon og tydelighet. For nærmere informasjon rundt dagens systemdrift, utviklingstrekk og konsekvenser vises til SMUP 2014-20. Planen er omfattende og ambisiøs, noe som gjenspeiler et stort behov for å møte omfattende endringer i kraftsystemet og nye krav gjennom nytt europeisk regelverk. Tiltak for å ivareta driftssikkerheten med nye utfordringer har høyeste prioritet. Samtidig ønsker vi å sikre god utnyttelse av nye mellomlandsforbindelser. Planene er basert på gjeldende europeiske, nordiske og nasjonale planer og tidsfrister. Utviklingen av nye løsninger må skje i tett samarbeid med nordiske og europeiske aktører, og innenfor rammene av det nye europeiske regelverket. For mange tiltak vil løsninger og fremdrift være avhengig av felles nordiske beslutninger. Dette er ikke en omforent nordisk plan. Det arbeides nordisk med en økt koordinering av planer. Et ledd i dette er en felles nordisk rapport "Challenges and Opportunities in the Nordic Power System", som vil publiseres over sommeren. Statnett ser dette som starten på en felles-nordisk plan. Vi tilstreber så langt som mulig å gi informasjon som er viktig for aktørenes planlegging. Samtidig er det utfordrende å gi en presis og bindende plan, på grunn av stor usikkerhet rundt utviklingen. Det pågår omfattende norsk og nordisk kompetanseoppbygging for å få økt forståelse av det nye kraftsystemet. Videre er det europeiske regelverket fortsatt i støpeskjeen, og bare noen av de detaljerte regelverkene er så langt vedtatt. Det vil følge mange beslutninger i kjølvannet av at dette regelverket trer i kraft, og Europakommisjonen arbeider også med ytterligere regelverk. Noe av dette regelverket er svært ambisiøst, og vi er usikre på om tidsfristene vil nås. Vi har likevel valgt å legge til grunn de offisielle fristene. På grunn av den store usikkerheten vil vi å oppdatere og publisere tiltaksplanen jevnlig. 2
2. Omstillinger i kraftsystemet påvirker systemdriften 2.1. Et kraftsystem i endring Kraftsystemet står overfor omfattende endringer, drevet av makrodrivere som klimautfordringer, europeisk harmonisering- og integrering samt teknologi- og velstandsutvikling. Endringene vil påvirker hvordan vi produserer, bruker og overfører kraft. Ny utslippsfri fornybar kraftproduksjon erstatter fossil kraftproduksjon EU har som mål å redusere samlede klimautslipp med henholdsvis 20 og 80 prosent innen 2020 og 2050. Dette krever omlegging til et energisystem basert på CO 2-frie energikilder, der bruken av fossile energikilder erstattes med fornybar energi. Teknologi-utvikling har bidratt til betydelig kostnadsreduksjon innen fornybar energi. For vindkraft på land er kostnadene redusert med om lag 90 prosent fra 1980 til 2012 1. Utviklingen av nordisk produksjonsmiks fram mot 2020 bestemmes i praksis av EUs fornybardirektiv, hvor EUs mål medfører utbygging av 35-40 TWh ny fornybar produksjon i Norden. Vindkraft vil utgjøre en stor andel av dette, med en allerede betydelig utbygging i Sverige og Danmark. I Norge får vi mye ny småkraft og noe vindkraft. Termisk produksjon i Norden vil reduseres. Sverige vil trolig avvikle kjernekraftproduksjonen når den når sin tekniske levetid, og sannsynligvis nedlegge flere reaktorer allerede før 2020. I Finland er det politisk støtte for videre satsing på kjernekraft, og det planlegges nye kraftverk. Samfunnet blir mer avhengig av sikker strømforsyning Vi er i økende grad avhengig av sikker og effektiv tilgang på elektrisitet. Kritisk infrastruktur innenfor beredskap, helse og samferdsel er avhengig av kommunikasjonssystemer og annen teknologi som krever strøm. Digitale tjenester er sentrale i hverdagen, og tilgang til strøm er en forutsetning for verdiskaping i det moderne samfunnet. Sikker og effektiv kraftforsyning og muligheter for verdiskaping er viktige drivere for å koble kraftsystemer og markeder tettere sammen. Et felles energimarked og tettere fysisk kopling mellom kraftsystemer Et av EUs prioriterte mål for energisektoren er å skape et felles indre energimarked. Et velfungerende energimarked, hvor krafthandel over landegrensene bidrar til en mer effektiv utnyttelse av produksjonsressursene, er viktig for å oppnå ønskede reduksjoner i klimagassutslipp, opprettholde forsyningssikkerheten og samtidig ha konkurransedyktige kraftpriser. Tilstrekkelig infrastruktur, effektiv samhandling mellom TSOene og et felles regulatorisk rammeverk er forutsetninger for dette. Økt andel uforutsigbar og uregulerbar energiproduksjon fra vind og sol i Europa øker behovet for fleksibilitet inklusive nye typer energilagring og økt overføringskapasitet. Tettere fysisk kopling mellom Norden og kontinentet er ett bidrag, og kapasiteten ut av Norden vil dobles i perioden 2013 til 2021 når blant annet NordBalt, NordLink og North Sea Link er satt i drift. Utformingen av det europeiske regelverket for energi- og reservemarkedene skal legge til rette for effektiv samhandling mellom alle interessenter i kraftmarkedet, inklusive TSOene. Regelverket setter rammen for den videre utviklingen av systemdrifts- og markedsløsninger. 1 US Department of Energy, Revolution Now, 2013. 3
MW 2.2. Økt kompleksitet og utfordringer for systemdriften De omfattende endringene med endret produksjonsmiks og flere mellomlandsforbindelser, og felles europeiske markeder og regelverk vil medføre økt kompleksitet og utfordre dagens systemdrifts- og markedsløsninger. De viktigste utfordringene er omtalt under. Økt kompleksitet og uforutsigbarhet En større andel av kraftproduksjonen både i Norden og Europa blir mer direkte væravhengig, mindre forutsigbar, og mindre kontrollerbar. Sammen med den store økningen av overføringskapasiteten mellom Norden og Europa vil dette føre til større, raskere og oftere endringer i kraftproduksjon og kraftflyt. Dette medfører økt usikkerhet og større utfordringer med å sikre den momentane kraftbalansen samtidig som vi skal unngå overlast av linjer. 8000 6000 4000 2000 0-2000 -4000-6000 -8000 Figur 1: Simulert kraftutveksling på HVDC-forbindelsene ut av Norden i 2025 uten og med nye mellomlandsforbindelser, i en representativ vinteruke. Forventet Uten Nordlink, NSL og Hansa Kompleksiteten og utfordringene i systemdriften vil øke også som følge av den geografiske utvidelsen av reservemarkedene, der balanseringsbehov og -ressurser skal koordineres og optimaliseres på tvers av flere land og kraftsystemer. Videre blir det behov for økt grad av koordinering nedstrøms som en følge av større endringer i distribusjonsnettet. Mer uforutsigbar og uregulerbar kraftproduksjon tilknyttes på lavere nettnivå, samtidig som det forventes økt fleksibilitet hos sluttbrukerne. Økte utfordringer med balansering Flere kabler, større produksjons- og flytendringer og mer uforutsigbar kraftproduksjon vil medføre økte momentane ubalanser. De strukturelle, dvs. forutsigbare, effektubalansene innenfor timen vil øke. Dette er ubalanser som skyldes ulik profil på endringer i produksjon, forbruk og utveksling, som ikke klareres i dagens energimarkedsdesign med timesoppløsning. Samtidig vil ubalansene øke som følge av prognosebom, fordi en større andel kraftproduksjon vil være direkte væravhengig og dermed mindre forutsigbar. Økte ubalanser vil øke risikoen i kraftsystemet. Nye mellomlandsforbindelser og kraftverk med høy kapasitet vil øke dimensjonerende hendelse i det nordiske synkronområdet, og øke behovet for reserver for å håndtere utfall. Konkurransen om fleksibilitet vil øke både i energi- og i reservemarkedene. Og energimarkedene forventes i mindre grad å gi et produksjonsmønster der kraftverkene rimelig kan bidra med egnede reguleringsressurser for den momentane balanseringen i systemdriften. Regulerbar vannkraftproduksjon forventes i økt grad å kjøre med enten full kapasitet (vinter med høy energipris) eller stanse helt (lav energipris på sommeren når forbruket dekkes 4
MW gjennom uregulerbar kraftproduksjon og import til synkronområdet). Dette vil medføre at systemansvarlig må betale en høyere pris for å sikre nedreguleringsressurser i perioder på sommeren, og oppreguleringsressurser på vinteren. Det forventes mer kortsiktig prisvariasjon og høyere kostnader for balanseringen. 60000 50000 40000 30000 20000 10000 0 1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 Uke Kjernekraft Annet termisk Vind og sol Elvekraft Vannkraft > 10 MW Vannnkraft < 10 MW Forbruk Figur 2: Simulert forbruk og kraftproduksjon i det nordiske synkronområdet i 2025, i nattetimer i et typisk gjennomsnittsår (1982). Stabiliteten i systemet utfordres Våre analyser tilsier at det vil være få store kraftverk i drift en større andel av tiden på sommeren. Overgangen fra store tradisjonelle kraftverk til mindre produksjonsenheter tilknyttet på lavere nettnivå er en utfordring. Siden små kraftverk (vann, vind, sol) typisk har andre egenskaper enn tradisjonelle termiske eller større vannkraftverk. De bidrar i mindre grad med viktig systemstøtte for stabilisering og balansering. Disse kraftverkene tilknyttes oftest på lavere nettnivå med stor impedans til sentralnettet. Dette utfordrer blant annet spenningsstabiliteten på høyere spenningsnivå. Foreløpige analyser indikerer at vi i et normalår kan få 15-25 uker hvor rotasjonsenergien kommer under et tilfredsstillende nivå. Lav roterende masse i systemet gir økt risiko for stabilitetsutfordringer i det nordiske synkronområdet. Ved en større driftsforstyrrelse bidrar rotasjonsenergien til å bremse fallet i frekvens og dermed til å redusere det maksimale frekvensavviket ved hendelsen. Hvis frekvensen blir for lav ved en driftsforstyrrelse, blir forbruk koblet ut og vi risikerer i verste fall også mørklegging. 2.3. Nye muligheter for verdiskaping Statnett legger til rette for å utnytte mulighetene for økt norsk verdiskaping gjennom tettere fysisk kopling og økt handel med Europa, samtidig som vi opprettholder forsyningssikkerheten. Utnytte muligheter for mer effektiv ressursutnyttelse Tettere fysisk og markedsmessig kopling mellom kraftsystemer med ulike egenskaper gir gevinster ved en samlet sett bedre ressursutnyttelse, der ulike produksjonsressurser kan utfylle hverandre på en gunstig måte. Økt handel med Europa gir fordeler for Norge i form av 5
rimeligere tørrårssikring og lavere priser i perioder med knapphet på produksjonsressurser i Norge. Handel med andre kraftsystemer øker verdien av norsk fleksibel vannkraft, både gjennom økt prisvolatilitet i energimarkedene og ved høyere eksportpriser for reserveprodukter. Det europeiske regelverket foreskriver felles markeder for sekundær- og tertiærreserver (afrr og mfrr), med regionale markeder som et første steg. For planlagte mellomlandsforbindelser til Tyskland og England (NordLink og North Sea Link) er det estimert en betydelig samfunnsøkonomisk gevinst av å allokere deler av overføringskapasiteten til utveksling av reserver. Statnett gjennomfører store nettinvesteringer for å øke kapasiteten i sentralnettet. Samtidig er det potensialer for å utnytte overføringsnettet innenlands på en enda mer effektiv måte ved å forbedre dagens markedsdesign. Økt verdiskaping kan også oppnås ved å endre reglene for flytendringer på eksisterende og kommende likestrømsforbindelser, slik at flyten kan endres raskere og mer i henhold til markedets ønsker. Større og raskere flytendringer forutsetter at det parallelt gjøres tiltak slik at driftssikkerheten ikke svekkes. Utnytte muligheter for fleksibilitet fra flere kilder Kraftintensiv industri deltar i elspotmarkedet og med balanseringsressurser i tertiærreguleringen. Disse kan også ha potensiale for å bidra med raske, automatiske reserver i frekvensreguleringen, sannsynligvis med begrenset volum og/eller kort varighet. Innføring av nye målere (AMS) i 2019 kan muliggjøre økt fleksibilitet også fra andre og mindre forbrukere. Større prisvolatilitet og mulig innføring av mer effektbasert tariffregime vil gi økte insentiver til å tilby fleksibilitet både i energi- og reservemarkedene. Effektive toveis kommunikasjonsløsninger og mer intelligente målere som muliggjør automatisk styring gjør det teknisk sett enklere for forbruk delta med prisfleksibilitet i elspotmarkedet og til å delta i reservemarkedene. På lengre sikt, sannsynligvis ut over 2025, kan også batterier spille en rolle for økt kortsiktig fleksibilitet. Kostnader for batterier er sterkt fallende og blir i økende grad benyttet i samspill med uregulerbar fornybar kraftproduksjon. Utnytte IKT for bedre overvåking og kontroll Mer avanserte IKT-løsninger tas i bruk på nye områder, og muliggjør mer informasjonsutveksling og analyser av store mengder data. Vi vil få bedre overvåking og kontroll, bedre beslutningsstøttesystemer og mer automatiserte løsninger. Økt kontroll oppnås blant annet gjennom mer og bedre sanntidsinformasjon, herunder bedre informasjon om komponenters tilstand og sentrale parametere i kraftsystemet. Det utvikles også nye systemer for verifisering av respons. Økt kontroll og beslutningsstøtte muliggjør raske og effektive beslutninger, mer effektive prosesser og økt grad av automatisering. Sammen med bedre styringsmuligheter vil dette legge til rette for å håndtere økt kompleksitet. Økt bruk av IKT og automatiske løsninger i kraftsystemet innebærer økte krav til sikkerhet og beredskap med tanke på personvern, datasikkerhet og styringssystemer. 6
3. Sentrale premisser for tiltaksplanen Norden er et felles synkronområde Kraftsystemet i Norden (unntatt Jylland) er et felles synkronområde. Ubalanser påvirker hele synkronområdet, og det er nødvendig med et godt og løpende samarbeid for å ivareta driftssikkerheten. Effektive løsninger forutsetter på mange områder at løsningene er harmoniserte og at tiltak implementeres koordinert av TSOene i det nordiske synkronområdet. Europeisk regelverk setter rammene for utviklingen EUs regulering av energibransjen er omfattende og påvirker blant annet rammeverket for energimarkedene, koordinering av systemdrift, utbygging av fornybar energi og infrastruktur og mål for energieffektivisering. Som en del av EØS-avtalen, er Norge underlagt EUs indre marked og videre EUs ambisjon om a skape et indre energimarked. Av dette følger det at lovgivning som EU vedtar på energifeltet vil ha forrang for eksisterende norsk regelverk, og gjeldende nasjonale forskrifter og rutiner vil måtte tilpasses eller falle bort. For EØS-landene (Norge m.fl.) kan det videre bli aktuelt at det gjøres tilpasninger av tekniske krav nasjonalt. Det nordiske kraftsystemet har historisk sett ligget i forkant av europeisk energipolitikk. Fremover vil vi i økende grad bli omfattet av europeiske reguleringer, og nye systemdrifts- og markedsløsningene må utformes innenfor rammene gitt av disse. Det nordiske kraftsystemet blir i første omgang påvirket i særskilt grad av EUs tredje elmarkedspakke (2009), som innebærer innføring av et felles regelverk for energisektoren i Europa. Som en del av dette arbeidet vil EU vedta en rekke forordninger kalt Network Codes/Guidelines, se tabell 1. Forordningene definerer bindende regler for tilknytning til kraftsystemet, systemdrift og kraftmarkedene. Vi må også ta høyde for ytterligere reguleringer av kraftsektoren utover det som følger av den tredje elmarkedspakken. Blant annet skal Kommisjonen etter planen komme med forslag til ny lovgivning for energisektoren ved utgangen av 2016, betegnet som vinterpakken. Tabell 1 Oversikt Network Codes/Guidelines. For mer informasjon og status se www.entsoe.eu. Network Code/Guideline Innhold Marked Capacity Allocation and Congestion Management Regler for elspot- og intradagmarked, kapasitets-beregning og kraftbørser (CACM) Forward Capacity Allocation (FCA) Regler for handel med langsiktige transmisjonsrettigheter Electricity Balancing (EB) Regler for reservemarkedene Systemdrift System Operation (SO) Regler for å opprettholde sikker drift av kraftsystemet Emergency and restoration (ER) Regler for drift når systemet er i nøddrift eller under gjenoppbygging Tilknytning Requirements for generators (RfG) Regler for produksjonsanlegg som skal tilknyttes overføringsnettet. Demand connection code Regler for forbruk og nettanlegg som skal 7 (DCC) High Voltage Direct Current Connections (HVDC) tilknyttes overføringsnettet. Regler for HVDC-forbindelser, samt DCtilknyttede produksjonsenheter og parker av slike enheter.
Tettere nordisk og europeisk samarbeid Implementering av regelverket skjer gjennom nasjonalt, regionalt (nordisk) og europeisk arbeid. De systemansvarlige har i lang tid samarbeidet, både gjennom ENTSO-E, i regionale arbeidsgrupper og prosjekter, og i den daglige driften av det nordiske kraftsystemet. Det europeiske regelverket stiller krav om økt koordinering og samhandlingen mellom TSOer på en rekke områder, og det legges opp til mer formalisert regional koordinering av flere sentrale funksjoner i systemdriften. Regionalt og pan-europeisk samarbeid vil ikke lenger være bare frivillig, men pålagt og vil kreve mer formelle avtaler. Vi vil påpeke at samarbeidet fortsatt skal være tuftet på nasjonale ansvar for forsyningssikkerheten. Sentralt i dette er pågående arbeidet med å etablere en ny nordisk systemdriftsavtale (SOA). Nytt regelverk for et indre energimarked for Europa dekker en rekke komplekse temaer. Det er forventet at arbeidet med utforming og implementering av europeisk regelverk vil fortsette med stor intensitet i flere år fremover. I tillegg til et tett nordisk samarbeid om utvikling av nye konkrete løsninger i systemdriften, ser vi det også som hensiktsmessig med et tettere nordisk samarbeid om langsiktige planer for systemdrifts- og markedsutvikling. Samfunnsøkonomi som beslutningskriterium i systemdriften Statnett har som oppdrag å bidra til å sikre en samfunnsmessig rasjonell drift og utvikling av kraftsystemet. I dette ligger at vi søker å bidra til å øke norsk verdiskaping og er nøytrale med hensyn til fordelingen av kost-/nytte mellom ulike aktører, inklusive Statnett (jf. fos 4b). I våre samfunnsøkonomiske vurderinger tilstreber vi i økt grad å kvantifisere samfunnsmessige kostnader og nytteverdier, men vil også måtte legge mer kvalitative vurderinger til grunn. Felles løsninger vil ofte være det mest effektive for Norden eller Europa samlet sett, og noen ganger helt nødvendig. Løsninger besluttes derfor ofte i nordiske prosjekter. De ulike landene har ikke alltid felles syn eller interesser. Løsningene vil derfor til en viss grad være basert på at partene må gi og ta. Markedsbaserte løsninger benyttes så langt det er hensiktsmessig Aller først ønsker vi et effektivt markedsdesign som i størst mulig grad tar hensyn til fysikken i kraftsystemet. Dette vil sikre priser som reflekterer verdien av kraft og kostnaden ved å produsere og transportere kraft på det aktuelle tidspunktet. Videre vil et godt markedsdesign også begrense behovet for tiltak i operativ drift. Det vil likevel ikke være hverken hensiktsmessig eller mulig å eliminere andre virkemidler ut over et godt markedsdesign. Og som systemansvarlig har Statnett behov for virkemidler for å ivareta en samfunnsmessig rasjonell drift og utvikling av kraftsystemet. Våre virkemidler er regulert av NVE og gjennom fos. Virkemidlene kategoriseres innenfor markedsløsninger, administrative tiltak og direkte krav. Virkemidlene i systemdriften sikres primært gjennom markedsbaserte løsninger. Gjeldende fos ( 4c og 4d) gir føringer om i størst mulig utstrekning gjøre bruk av virkemidler som er basert på markedsmessige prinsipper. Gjennom markedsbaserte løsninger oppnås en effektiv utnyttelse av ressursene, gjennom at de rimeligste ressursene utnyttes først. Gode insentiver er avgjørende for effektiv adferd hos aktørene i bransjen, herunder produsenter, forbrukere, nettselskaper og også Statnett. Effektive markeder forutsetter imidlertid blant annet tilstrekkelig antall deltakere, tilstrekkelig 8
likviditet og god informasjon hos markedsdeltakerne. Det forutsettes også at kostnadene ved å operere et marked er lavere enn gevinstene som oppnås ved en markedsløsning. Gitt tilgjengelig overføringskapasitet mellom områdene er systemtjenester for frekvensregulering og balansering godt egnet for markedsløsninger. Ressurser for frekvensregulering og balansering anskaffes i hovedsak i etablerte markeder. Vi vurderer forbedringer av eksisterende ordninger, utvikler nye nordiske markedsløsninger og arbeider også med en geografisk utvidelse av markedene. Andre systemtjenester, som for eksempel spenningsregulering/reaktiv effekt og støtte for å håndtere separatområder er mer lokale, og dermed ikke like egnet for markedsløsninger. Systemansvarlig må ha muligheten til å fatte vedtak og gi pålegg om aktørers agering eller bidrag for å sikre forsyningen i kritiske situasjoner. Dette i henhold til gjeldende fos. Kraftsystemet er et samspill mellom produksjon, forbruk og nett. Viktige egenskaper for kraftsystemet må sikres gjennom egnet funksjonalitet i anlegg tilknyttet kraftsystemet. Uten dette vil driftssikkerheten ikke kunne ivaretas. Funksjonskrav støttes av markedsbaserte løsninger der dette er hensiktsmessig. Gjennomgang av Statnetts virkemidler Vi vil gjennomføre en bredere gjennomgang av de ulike systemtjenestene for å vurdere eventuelle justeringer av dagens praksis, herunder om mer markedsbaserte løsninger vil være hensiktsmessig og om betalingen for tjenestene vil bidra til en mer samfunnsmessig rasjonell drift eller utvikling av kraftsystemet. Dette koordineres med implementeringen av det europeiske regelverket, og opplegg og fremdrift vil tilpasses dette. Det vil være dialog med aktørene gjennom etablerte prosesser, og ved behov også ut over disse. 9
4. Tiltaksplan En omfattende tiltaksplan Statnetts tiltaksplanen for utvikling av systemdrifts- og markedsløsninger er omfattende. Gjennom tiltakene skal vi legge til rette for neste generasjon kraftsystem, utnytte potensialer for økt verdiskaping og samtidig ivareta sikker og effektiv systemdrift. Tiltakene er gruppert innenfor følgende hovedområder og beskrives nærmere i påfølgende kapitler: 10 4.1. Sikre funksjonalitet i anlegg tilknyttet kraftsystemet 4.2. Videreutvikle energimarkeds- og handelsløsninger 4.3. Videreutvikle system- og balansetjenester 4.4. Videreutvikle støttesystemer og automatisering Tiltak som er nødvendige for å fortsatt ivareta god driftssikkerhet i en mer kompleks og utfordrende systemdrift har høyeste prioritet. Videre er en rekke tiltak viktige for å legge til rette for bedre ressursutnyttelse og økt verdiskaping, og mange tiltak en del av utviklingen mot et europeisk marked. En del tiltak er viktigere å ha på plass før nye mellomlandsforbindelser settes i drift, for å sikre drift med betydelig økt overføringskapasitet til Europa og samtidig kunne utnytte de nye forbindelsene på en god måte. Viktige tiltak er å forbedre datakvalitet, sikre tilstrekkelig roterende masse, og effektivt redusere og håndtere ubalanser. Usikkerhet i planen Mange av tiltakene i planen inngår som en del av den europeiske utviklingen mot et indre energimarked. Et sentralt usikkerhetsmoment er at det europeiske regelverket fortsatt er under utvikling, og at kun deler av regelverket er endelig vedtatt i EU. Det er dermed ikke gitt hvilke krav som stilles og når løsningene skal være ferdig implementert. Planen oppfyller i all hovedsak europeiske krav og tidsfrister slik de foreligger i dag. De ulike landene i Norden og i Europa kan ha ulike utfordringer og muligheter, og det er ulike nasjonale interesser. Tidligere erfaringer fra harmonisering- og integreringsarbeid tilsier at prosessene kan ta tid. For å oppnå nødvendig fremdrift vil det være nødvendig å inngå kompromisser. Mange tiltak er i en vurderingsfase, der det er behov for å gjøre grundige analyser av konsekvenser, nye behov og alternative løsninger. Kraftsystemet er komplekst, og det er nødvendig å sikre god forståelse av sammenhenger og konsekvenser for helheten. Fremdriftsplanen presentert for de enkelte tiltakene er basert på gjeldende nordiske og nasjonale prosjektplaner. For tiltak som p.t. er i en tidlig fase hvor behov og alternative løsninger fortsatt vurderes, er det betydelig usikkerhet rundt både løsning og videre fremdrift. For tiltak som planlegges implementert frem i tid, er det så langt ikke utarbeidet prosjektplaner og fremdriften er dermed svært usikker. Til sammen medfører ovennevnte forhold stor usikkerhet til hvor raskt tiltakene vil bli implementert. Det bemerkes at Statnett vil ivareta sitt nasjonale ansvar for forsyningssikkerheten også dersom noen av tiltakene ikke blir realisert som planlagt. Konsekvensen av dette vil ikke bli redusert driftssikkerhet, men at det må gjøres tiltak og benyttes andre virkemidler på kort sikt som vil være mindre effektive. 4.1. Sikre funksjonalitet i anlegg tilknyttet kraftsystemet Det er nødvendig å gjennomføre tiltak for å opprettholde kontroll i et mer komplekst kraftsystem som blir mer utfordrende å drifte. Det vil bli økte krav til monitorering og rapportering, også som følge av nytt europeisk regelverk. Viktige områder er å sikre
funksjonalitet i form av tilpassede krav, tilgang til kraftsystemdata med god kvalitet og verifisere respons og leveranser. For å ha en effektiv drift og gode analyser som grunnlag for nettinvesteringer og beslutninger om tiltak i systemdriften, er vi avhengig av kraftsystemdata med god kvalitet, herunder anleggsdata inklusive sentrale parametere for virkemåte/respons. Systemansvarlig har et ansvar for å sørge for at kraftsystemet har nødvendige systembærende egenskaper, og vi må derfor sikre at tilknyttede anlegg har hensiktsmessig funksjonalitet som er tilpasset fremtidens kraftsystem. De europeiske tilknytningskodene utgjør rammeverket for fremtidige funksjonskrav. Våre tiltak på dette området innebærer en full gjennomgang av gjeldende krav, løsninger og prosesser. Dette gjennomføres i samarbeid med bransjen. Utvikle forslag til norsk tilpasning av europeiske tilknytningsforordninger Dagens krav og behandlingsprosesser for nye anlegg i kraftsystemet vil endres som følge av EUs nye forordninger for nettilknytninger (produksjon, forbruk og HVDC). Disse forordningene inneholder tekniske krav til nye anlegg, krav til prosesser ved idriftsettelse, og oppfølgingskrav for å sikre at de tekniske kravene er ivaretatt. I dag fremkommer krav til funksjonalitet ved tilknytning av nye anlegg eller endringer i eksisterende anlegg i kraftsystemet gjennom Funksjonskrav i kraftsystemet (FIKS). Dette er en veileder som inneholder anvisninger om hvilke krav systemansvarlig normalt stiller til utstyr for å ivareta driftssikkerheten i kraftsystemet. Krav til det enkelte anlegg fastsettes gjennom vedtak i henhold til fos 14. NVE har bedt Statnett om å anbefale hvordan nye forordninger om nettilknytning kan implementeres i Norge. Anbefalingen skal inkludere forslag til nasjonal tilpasning av tekniske krav ved tilknytning og hvordan kravene skal følges opp gjennom anleggenes levetid. Leveransen vil bestå av forslag til et norsk regelverk og teknisk underlag for dette, samt en tolkning av regelverket. Anbefalingene skal være basert på et omfattende samarbeid med bransjen i ulike referansegrupper. Vi vil også legge frem et skriv som omtaler uenigheter i referansegruppene og grunnlaget for Statnetts forslag. 11
NVE har opprettet et bransjeforum hvor relevante bransjeorganisasjoner og Statnett er invitert til å delta. Dette gir bransjen mulighet til direkte dialog med NVE om ulike tema, og det er også en god arena for å diskutere og få avklart viktige prinsipielle problemstillinger. Statnetts erfaring så langt er at både NVEs bransjeforum og referansegruppene fungerer godt og er nyttige og viktige i prosessen. Tidspunkt for når nye krav trer i kraft er avhengig av når forordningen endelig godkjennes i Europaparlamentet, noe som forventes i løpet av 2016. Det legges opp til en treårig implementeringsprosess etter publisering, der de to første årene benyttes til å definere nasjonale tilpasninger. Det siste året skal benyttes av leverandører til utvikling og klargjøring for å tilfredsstille de nye kravene som stilles. Vi vil levere vårt forslag til norsk implementering til NVE Q2 2017. Deretter vil myndighetene gjennomføre høringsprosess og utforme forskrift. Vurdere og publisere veileder for funksjonalitet i tekniske anlegg Systemansvarlig skal sikre nødvendig funksjonalitet i alle anlegg i regional- og sentralnettet, samt tilknyttede produksjonsanlegg i distribusjonsnett som har vesentlig betydning for driften og utnyttelsen av regional- og sentralnettet, for å ivareta en effektiv utnyttelse og tilfredsstillende leveringskvalitet i kraftsystemet. Med EUs nye forordninger for nettilknytninger vil deler av gjeldende FIKS ikke lengre være relevant, og dagens prosess med å fatte enkeltvedtak iht. fos forventes å bli forandret. Vi forventer imidlertid at systemansvarlig fortsatt kan stille krav til funksjonalitet på områder utover det som er definert i forordningene for nettilknytning. Vi vil vurdere hvilke områder det fortsatt vil være behov for en veileder (f.eks. nettanlegg). Arbeidet med gjennomgang av veilederen er ikke startet. Prosessen vil igangsettes ila 2016, og vil gå parallelt med implementasjonen av forordningene for nettilknytning. Vi forventer at dette arbeidet vil gå frem mot 2020. Inntil endelig ikrafttredelse av forordningen vil det være aktuelt å publisere tilleggsdokumenter til FIKS der dette er relevant, jf. dagens praksis. Heve kvaliteten på kraftsystemdata Kraftsystemdata med god kvalitet er avgjørende for sikker og effektiv drift og utvikling av kraftsystemet. Bedre datakvalitet kan blant annet bidra til at vi kan sette mindre risikomarginer i driften. Et eksempel er termiske strømgrenser, som sammen med modellering av impedanser og dynamisk respons er viktig for å sette riktig overføringskapasitet. Videre er god kvalitet på data avgjørende for å kunne innføre mer effektive og automatiserte prosesser i systemdriften. Blant annet er korrekte data for både nett- og produksjonsanlegg viktig for europeiske initiativer, som etablering av felles nettmodell (Common Grid Model) og flytbasert markedskopling. Konsesjonærenes plikt til å rapportere anleggsdata er gitt av fos, og NVE har gjennom revisjoner konstatert et behov for å heve kvaliteten på kraftsystemdata. Vi jobber nå med å forbedre oversikten over kraftsystemdata, både for overføringsanlegg og produksjonsanlegg. På en del områder er det til dels et betydelig etterslep mht. oppdatering og kvalitetssikring av data. Det kreves derfor arbeidsinnsats både hos aktørene og Statnett for å få kvaliteten opp på et tilfredsstillende nivå. Vi etablerer rutiner for å sikre at data blir løpende oppdatert og kvalitetssikret av aktørene. Gjennom webportalen Fosweb (se eget tiltak) kan aktørene effektivt oppdatere og kvalitetssikre egne data. Driftsleder hos konsesjonærene er ansvarlig for at dataene er korrekte. Siden juni 2014 har bransjen gjennomført et arbeid med å gjennomgå, komplettere og bekrefte data for overføringsgrenser. Det pågår en tilsvarende prosess for transformatorer, 12
hvor dette også kompletterer NVEs nasjonale oversikt over transformatorenes tilstand. Videre vil vi fra juni 2016 be aktørene om å kvalitetssikre og bekrefte data for produksjonsanlegg i Fosweb. Målsettingen er at alle data skal være oppdatert og kvalitetssikret i løpet av Q3 2017. Erfaringer med arbeidet så langt tilsier at dette også har en direkte nytte for konsesjonærer med tanke på bedre oversikt over egne data og også informasjon om andres anleggsdata. Forbedre spenningsregulering Statnett har identifisert et behov for bedre kontroll og økt effektivitet når det gjelder spenningsregulering. Vi vil derfor gjennomføre en systematisk gjennomgang av alle Statnetts reaktive komponenter, herunder kontrollere og ved behov endre innstillinger og funksjonalitet. Videre vil vi i samarbeid med berørte aktører gjennomgå alle spenningsregulatorer på generatorer større enn 100 MVA, og avklare behov for justeringer. Formålet er å forbedrespenningsreguleringen. Vi forventer gevinster i form av økt driftssikkerhet, og også en mer effektiv drift som vil kunne redusere tapene i kraftsystemet. Spenningsregulering er en kompleks oppgave som involverer mange aktører. Øvre grenser for spenningsreguleringen fastsettes av aktuell anleggseier, mens driftssikkerheten setter krav til nedre grenser. For å sikre god tapsoptimalisering bør spenningene ligge så nært opp til maksimale grenser som mulig. Effektiv spenningsregulering krever at alle involverte aktører jobber mot de samme nominelle spenningsverdiene fastsatt av systemansvarlig. Det vil også som en del av dette arbeidet gjøres et forarbeid knyttet til mer automatisert spenningsregulering. Svært mye av spenningsreguleringen i sentralnettet gjøres i dag manuelt ved inn/utkopling av reaktive komponenter og manuell etterjustering av settpunkter, i kombinasjon med kontinuerlig spenningsregulering fra generatorene som er innfaset. Vi ser et stort potensiale for å redusere manuell inngripen i spenningsreguleringen. Vi vil i denne fasen skissere videre arbeid med en fremtidig automatisert spenningsregulering i Norge. Arbeidet forventer å starte rundt årsskiftet 2016/17, med antatt ferdigstillelse i løpet av 2019. Tiltaket vil omfatte hele Norge, men starte med en gjennomgang i Sør-Norge. Innføre system for å verifisere leveranser av systemtjenester Statnett vil etablere løsninger for å verifisere at faktiske leveranser av systemtjenester er som avtalt. Vi tester nå ut et nytt verktøy for å analysere leveranser av FCR og afrr basert på målinger av frekvens, samt aktiv og reaktiv effekt og spenning på generatorer og på deres tilknytningspunkter i nettet. Tiltaket vil gi bedre informasjon om generatorenes faktiske bidrag i reguleringen, og er viktig med henblikk på et økt behov for kontroll i et kraftsystem med økt kompleksitet. Bedre informasjon om faktiske leveranser vil også gi mer effektiv anskaffelse av reserver. I 2015-16 analyseres og testes verktøyet for verifisering av leveranser av automatiske reserver og for spenningskontroll. Det legges opp til en stegvis utrulling for å ta verktøyet i bruk i den daglige driften fremover mot 2019. Konkret tidsplan er så langt ikke avklart. 13
4.2. Videreutvikle energimarkeds- og handelsløsninger Med endringene fremover vil det være behov for å tilpasse dagens markedsløsninger for å legge til rette for økt utveksling mellom systemer uten at forsyningssikkerheten svekkes. Det er et økende behov for å bringe markedene nærmere fysikken i kraftsystemet. Blant annet må energimarkedene i større grad understøtte det fysiske behovet for momentan balanse mellom produksjon, forbruk og utveksling. Finere tidsoppløsning i energimarkedene vil effektivt bidra til reduserte ubalanser i planfasen, og redusere behovet for at systemansvarlig må gjøre reparerende tiltak i driftsfasen. Videre vil både flytbasert markedskopling og implisitt tapshåndtering på HVDC-kabler i større grad reflektere fysikken i kraftsystemet og legge til rette for en mer effektiv utnyttelse av overføringskapasiteten. Statnett planlegger en rekke tiltak som vil bidra til en mer effektiv utnyttelse av kraftnettet, redusert usikkerhet før driftstimen og økt driftssikkerhet, til ivaretakelse av norske interesser i utviklingen av et indre energimarked for Europa. Etablere nordisk balanseavregning (NBS) En felles nordisk balanseavregning for Finland, Norge og Sverige (NBS) er under etablering. Målet er at felles markedsregler, tekniske standarder og avtaler skal bidra til enklere markedsadgang på tvers av landegrenser, og dermed også økt konkurranse. Det felleseide selskapet esett Oy skal etter ny plan overta det operative ansvaret for balanseavregningen i løpet av Q1 2017. Statnett vil som avregningsansvarlig fremdeles ha det formelle ansvaret for balanseavregningen og oppfølgingen av tjenestene som utføres av esett. Når NBS settes i drift vil norske balanseansvarlige aktører motta oppgjør av balanseavregningen og aktiverte reserver fra esett. Nettselskapene i Norge vil rapportere målerverdier til esett inntil Elhub settes i drift. 14
Med innføringen av NBS innføres nettavregningsområder i Norge. Dette innebærer at alle målepunkt vil være unikt tilordnet ett elspotområde. Elspotområdene vil etter innføringen av NBS være sammensatt av et antall nettavregningsområder. Det er utviklet en håndbok som skal gjøre det lettere for markedsaktørene å forstå og implementere den nye avregningsmodellen. Håndboken er sammen med annen informasjon om prosjektet tilgjengelig på www.esett.com. Evaluere nordisk ubalanseavregning De nordiske systemoperatørene vil i 2016 starte et felles prosjekt som skal undersøke ulike alternativer og komme frem til en anbefaling for felles avregningsprinsipper. Norden har i dag ulike avregningsprinsipper for automatiske og manuelle reguleringsreserver (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 reservemarkedene bidrar til effektiv konkurranse. I utkast til europeisk forordning for balansering (EB) legges det blant annet opp til at det skal benyttes énprismodell for alle ubalanser. Dette med mindre det dokumenteres at en annen løsning er mer samfunnsøkonomisk effektiv. Prosjektet er planlagt å pågå frem til og med første halvdel av 2017. Først vil eksisterende nasjonale avregningsregler beskrives, og dernest vil mulige forbedringer og alternative modeller identifiseres. Prosjektet skal evaluere alternative modeller og anbefale en plan for videre prosess for godkjenning av regulatorer og implementering. Innføre flytbasert markedskopling i Norden Flytbasert markedskopling 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. Det europeiske regelverket (CACM) stiller krav om at det regionalt implementeres "flytbasert markedskopling" dersom det ikke kan vises at en bedre organisering av dagens markedsdesign gir like stor verdi. Flytbasert markedskopling vil gi større samsvar mellom markedsflyt og fysisk flyt, og bidra til bedret driftssikkerhet. Videre vil flere handelsmuligheter gjøres tilgjengelig for markedet, og den fysiske nettkapasiteten kan utnyttes på en mer fleksibel og effektiv måte. Tyskland, Frankrike, Belgia og Nederland innførte flytbasert markedskopling i mai 2015. Erfaringene har så langt vært gode, og markedsløsningen har medført større handelskapasitet mellom budområdene, mindre prisdifferanser og samfunnsøkonomiske gevinster for de involverte landene. Det nordiske prosjektet for flytbasert markedskopling ble startet høsten 2012, og vi har nå utviklet en prototype for flytbasert kapasitetsangivelse i Norden. Denne benytter vi nå til ukentlige flytbaserte markedsberegninger ved bruk av den europeiske markedsalgoritmen Euphemia. Gjennom erfaringer fra simuleringene vil vi få et bedre bilde av konsekvensene av flytbasert og muligheter til å forbedre metodikken. Det er foreløpig ikke tatt noen beslutning om innføring av flytbasert markedskopling i Norden, og en slik beslutning vil ikke tas uten tilstrekkelig markedskonsultasjon. En eventuell endelig beslutning om å innføre flytbasert markedskopling vil først komme etter en testperiode med publisering av resultater for et flytbasert markedsdesign. 15
Innføre europeisk intradagmarked Det pågår et arbeid med å utvikle et felles europeisk intradagmarked (XBID) slik det er stilt krav om i det europeiske regelverket for kapasitetsallokering og flaskehalshåndtering (CACM). Med et felles europeisk intradagmarked kan norske aktører enkelt handle intradagprodukter med aktører over hele Europa. Likviditeten i Elbas har så langt vært lavere enn tilsvarende markeder på kontinentet. En utvikling av intradagmarkedet er viktig med henblikk på innfasingen av mer uforutsigbar kraftproduksjon med økt behov for å oppdatere produksjonsprognosene. Det forventes fremover høyere priser på ubalanser. En geografisk utvidelse av markedet forventes å gi økt likviditet og mer handel, noe som bidrar til bedre ressursutnyttelse og høyere verdiskaping. For aktørene som i dag handler intradag i Elbas blir det ingen praktiske endringer. De vil fortsatt legge bud inn hos de lokale børsene og motta oppgjør fra den samme. Arbeidet startet i 2014, og gjennomføres i et samarbeid mellom 14 europeiske TSOer og 5 kraftbørser, herunder Statnett. Kompleksiteten har underveis vist seg å være større enn først antatt, noe som har ført til forsinkelser. Planen er at utviklingen av XBID-løsningen skal være ferdig i løpet av sommeren 2016, hvor det deretter vil gjennomføres en omfattende testing av algoritme og kommunikasjon. Det skal blant annet sikres at løsningen håndterer kravene som er stilt til ytelse. Et felles europeisk intradagmarked er planlagt å være operativt fra Q4 2017. Innføre finere tidsoppløsning i energi- og reservemarkeder Det pågår et felles nordisk prosjekt som skal vurdere og utarbeide et konsept for finere tidsoppløsning i energi- og reservemarkedene i Norden. Viktige drivere for dette arbeidet er driftssikkerhet, verdiskaping og etterlevelse av europeisk regelverk. Gjeldende forslag til europeisk regelverk tilsier en balanseavregning med 15 minutters oppløsning. Endringene i kraftsystemet fremover 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 vil redusere ubalansene i markedene innenfor timen, spesielt i timer med store endringer i produksjon, forbruk og utveksling. Den samfunnsøkonomiske verdien av å innføre finere tidsoppløsning i energimarkedene, ved at mindre reserver aktiveres og frigjøres til alternativ anvendelse, anslås til 15-20 MNOK per år. Finere tidsoppløsning i markedet vil blant annet legge til rette for kontinuerlig ramping på mellomlandsforbindelsene, med økt volum per time (se eget tiltak), noe som gir en mer effektiv utnyttelse av eksisterende og nye mellomlandsforbindelser. I tillegg vil verdien av nordisk fleksibilitet i energimarkedene øke gjennom at nordiske aktører vil kunne handle kvarterprodukter med aktører i markeder som allerede har dette. Det er estimert en økt samfunnsøkonomisk verdi av norsk fleksibilitet ved handel med kvartersprodukter i energiog reservemarkedene på ca. 20 MNOK per år fra 2021 gitt nye mellomlandsforbindelser. Med finere tidsoppløsning får vi en mer harmonisert løsning i Norden for å løse ubalanser innenfor driftstimen, og omfanget av andre mindre effektive nasjonale særordninger vil reduseres. Valg av konsept forventes ila Q2 2017. Vi vurderer det som sannsynlig med en trinnvis implementering av konseptet, der en tilstrekkelig løsning må være implementert innen Q2 2019. Bransjen involveres underveis i arbeidet. Implementering av nye løsninger vil kreve nordisk enighet blant TSOene, aksept fra aktuelle berørte parter for mellomlandsforbindelser ut av Norden, og godkjenning av regulator. 16
Innføre kontinuerlig ramping på alle norske HVDC-kabler Det pågår et arbeid i regi av ENTSO-E for å få en europeisk aksept for å kunne rampe HVDC-kabler kontinuerlig, og dermed kunne tillate større flytendringer mellom synkronsystemene fra en time til den neste. Gjeldende rampingrestriksjoner tillater flytendringer kun rundt timeskift, og gjør at forbindelsene ikke alltid kan endre flytretning så raskt som markedet ønsker. Restriksjonen for hvor raskt kraftflyten på den enkelte HVDC-kabelen ut av Norden kan endres (rampes) er satt av hensyn til driftssikkerheten i kraftsystemet. Store, raske flytendringer på kablene vil bidra til svekket frekvenskvalitet, og er utfordrende både med henblikk på spenning og flaskehalser i systemet. En forlenget rampingperiode muliggjør at gradienten for rampingen (MW/min) kan reduseres, noe som bidrar til bedret driftssikkerhet. Formålet med kontinuerlig ramping er å oppnå en forbedret utnyttelse av kabelkapasiteten i perioder hvor prisene i energimarkedet tilsier store endringer i effektflyten på HVDC-kablene. Ved å kunne endre effektflyten kontinuerlig gjennom hele timen, vil man kunne oppnå en bedre utnyttelse av den fysiske overføringskapasiteten. Økt handelskapasitet over kabelforbindelsene gir bedre utnyttelse av kraftressursene i det europeiske kraftmarkedet som helhet, og kan øke verdien av norsk fleksibel vannkraft. Konseptet kontinuerlig ramping er nært knyttet til innføring av finere tidsoppløsning i markedene (se eget tiltak). Prosjektet har en overordnet fremdriftsplan om å få en generell europeisk aksept i ENTSO- Es driftskomite og markedskomite i løpet av Q4 2016. Før dette skal det gjennomføres en pilotperiode på Skagerrakforbindelsen for å teste konseptet og avdekke tidligere ikkeidentifiserte problemstillinger. Piloten forventes gjennomført høsten 2016. 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 «market wide mechanisms». I praksis innebærer den siste typen at aktører som deltar i ordningen får betalt for å ha kapasitet tilgjengelig for energimarkedet og 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 og for å ha kapasitet tilgjengelig. Innføringen av kapasitetsmekanismer kan påvirke kraftprisene i de respektive landene, og dermed også insentivene til å bygge nye overføringsforbindelser. Statnett deltar aktivt i den europeiske debatten om kapasitetsmarkeder. Vi deler kommisjonens bekymring for at nasjonale kapasitetsmarkeder kan påvirke integreringen av det europeiske kraftmarkedet ved å forhindre effektiv handel mellom land. Statnett er opptatt av å sikre at utenlandsk kapasitet får delta i nasjonale kapasitetsmarkeder på lik linje med nasjonale aktører. Vi har blant annet gitt innspill til EU-kommisjonen på hvordan overføringskapasitet kan delta i et kapasitetsmarked og vårt forslag er gjeldende modell for det britiske kapasitetsmarkedet. Storbritannia avholder årlige auksjoner (fra 2014), med leveringsår fire år etter. For Statnett har det vært viktig å sikre at North Sea Link får delta i dette markedet, med vilkår på linje med britiske aktører. Britiske myndigheter åpnet opp for at utenlandsk kapasitet skal kunne delta fra og med 2015 auksjonen. I den britiske løsningen er det eierne av 17
mellomlandsforbindelsen som deltar i auksjonen. Britiske myndigheter beslutter hvor mye av den installerte kapasiteten som vil få delta, basert på en individuell deratingfaktor 2. Fordelingen av inntekter og kostnader ved utenlandsk deltagelse avhenger av hvordan løsningen for deltagelse er designet. I Storbritannia er det eierne av mellomlandsforbindelsen som deltar i auksjonen, er ansvarlig for leveransene, og mottar kapasitetsbetalingen. I Norge vil disse inntektene tilfalle nettkundene, tilsvarende som for flaskehalsinntektene fra energihandel. Verdien av deltagelse i det britiske kapasitetsmarkedet for North Sea Link vil avhenge av hvor mye av overføringskapasiteten som får delta i auksjonen, samt auksjonsprisen som er basert på marginalprisingsprinsippet. 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 i 2015 klarerte på 18 pund per kw. For North Sea Link ville dette gitt en inntekt på ca. 300 MNOK for leveringsåret 2019/20 gitt en deltakelse med 95 prosent av kapasiteten. Halvparten av inntekten ville ha tilfalt Norge. Tyske myndigheter publiserte i 2015 hvitboka "An electricity market for Germany's energy transition", hvor det fremgår at tyske myndigheter ikke ønsker et kapasitetsmarked, men vil kombinere dagens "energy-only" marked med en strategisk reserve. I tillegg foreslås det endringer i dagens markedsdesign som kan bidra til et mer velfungerende kraftmarked. Innføre implisitt tapshåndtering på alle norske HVDC-kabler Statnett har lenge arbeidet for at overføringstap på våre mellomlandsforbindelser skal tas hensyn til i elspotprisberegningen. En slik løsning ble innført på NorNed i november 2015. Ved å ta hensyn til tapet, som for våre HVDC-forbindelser er på 3-5 prosent av overført volum, oppnås en handelsløsning som er mer samfunnsøkonomisk effektiv. Handel av kraft forutsetter da at prisforskjellen er minst like stor som tapet på kabelen, slik at man sikrer en samfunnsøkonomisk gevinst av handelen. Å inkludere tap i markedsalgoritmen blir enda viktigere med flere HVDC-forbindelser. Med 4 prosent tap på alle eksisterende og planlagte kabler ut fra Norge vil energitapet kunne bli over 200 MWh/h dersom det ikke tas hensyn til tapet. Tiltaket bidrar således til en ikke ubetydelig energieffektivisering. Markedssimuleringer med implisitt tapshåndtering på alle nordiske HVDC-forbindelser indikerer en samfunnsøkonomisk gevinst på over 100 MNOK per år. Det har vært ulike syn hos TSOene på å ta hensyn til tapet i markedsalgoritmen. Enkelte har vært negative fordi det har vært vurdert som viktigere å sikre like priser mellom budområder. Dette har gjort det vanskelig å komme til enighet. Tap er inkludert på kablene mellom Storbritannia og henholdsvis Frankrike og Nederland, og høsten 2015 ble implisitt tapshåndtering innført på NorNed. I samarbeid med de andre nordiske TSOene gjennomfører vi nå en analyse av den samfunnsøkonomiske lønnsomheten av å innføre tap på alle HVDC-forbindelser i Norden og til kontinentet. Vi forventer at løsningen vil bli innført for Skagerrak-forbindelsen, på NordLink og North Sea Link. 2 Deratingfaktoren hensyntar 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. 18
4.3. Videreutvikle system- og balansetjenester Systemansvarlig er avhengig av å ha effektive virkemidler for å sikre balanse og leveringskvalitet i kraftsystemet i enhver driftssituasjon. Systemtjenester fra aktørene er sentralt, i form av reserver for balansering og systemstøtte for å sikre blant annet spenningen i systemet. Systemtjenester skal anskaffes på en måte som ivaretar god ressursutnyttelse. Et felles nordisk krav til frekvenskvalitet er en viktig premiss for utviklingen av balansetjenestene. Våre analyser viser at i fremtiden vil energimarkedene gi et produksjonsmønster som i mindre grad enn i dag bidrar til nødvendig tilgang på rotasjonsenergi (inertia) og reserver for å stabilisere og balansere kraftsystemet. Dette vil gjelde spesielt på sommeren, hvor det i perioder vil være få tradisjonelle store kraftverk i drift. Vi går mot en regionalisering og europeisering av reservemarkedene, hvilket vil resultere i harmonisering av blant annet produktutforming, anskaffelse og utveksling av reserver, oppgjør og krav til transparens og prekvalifisering. Økt konkurranse gjennom økt handel mellom land og flere tilbydere er et viktige fokusområder i denne sammenheng. Statnett gjennomfører en rekke tiltak for at vi også i fremtiden skal ha tilstrekkelig pålitelige reserver og øvrig systemstøtte til å ivareta sikker drift i ulike situasjoner. 19
Fastsette nordiske mål for frekvenskvalitet og dimensjonere automatiske reserver Det pågår et omfattende nordisk arbeid for å videreutvikle metodikken for å beregne driftssikkerheten, fastsette ønsket nivå på nordisk driftssikkerhet, samt å dimensjonere nordiske automatiske reserver for å holde driftssikkerheten på dette nivået. Basert på underlag fra pågående arbeid vil det videre utredes en optimal kombinasjon av automatiske reserver. Driftssikkerhet er i denne sammenhengen synonymt med sannsynligheten for å unngå mørklegging. Frekvenskvalitet 3 er en indikator på risikoen som følge av at automatiske reserver (beregnet for håndtering av driftsforstyrrelser) allerede er aktivert i normaldrift og derfor er utilgjengelige for å balansere kraftsystemet ved feil på størrelse med dimensjonerende feil. Frekvenskvaliteten har således en direkte kopling til omfanget av automatiske reserver og driftssikkerheten. Ønsket driftssikkerhetsnivå kan oppnås ved ulike kombinasjoner av roterende masse (inertia) og automatiske reserver (FCR-N/D og afrr). I tillegg må mfrr dimensjoneres for å håndtere ubalanser med noe lengre tidshorisont (5-15 minutter). Analysene forventes å pågå til Q2 2017. Nye krav til dimensjonering av reserver vil inngå i den nye nordiske systemdriftsavtalen som skal være på plass innen 2018 iht. europeiske retningslinjer for systemdrift. Implementeringen av avtalen forventes på pågå ut 2018. Utarbeide nye nordiske spesifikasjonskrav for FCR Så langt har det manglet en felles tolkning av kravene til FCR i Norden. Det er igangsatt et nordisk arbeid for å definere nye, felles nordiske, tekniske spesifikasjoner for FCR-N/D. Videre vil det utarbeides krav til prekvalifisering og en plan for å implementere ny spesifikasjon i eksisterende produksjonsanlegg. Prosjektet ble startet med formål om å bedre frekvenskvaliteten og redusere slitasjen på produksjonsanlegg. Tidligere studier har avdekket et behov for å redusere langsomme pendlinger (oscillasjoner) i frekvensen for å forbedre driftssikkerheten. Det er også indikasjoner på at dårlig frekvenskvalitet kan skape unødig slitasje på vannkraftanleggene. Det er usikkert i hvilken grad produksjonsanlegg kan bidra til å redusere oscillasjonene i systemet pga. usikkerhet om deres mekaniske egenskaper. 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. Planen er å gjennomføre analyser, utforme design og en utarbeide implementeringsplan innen utgangen av Q3 2016. Endelig kravspesifikasjon og implementeringsplan planlegges vedtatt i løpet av 2017, og vi forventer en løsning implementert ila 2020. Det vil være dialog med bransjen underveis i arbeidet. Utvikle nordisk ordning for å sikre FCR og rotasjonsenergi Det pågår et felles nordisk arbeid med å analysere konsekvensene av ny produksjonsmiks og flere kabler for frekvensstabiliteten. Viktig i dette er en studie av frekvensstabiliteten som en konsekvens av systemets tilgjengelige rotasjonsenergi (inertia). Foreløpige analyser viser at vi i enkelte perioder, typisk på sommeren, vil få et kraftsystem med lite roterende masse. I enkelte perioder vil nivået være lavere enn det som vurderes 3 Frekvenskvalitet måles i dag som antall minutter per år utenfor normalfrekvensbåndet, 49,9-50,1 Hz. 20
som tilstrekkelig for å opprettholde frekvensstabiliteten ved et utfall i systemet. Omfanget av dette vil kartlegges ytterligere. Videre vil vi vurdere flere alternative løsninger for å sikre frekvensstabiliteten ved lav inertia. Konklusjonene fra dette arbeidet vil gi grunnlag for videreutvikling og implementering av løsninger for å sikre frekvensstabiliteten. Løsninger for å sikre rotasjonsenergi må blant annet ses i sammenheng med 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 4 for FCR. Dersom behovet for roterende masse ikke kan sikres gjennom eksisterende markeder vil det måtte utvikles nye ordninger for dette. Arbeidet med å utvikle eventuelle nye ordninger for sikring av inertia vil starte når analysene foreligger ved inngangen til 2017. Det vil være en dialog med bransjen underveis. Erfaringsvis tar etablering av nye markedsløsninger noe tid, men vi ser det som mulig å ha et nordisk FCR-marked på plass i løpet av 2020. Utvikle regionale og europeiske aktiveringsmarkeder (FRR) Reservemarkeder og handelsavtaler i Norden for automatisk og manuell FRR vil videreutvikles i henhold til nye europeiske krav. Enda ikke vedtatte utkast på forordningen for balansering (EB) legger opp til en stegvis utvikling av reservemarkedene mot ett felles reservemarked for Europa. Opprettelsen av såkalte Coordinated Balancing Areas (CoBA) vil danne et formelt samarbeid for utveksling av balansetjenester. Eksisterende samarbeid vil bli ytterligere formalisert og vi vil få mer harmoniserte produkter (se eget tiltak), vilkår for deltakelse i reservemarkeder og metoder for reservasjon av overføringskapasitet. Utviklingen legger til rette for økt utveksling, også med markedsområder utenfor Norden. Dette vil bidra til bedre ressursutnyttelse på tvers av land, og med dette økt verdiskaping. Statnett har estimert en samfunnsøkonomisk verdi av handel med reserver over nye mellomlandforbindelser til 150 MNOK/år per kabel. De nordiske TSOene har i lang tid samarbeidet om et felles nordisk regulerkraftmarked. Statnett har sammen med de øvrige nordiske systemoperatørene blitt enige om å etablere en pilot for mfrr-coba. Vi er nå i gang med å videreutvikle regler knyttet til prising, avregning, produktdefinisjoner og optimeringsfunksjon for valg av bud i det nordiske regulerkraftmarkedet. Parallelt pågår det dialog med de baltiske og tyske systemoperatørene om utviklingen av deres reservemarkeder som et ledd i å utvikle mulige modeller for fremtidig utveksling av mfrr med balanseringsområder utenfor Norden. En viktig forutsetning for utveksling er utvikling og implementering av IT-systemer som muliggjør sammenligning av bud og aktiveringsbehov i Norden og tilstøtende markedsområder. Intensjonen er å starte en stegvis implementering av et nordisk reservemarked for mfrr, som er i henhold til de europeiske retningslinjene, i siste halvdel av 2017. Testing av løsninger for utveksling av mfrr inn og ut av Norden er foreløpig planlagt å starte opp i midten av 2018. Utviklingen av nordiske kapasitets- og aktiveringsmarked for afrr vil også skje i henhold til de nye europeiske kravene (se eget tiltak). I henhold til det foreliggende utkastet på forordning for balansering skal regionale og europeiske reservemarkeder for FRR-produkter være implementert hhv. fire og seks år etter at regelverket er trådt i kraft. Den foreslåtte tidsplanen fremstår for Statnett og ENTSO-E som ambisiøs, gitt erfaringer fra implementeringen av det nordiske regulerkraftmarkedet og de europeiske TSOenes sprikende utgangspunkt. 4 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. 21
Innføre standardprodukter for FRR Det pågår i regi av ENTSO-E et arbeid for å spesifisere standardprodukter for FRR. Formålet med standardprodukter med klart definerte egenskaper er å muliggjøre utveksling av balansetjenester mellom land, både innenfor og mellom regionale reservemarkeder. 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. 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. I tillegg må regler for prissetting og avregning defineres for å kunne utveksle reserver forutsatt at det er tilgjengelig overføringskapasitet. Vi forventer at det vil bli flere produkter for mfrr, sannsynligvis 2-3, i stedet for kun ett produkt som i dag. Leverandørene må dermed avklare hvilke produkter de vil tilby, og TSOene må velge hvilket produkt som til enhver tid skal aktiveres. Endringen vil kreve en betydelig IT-utvikling både hos aktørene og TSOene. Innføringen av standardprodukter vil øke tilgjengeligheten på reguleringsressurser med raskere aktivering sammenliknet med dagens regulerkraftmarked. Dette vil bidra til bedre frekvenskvalitet og driftssikkerhet. Endringen vil bidra til bedre ressursutnyttelse gjennom at de billigste ressursene på tvers av land kan brukes til balansering. Videre vil produkter som i økt grad legger til rette for flere tilbydere medføre økt konkurranse og effektivitet. Innføringen av standardprodukter følger implementeringen av nye europeiske retningslinjer for balansering (EB). ENTSO-E skal oversende forslag til standardprodukter innen seks måneder etter at forordningen har trådt i kraft. Bransjen vil involveres i utformingen gjennom europeiske fora. Standardprodukter skal vedtas av de europeiske regulatorene, og det vil bli gjennomført høringsprosesser. Etablere nordisk kapasitets- og aktiveringsmarked for sekundærreserve (afrr) Statnett samarbeider med de andre nordiske TSOene om å utvikle og implementere felles markeder for afrr, først for kjøp av reservekapasitet og deretter også et aktiveringsmarked. Gjennom felles markeder vil vi oppnå mer effektiv utnyttelse av reguleringsressursene, noe som gir bedret samfunnsøkonomisk lønnsomhet og som også bidrar til å begrense veksten i reservekostnadene på nordisk nivå. Et felles nordisk marked for afrr forventes å ha en nordisk samfunnsøkonomisk verdi på ca. 20 MNOK per år. afrr ble tatt i bruk i Norden i 2012, og ble frem til 2015 anskaffet i nasjonale markeder med noe ulike design. afrr har vært anskaffet i timene hvor frekvenskvaliteten i utgangspunktet har vært dårligst, dvs. i timer med store endringer i forbruk, produksjon og utveksling. Erfaringene har vist at afrr har hatt en gunstig effekt på frekvenskvaliteten. Det har vært ulike syn i Norden på hvor mye afrr som skal anskaffes, hvor Statnett har ønsket å benytte afrr i større utstrekning, primært i flere timer. Som følge av behovet for en balansert geografisk fordeling av reservene, og at vi så langt ikke har hatt en løsning for sikring av overføringskapasitet, har det ikke vært aktuelt å anskaffe et større volum i Norge. Det er nå enighet om et nordisk målbilde for et kapasitetsmarked for afrr. For Statnett er det viktig at markedsløsningen er effektiv og ivaretar driftssikkerheten. Dette forutsetter at løsningen må ta hensyn til flaskehalser i nettet på en sikker og effektiv måte, og at avregning/kostnadsfordeling mellom TSOene er effektiv og rimelig. Allokering av overføringskapasitet til afrr er sentralt, og Statnett og Svenska kraftnät har gjennomført et pilotprosjekt (Haslepiloten) for å vinne erfaring. 22
Statnett vil videre arbeide for at løsningene for det nordiske afrr-markedet ikke er til hinder for handel av afrr over mellomlandsforbindelser ut av Norden. Iht. eksisterende prosjektplan vil arbeidet med utvikling av markedsløsninger pågå ut 2016, og et nordisk kapasitets- og aktiveringsmarked for afrr planlegges implementert hhv. Q3 2017 og Q4 2017. Det er stor usikkerhet knyttet til fremdriften, og aktørene vil bli informert om eventuelle endringer i planen. Innføre budkvantum per kvarter i regulerkraftmarkedet (mfrr) Statnett planlegger å innføre krav om at aktører som leverer produksjonsplaner med varierende planverdier pr. kvarter gjennom timen, skal angi budkvantum pr. kvarter i de samme timene for bud i regulerkraftmarkedet. Prisene på slike bud skal fortsatt gis pr. time. Bakgrunnen for dette er et behov for å forbedre operatørenes oversikt og håndtering av kapasiteten i regulerkraftmarkedet i timer hvor det er varierende produksjon gjennom timen. I slike timer er tilbudt kvantum i regulerkraftmarkedet ikke tilgjengelig for regulering gjennom hele timen. Dette skaper usikkerhet og merarbeid for både aktørene og Statnett med å avklare tilgjengelighet. I en mer kompleks systemdrift er dette ikke tilfredsstillende. Dette vil være et steg på vegen mot kvartersoppløsning i reservemarkedene. Funksjonalitet for å kunne motta bud med kvantum pr. kvarter planlegges innført fra mai/juni 2016 (LARM versjon 10), og det åpnes da for å kunne gi bud med kvantum per kvarter. I løpet av Q2 i 2017 vil dette innføres som et krav for aktører som leverer produksjonsplaner med varierende planverdier pr. kvarter gjennom timen. Vilkårene for regulerkraftmarkedet vil oppdateres i henhold til dette. Aktørene vil holdes informert blant annet via landssentralens meldingstjeneste. Etablere løsning for å sikre mfrr-nedregulering Systemansvarlig har behov for å kunne regulere balansen i kraftsystemet i begge retninger. I dag spesifiserer regelverket 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, dog så langt i begrenset omfang. Vi forventer imidlertid at dette vil bli en økt utfordring fremover, og det blir et økt behov for å sikre at tilstrekkelige nedregulerings-ressurser blir tilgjengelig for TSOene i operativ drift. Mangel på ressurser for nedregulering kan skyldes delvis fysiske begrensninger for nedregulering i produksjonsanleggene, vannveiene og/eller kraftnettet, og delvis at ikke all potensiell fleksibilitet meldes inn i markedene. I den senere tid har det nordiske regulerkraftmarkedet også blitt påvirket av tysk regelverk som tilsier at tysk vindkraftproduksjon ikke kan reduseres så lenge man kan få avsetning for overskuddskraft på andre måter. For å ha tilstrekkelig volum nedreguleringsressurser for å ivareta driftssikkerheten, har de nordiske TSOene i spesielle situasjoner måttet oppfordre aktørene til å melde inn tilgjengelige nedreguleringsressurser i reservemarkedet. En markedsbasert løsning for å sikre nedreguleringsressurser, hvor aktørene får mulighet til å prissette sin reservasjonskostnad, vil dekke systemdriftens behov på en mer effektiv måte. Utarbeidelse av nye krav til nedregulerings-ressurser vil inngå i arbeidet med ny SOA som vil fortsette frem mot 2017-2018. SOA-arbeidet vil være avhengig av nordiske TSO-beslutninger og regulatorgodkjenning. Nordiske interessenter vil involveres i arbeidet gjennom workshops og høringer. Markedsløsninger og støttesystemer må tilpasses for å håndtere nye utfordringer og krav. Fremdriften må blant annet overholde europeiske implementeringsfrister. 23
Innføre prekvalifisering for leverandører av balansetjenester Statnett vil innføre en prekvalifiseringsprosess for leverandører av FCR og FRR. Dette gjøres for å møte et økt behov for å sikre nødvendig funksjonalitet og tilgjengelighet, samt oppfylle kravene som stilles til prekvalifisering i den nye europeiske forordningen for systemdrift (SO). Prekvalifiseringen innebærer at samtlige leverandører av FCR og FRR formelt må søke TSO om å kunne delta i reservemarkedene. Leverandøren skal kunne demonstrere at egne enheter/stasjonsgrupper oppfyller tekniske krav for leveranse og krav til tilgjengelighet. Leverandøren skal gi TSO og eventuelt berørte DSOer etterspurt informasjon. Regelverket sier at søknaden skal behandles innen tre måneder, og videre at tidligere gjennomførte verifiseringer av krav skal anerkjennes i prosessen. Søknaden skal revurderes hvert femte år og i tilfeller hvor de tekniske kravene har blitt endret. Statnett har igangsatt arbeid med å konkretisere kravene som stilles i det europeiske regelverket. Prekvalifiseringen skal i henhold til koden være implementert tolv måneder etter at forordningen for systemdrift trer i kraft. Imidlertid vil det i tidsplanen for å innføre nye krav til prekvalifisering for FCR også tas hensyn til fremdriften på etableringen av ny nordisk spesifikasjon av FCR-leveransen og utviklingen av krav til grunnleveranse. Innføre innkjøp av reservekapasitet nærmere driftstimen (D-2) For å sikre tilstrekkelig med reserver anskaffer Statnett noe reservekapasitet før elspotmarkedet klareres. Reservekapasitet anskaffes i dag på ulike tidspunkt, og med ulik varighet. Vanligst er det å anskaffe kapasiteten en uke i forkant, og grovt sett med en ukes varighet. Ved å garantere tilgjengeligheten av reserver reduseres leverandørenes fleksibilitet til å agere i andre markeder (som spotmarkedet). Et viktig tiltak for å bidra til en mer samfunnsøkonomisk utnyttelse av produksjonsressursene vil være å gå til daglige oppkjøp av reserver kort tid før klarering av elspotmarkedet. Usikkerheten omkring alternativkostnaden for disponering av produksjonsapparatet, knyttet til ukjente priser i energimarkedet, vil reduseres desto nærmere driftstimen reserven anskaffes. Videre vil hyppige oppkjøp av reserver også øke sannsynligheten for at de rimeligste reservene velges i løpet av perioden. Dette vil bidra til en mer optimal disponering av ressursene og en mer effektiv reserveportefølje. Statnett planlegger å legge daglige kjøp av reserver til kvelden før elspotmarkedet klareres, dvs. D-2. En slik justering er aktuell for alle reservemarkedene som i dag klareres før spotmarkedet, med det kommende nordiske kapasitetsmarkedet for afrr i 2017 som et første steg, se eget tiltak. Innføre koordinert oppkjøp av reservekapasitet I teorien ville en optimal løsning vært å klarere alle reservemarkedene kombinert med elspotmarkedet, og la budene inkludere detaljert informasjon om produksjonskostnader (minstelast, virkningsgradskurver). Det vurderes ikke som realistisk å implementere en slik optimeringsfunksjon innenfor planperioden til 2025. ACER 5 er opptatt av at en slik markedsløsning blir utredet, så man må på et senere trinn i utviklingen vurdere om dette skal være et mål. Innenfor 2025 kan det være aktuelt å innføre løsninger hvor leverandørene kan gi tilbud om flere typer reservekapasitet på samme tidspunkt. Før dette er på plass må anskaffelsestidspunkt og blokkstørrelse for FCR, afrr og mfrr koordineres. Ved å 5 Agency for the Cooperation of Energy Regulators 24
tilpasse tidspunktene for anskaffelsen av de ulike reservene i forhold til hverandre (eks. ikke ha Gate Close Time (GCT) for en type reserve før markedsresultat av en annen foreligger) vil vi kunne få en bedre ressursutnyttelse. Utviklingen av rutinene for kjøp av automatisk reservekapasitet vil samordnes med andre nordiske TSO-er for å legge til rette for at reserver kan deles og utveksles innenfor synkronområdet. Anskaffelsestidspunkt og blokkstørrelse for anskaffelse av reservekapasitet i Norge kan også bli påvirket av utveksling på nye HVDC-kabler. Arbeid med en optimeringsfunksjon for aktivering av ulike reserver vil inngå i det europeiske arbeidet med å innføre et felles reservemarked for FRR. Arbeidet med å vurdere og utvikle slike løsninger vil tidligst starte i 2019, og vil sannsynligvis pågå frem mot 2023. Tilrettelegge for økt deltagelse fra forbrukersiden gjennom forbrukerfleksibilitet Statnett arbeider for å tilrettelegge for at flere og nye aktører kan delta i reservemarkedene. I første omgang gjøres det nå en analyse av systemdriftens nytte av ulike former for fleksibilitet. Det analyseres også i hvilken grad det er behov for utvikling av nye løsninger for å få tilgang til ønsket fleksibilitet fra forbruk, samt juridiske rammevilkår som følge av nytt europeisk regelverk. Videre har vi også dialog med underliggende nettnivåer for bedre å skjønne deres vurderinger og behov knyttet til forbrukerfleksibilitet. Statnett jobber løpende med å tilpasse dagens løsninger for å legge til rette for nye tilbydere i reservemarkedene. Et eksempel på nye tilbydere man vil kunne se i markedet er aktører som samler opp forbruk til porteføljer som de så byr inn til nettselskap, såkalte aggregatorer. Vi søker løsninger for forbrukerfleksibilitet som er konsistente i Norden, da løsningene kan innebære utvikling av regler for deltagelse i nordiske reservemarkeder. Statnetts kartlegging av potensiale og analyser vil pågå ut 2016, og det vil deretter vurderes nye løsninger innen markedsdesign og driftsløsninger. 25
4.4. Videreutvikle støttesystemer og automatisering Systemdriften er avhengig av sikre og effektive IKT-systemer. Gjennom pålitelige plattformer for planlegging, måling, overvåkning og informasjonsutveksling legges det til rette for god utnyttelse av produksjonsressurser og nett, samtidig som driftssikkerheten ivaretas. Vi har de senere årene gjort et betydelig løft for å få på plass et nytt og bedre markedssystem, og nytt driftssentralsystem er under implementering. Sikre kommunikasjonssystemer med rask respons og høy oppetid er avgjørende. Økt regional koordinering krever nye støttesystemer, som spiller sammen med nasjonale løsninger. Det vil utvikles felles nordiske/europeiske nettmodeller. Videre har Statnett og Svenska kraftnät inngått samarbeid om et felles markedssystem. God oversikt og kontroll i et mer komplekst kraftsystem med behov for flere og raskere beslutninger i systemdriften, vil fremover kreve mer informasjon og mer avanserte støtteverktøy. Mer sanntidsinformasjon og løpende sanntidsanalyser vil stå sentralt. Operatørene vil ha behov for enda bedre beslutningsstøttesystemer, og interne prosesser og i grensesnittet mot aktørene vil i økt grad måtte effektiviseres og automatiseres. På lengre sikt forventer vi mer omfattende endringer i systemdriften med ytterligere automatisering. God oversikt og kontroll fordrer mer detaljert informasjon og høyere kvalitet på prognoser og planer. Dette vil være grunnleggende i et kraftsystem med økende grad av automatisering. Innføre elektronisk bestilling av regulerkraft (mfrr) og produksjonsflytting Det gjennomføres nå en effektivisering av aktivering av mfrr og bestilling av produksjonsflytting ved å innføre elektronisk bestilling. Dette er prosesser som i dag i hovedsak foregår manuelt ved at operatør på landssentralen ringer norske balanseansvarlige. Tiltaket vil legge til rette for reduksjon av minste tillatte budstørrelse i det nordiske regulerkraftmarkedet, og er et ledd i nordisk harmonisering av markedsvilkår. Redusert budstørrelse er sentralt for å legge til rette for nye aktører i regulerkraftmarkedet. Redusert tillatt budstørrelse i regulerkraftmarkedet vil først innføres når samtlige nordiske TSOer har implementert løsninger for elektronisk bestilling av bud. Budstørrelsene vil bli definert i standardproduktene. 26