Tilrettelegging for ny fornybar kraftproduksjon

Tilrettelegging for ny fornybar kraftproduksjon

Forord KUBE er Statnetts sommerprosjekt for studenter som arrangeres i år for sjette gang. I løpet av seks uker skal et tverrfaglig team jobbe med Statnetts fremtidige utfordringer. Årets tema er "tilrettelegging for ny fornybar kraftproduksjon, hvor fokuset legges til hvilke driftsmessige utfordringer dette medfører for systemansvarlig. Vi vil rette en stor takk til årets arrangører som har hjulpet og støttet oss gjennom hele perioden: Anders Bostad, Helene Sundheim, Stian Boye Skaatan, Victor Johansson og Petter Andreas Strøm. Videre ønsker vi å takke dyktige ansatte ved Statnett som har stilt sin kunnskap og tid til disposisjon for oss: Ingeborg Sperstad, Erik Bruun, Erik Alexander Jansson, Erik Skjelbred, Landssentralen m.fl. Christian Sørum Melaaen, Fornybar energi, UiA Erika Stadler Kjetså, Energi og Miljø, NTNU Marit Bonnevie-Svendsen, Internasjonale studier, UiO Frida Holand, Industriell økonomi, UMB Silje Merete Grønning, Industriell økonomi, NTNU Åsmund Sunde Valseth, Samfunnsøkonomi, UiO Oslo, Nydalen 09.08.13 1

Sammendrag KUBEs anbefalinger Statnett bør ta initiativ til en støtteordning for rotasjonsenergi. Statnett bør jobbe for å få inn en definisjon av ordet vesentlig i fos 14-2. Statnett bør bidra med sin kompetanse i revisjonen av REN høsten 2013. Statnett bør vurdere om det er hensiktsmessig å utarbeide en veileder for funksjonskrav til småkraftanlegg som knyttes til distribusjonsnettet. Statnett er tildelt systemansvaret i det norske kraftsystemet, og plikter dermed å ha oversikt og kontroll over hele kraftnettet i Norge. Den endrede driftssituasjonen som følge av mer uregulerbar kraft, utenlandsforbindelser og høyere kapasitetsutnyttelse skaper flere utfordringer for utøvelsen av systemansvaret. De seneste årene har frekvensavvikene vist en økende tendens, og kostnadene knyttet til utøvelsen av balanse- og systemtjenester har økt. Årets KUBE-prosjekt argumenterer for at Statnetts virkemiddelapparat per i dag ikke er tilstrekkelig tilpasset den nye driftssituasjonen og at storinnføringen av uregulerbar kraft dermed truer ivaretakelsen av en av systemansvarligs viktigste oppgaver: Å sikre den momentane balansen i kraftsystemet. Med rapporten ønsker KUBE å skape større bevissthet rundt utfordringene ny fornybar kraftproduksjon skaper for systemdriften. Tekniske, juridiske, politiske og økonomiske forhold gås etter i sømmene. Det blir også presentert noen konkrete anbefalinger til hva Statnett kan gjøre for å få større kontroll over den uregulerbare kraftproduksjonen. Systemansvar og virkemidler Statnett har gjennom forskrift om systemansvaret i det norske kraftsystemet (fos) to hovedvirkemidler for å regulere balansen i det norske kraftsystemet: (1) Regulering av aktive reserver i driften og (2) den offentlig tildelte vedtaksmyndigheten. Disse virkemidlene brukes aktivt i sentral- og regionalnett for å utøve system- og balansetjenester. I distribusjonsnettet er disse virkemidlene derimot svært begrenset. Det skyldes flere forhold. Småkraftverk har ofte ikke de tekniske egenskapene som kreves for å bidra med frekvensregulering og Statnett har verken markedsløsninger, oversikt eller kommunikasjonssystemer på plass for å kunne utnytte de aktive reservene som finnes. I tillegg er Statnetts vedtaksmyndighet i distribusjonsnettet svært begrenset. Statnetts begrensede myndighet i distribusjonsnettet er et resultat av den historiske arbeidsfordelingen i det norske kraftsystemet, der lokale netteiere har ansvar for å drifte eget nett. Både vannkraftens geografiske fordeling og distriktspolitiske hensyn bygger opp under denne arbeidsdelingen. Den storstilte utbygging av uregulerbar kraftproduksjon skaper derimot utfordringer for denne tradisjonelle ansvars- og myndighetsfordelingen. 2

Tilbud av balansetjenester Utbygging av ny fornybar kraftproduksjon i kjølvannet av elsertifikatordningen gir et større tilbud av kraft. Dette gir lav spotpris i perioder med mye uregulerbar kraftproduksjon og lav etterspørsel. Da kan man få en situasjon der spotsalg i seg selv ikke gjør drift av tradisjonelle kraftverk lønnsomt. Systemansvarlig må da betale dyrt for å få balansetjenester fra disse kraftverkene fordi betalingen de får for balansetjenester må være høy nok til at drift blir lønnsomt. Nye informasjonsløsninger, aggregering av småkraftprodusenter til håndterbare budgivere og finere tidsoppløsning i markedene kan gjøre det mer aktuelt for fornybar produksjon å tilby balansetjenester. For disse kraftverkene vil det være mest attraktivt å tilby balansetjenester når spotprisen er lav og verdien av spilt vann liten. Imidlertid vil deltakelse i elsertifikatordningen gjøre det mindre attraktivt å tilby reserver for ny fornybar kraftproduksjon uten magasin. Elsertifikater er strengt knyttet til antall MWh produsert. Kraftverk uten magasin som tilbyr balansetjenester vil produsere færre MWh og dermed miste elsertifikatinnteker. Dette gjør det mindre attraktivt for disse produsentene å tilby balansetjenester. Statnett må vurdere verdien av tilbud av balansetjenester fra uregulerbar kraftproduksjon opp mot arbeidet som må gjøres for å fjerne vridningseffekten av elsertifikater. Ingen setter pris på rotasjonsenergi Rotasjonsenergi er av avgjørende betydning for kraftsystemets evne til å håndtere ubalanser. At kraftprodusenter ikke får betalt for denne tjenesten gjør at kraftverk med mye rotasjonsenergi stanser driften oftere enn de burde og at for få kraftprodusenter investerer i roterende masse. KUBE mener derfor at Statnett bør utvikle mekanismer som gir kraftprodusenter økonomisk insentiv til å bidra med rotasjonsenergi. Behov for standardisering i distribusjonsnettet KUBE argumenterer for at Statnett bør engasjere seg mer i distribusjonsnettet for å sikre at det stilles tilstrekkelige krav til produksjonsanleggs funksjonalitet ut fra et systemperspektiv. Dette er viktig både for å sikre at anlegg som kan tilby reserver har nødvendig funksjonalitet og at tilstrekkelig systemvern er på plass for å unngå at sumeffekter av småkraften påvirker stabiliteten i kraftsystemet. For å møte dette behovet anbefaler KUBE at Statnett bidrar med sin kompetanse i standardiseringsarbeidet knyttet til funksjonskrav i distribusjonsnettet. Herunder bør Statnett vurdere hvorvidt det er hensiktsmessig å utarbeide en egen veileder for tilknytning av småkraft i distribusjonsnettet, tilsvarende FIKS. I tillegg bør Statnett involvere seg i revisjonen av RENs rammeavtale for tilknytning av småkraft høsten 2013. Utover dette anbefaler KUBE at Statnett kommuniserer ovenfor NVE viktigheten av å definere ordet vesentlig i fos 14-2, som åpner for at Statnett kan fatte vedtak i saker av vesentlig betydning. Dette kan bidra til at Statnett på en mer systematisk måte blir informert om anlegg som kan ha betydning for den overordnede systemdriften. 3

Økte systemkostnader Systemdriftskostnadene øker i takt med innføringen av uregulerbar kraft, blant annet som følge av økte KILE-kostnader, økt behov for systemvern, større krav til regulering og nye IKTløsninger. Slik systemet er i dag, fordeles systemdriftskostnadene på alle sluttbrukere gjennom nettleien. KUBE setter spørsmålstegn i forhold til om dette er en hensiktsmessig og rettferdig fordeling. KUBE mener at en viktig kjøreregel i tariffutformingen er at de som påvirker systemet en kostnad skal betale for dette. Lokalisering av uregulerbar kraftproduksjon er også med på å påvirke systemkostnadene, både fordi mye uregulerbar kraft gjør et system mer utsatt for mørkleggning ved separatdrift og fordi produksjon i distribusjonsnettet fører til økte tap i nettet. KUBE setter spørsmålstegn ved hvorvidt lokaliseringssignalet som sendes gjennom marginaltapssatsen faktisk oppfattes av produsentene, og understreker viktigheten av et tydeligere prissignal som stimulerer en geografisk fornuftig utbygging. Paradigmeskifte i kraftsystemet Den endrede driftssituasjonen i kraftsystemet setter den etablerte ansvars- og rollefordelingen i det norske kraftsystemet under press. I Statnetts praktisering av systemansvaret heter det: For Statnett er det et viktig prinsipp at både konsesjonærer og systemansvarlig ikke tillegges oppgaver de ikke har kompetanse til å utføre på en forsvarlig måte. I dag utfordres dette prinsippet. Statnett har ansvaret for den momentane balansen i kraftsystemet, men ingen mulighet til å regulere småkraften i distribusjonsnettet, som i stadig større grad påvirker stabiliteten i kraftsystemet. I regionalnettet er NVE skeptisk til praksisen med lokal koordinator, mens på lokalt nivå sliter lokale netteiere med kompetanse- og koordineringsutfordringer. Både myndighetene og bransjen har gitt signaler om at nettnivåer og ansvar- og myndighetsforhold må revurderes. Hvilke endringer som vil finne sted er høyst uvisst; vil man få en konsolidering av lokale nettselskaper eller en TSO- DSO-fordeling slik man har i mange europeiske land? Uavhengig av hvilke endringer som vil finne sted, er det viktig at den eller de aktørene som innehar systemansvar, også har verktøyene som trengs for å kunne ivareta ansvaret på en forsvarlig måte. KUBE mener at Statnett bør delta aktivt i fora hvor disse diskusjonene pågår. Dette er viktig både for å ivareta egne interesser og for å bidra med kompetansen Statnett har opparbeidet seg gjennom sin erfaring som systemansvarlig og systemoperatør, og dermed sikre " at systemansvaret utøves på en samfunnsmessig rasjonell måte." (fos 1). 4

DEFINISJONER Ny fornybar: Defineres som energi fra de kilder man må satse på for å oppfylle målsettingen fra Verdenskommisjonen for miljø og utvikling om en bærekraftig utvikling. I denne oppgaven betyr det de nye produksjonsenhetene som omfattes av elsertifikatordningen for å dekke Norges mål om en fornybarandel på 67,5 % innen år 2020. Regulerbar kraftproduksjon: Regulerbar kraftproduksjon er produksjon som aktivt og forutsigbart kan reguleres opp eller ned. Konvensjonell kraft; slik som magasin-, gass- eller kjernekraftverk er regulerbare. Småkraftverk: Små vannkraftverk under 10 MVA som i all hovedsak tilknyttes distribusjonsnettet. Storparten kan ikke reguleres - noen aggregat har installert turbinregulator, men dette er unntaket. I KUBEs definisjon ansees derfor småkraftverk som uregulerbar kraftproduksjon. Uregulerbar kraftproduksjon: Kraftproduksjon som ikke kan lagre energi til senere produksjon, slik som turbiner i elv uten magasin, eller vindkraft. De kan kun operere i to tilstander, av eller på, og kan ikke bidra til frekvensregulering da det ikke er installert turbinregulator. I praksis er per dags dato nesten all ny fornybar kraftproduksjon uregulerbar. 5

Innholdsfortegnelse 1 Bakgrunn for rapporten... 11 1.1 Feilhendelsen... 11 1.2 Forhindring av mørkleggelse... 12 1.3 En utvidelse og krisemaksimering... 14 2 Systemansvar... 16 2.1 Ansvars- og myndighetsforhold... 16 2.2 Organisering av kraftsystemet... 17 2.3 Virkemidler i regional- og sentralnettet... 19 2.4 Virkemidler i distribusjonsnettet hvem har styring på småkraften?... 21 2.5 Kunnskap er makt... 22 3 Frekvensstabilitet og balansetjenester... 23 3.1 Tilbud av balansetjenester fra tradisjonelle kraftverk... 24 3.2 Tilbud av balansetjenester fra ny fornybar... 29 3.2.1 Respons fra småkraftinvestorer... 31 3.2.2 Fritak fra grunnrente- og naturressursskatt gir vridninger... 36 3.2.3 Elsertifikater gir mindre tilbud av reserver fra ny fornybar... 36 3.3 Funksjonskrav om reguleringsevne... 38 3.4 Lokalisering av reserver med tanke på øydrift... 40 3.5 Ingen setter pris på rotasjonsenergi... 41 4 Funksjonskrav i distribusjonsnettet... 43 4.1 Funksjonskrav i distribusjonsnettet... 43 4.2 Bransjestandarder... 45 4.3 EU Network Codes... 48 5 Økte systemkostnader... 49 6 Utfordringer i systemansvaret... 53 6.1 Utfordringer i regionalnettet bruk av lokal koordinator... 53 6.2 Utfordringer i distribusjonsnettet - Statnett kan ikke utøve systemansvaret «helt ut til sikringsskapet»... 54 6.3 Paradigmeskifte i det norske kraftsystemet... 55 6.4 Oppsummering... 57 7 Litteraturliste... 58 6

8 Vedlegg... 59 8.1 Vedlegg A: Frekvensutkobling... 59 8.2 Vedlegg B: Reguleringsevne og roterende masse... 71 8.3 Vedlegg C: Definisjon av ordet vesentlig i fos 14-2... 74 8.4 Vedlegg D: Småkraftveileder... 75 8.5 Vedlegg E: Småkraftutbyggerens vurdering... 76 7

Innledning; Klimama l og systemdrift I 2011 vedtok Stortinget den norsk-svenske elsertifikatordningen, med mål om å øke den fornybare kraftproduksjonen i de to landene med til sammen 26,4 TWh. Avtalen er et av regjeringens mest sentrale virkemidler for å oppfylle Norges EØS-forpliktelser om en fornybarandel på 67,5 %. Elsertifikatordningen har allerede trigget en massiv kraftutbygging som ventes å fortsette frem til ordningen fases ut i 2020. Da mesteparten av magasinpotensialet i Norge er utbygget, vil hoveddelen av den nye fornybare kraftproduksjonen være uregulerbar. De seneste årene har driftingen av det norske kraftsystemet blitt mer utfordrende. Antall frekvensavvik har økt betydelig; summert var frekvensen i 2012 utenfor det normale frekvensbåndet til sammen 8 døgn. Statnetts "systemdrifts- og markedsutviklingsplan" (SMUP) peker på økt andel uregulerbar kraft, sammen med utenlandskabler og høyere utnyttelse av innenlandskapasiteten, som årsaker til flere ubalanser i kraftsystemet. Spørsmålet årets KUBE-prosjekt stiller er: Utfordrer de endringsprosessene som pågår i dagens kraftsystem Statnetts evne til å utøve sitt systemansvar på en forsvarlig måte? I besvarelsen av det overnevnte spørsmålet avgrenses prosjektet til endringsprosessene ny fornybar kraftproduksjon skaper. Utfordringene er mange, men vi har valgt å fokusere på frekvensproblematikk innføringen medfører, da det direkte utfordrer ivaretakelsen av Statnetts systemansvar. Spenningsproblematikk blir ikke tatt for seg. Rapporten belyser utfordringer Statnett står ovenfor allerede i dag. Hvilke tekniske-, juridiske- og markedsmessige komplikasjoner fører uregulerbar kraft med seg? KUBE mener bevissthet rundt dette tema er viktig, både i kraftbransjen og innad Statnett. KUBE søker også å gi noen konkrete anbefalinger i forhold til hva Statnett kan gjøre for å møte utfordringene innføringen av uregulerbar kraft skaper. Hovedbudskapet er at innføringen av uregulerbar kraft bør møtes med tiltak som sikrer at Statnett kan ivareta systemansvaret på en forsvarlig måte. 8

Rapportstruktur 1. Bakgrunn for rapporten - Det presenteres en faktisk hendelse på Nord-Vestlandet i april i år, hvor en utilsiktet øydrift endte i mørklegging av hele området. Hendelsen viser tydelig systemutfordringer knyttet til uregulerbar kraft, og er grunnlaget for flere temaer som blir tatt opp i rapporten. - Kapittelet ser også på hvilke tiltak som muligens kunne reddet øydriften fra mørklegging, for så å presentere et mulig fremtidsscenario for hele synkronområdet basert på feilhendelsen. 2. Systemansvar - Kapittelet gir et overblikk over Statnetts rolle som systemansvarlig, samt en oversikt over den politiske, juridiske og historiske konteksten dette ansvaret utøves i. - Det vises til at Statnett har begrenset myndighet til å gripe inn i distribusjonsnettet for å regulere småkraften, hvilket underbygges av en redegjørelse av Statnetts virkemiddelapparat på ulike nettnivåer. - Kapittelet er ment for å sette konteksten for de to påfølgende kapitlene - Frekvensstabilitet og balansetjenester og Funksjonskrav i distribusjonsnettet. Statnetts foretrukne virkemiddel for å regulere balansen i kraftsystemet; markedene for aktive reserver, behandles nærmere i kapittel 3, mens vedtakskompetansen diskuteres kapittel 4. 3. Frekvensstabilitet og balansetjenester - Her beskrives hvordan tradisjonelle kraftverks tilbud av balansetjenester blir påvirket av lavere spotpris som følge av ny fornybar produksjon. - Det undersøkes hvilke tidspunkt det vil være attraktivt for ny fornybar produksjon å tilby balansetjenester, og hvordan deltakelse i elsertifikatordningen påvirker dette. - Deretter diskuteres hvilke tekniske løsninger som må på plass hvis ny fornybar produksjon skal kunne tilby balansetjenester. - Til slutt vurderes hvilke konsekvenser det får for systemets stabilitet at det ikke finnes noe økonomisk insentiv til å bidra med rotasjonsenergi. 4. Funksjonskrav i distribusjonsnettet - Her problematiseres Statnetts manglende mulighet til å sikre at småkraftanlegg har tilstrekkelig funksjonalitet ut fra et systemperspektiv. - Kube argumenterer for at Statnett burde engasjere seg mer i distribusjonsnettet for å møte denne utfordringen, og kommer i den forbindelsen med to anbefalinger til hvordan dette kan gjøres. 9

5. Økte systemkostnader - Kapittelet ser på de økte systemkostnadene som følge av uregulerbar kraftproduksjon og problematiserer hvem som bør betale for disse. - Det pekes på at geografisk lokalisering av uregulerbar kraftproduksjon påvirker både forsyningssikkerheten med tanke på øydrift samt systemkostnadene fordi produksjon i distribusjonsnettet fører til økte tap i nettet. - KUBE setter spørsmålstegn ved om lokaliseringssignalet som sendes gjennom marginaltapssatsen faktisk oppfattes av produsentene, og understreker viktigheten av et prissignal som mer konsistent sørger for en geografisk fornuftig utbygging. 6. Utfordringer i systemansvaret - Her pekes det på hvilke utfordringer Statnett møter i regional- og distribusjonsnettet i utøvelsen av systemansvaret. - Det diskuteres hvordan den endrede driftssituasjonen i kraftsystemet setter den etablerte ansvars- og rollefordelingen i det norske kraftsystemet under press. 10

1 Bakgrunn for rapporten KUBE ble i løpet av første uken i Statnett introdusert for ny fornybar produksjon fra mange hold. Noe som spesielt vekket vår interesse var en øydriftshendelse Feilanalyse presenterte som fant sted tidligere i år. Det kom tydelig frem at øydriften i utgangspunktet burde klart seg, noe den ikke gjorde, høyst sannsynlig grunnet den store andelen uregulerbar kraft og deres vern-innstillinger. Kapittelet tar for seg en rask situasjonsbeskrivelse av øydriftshendelsen. En utvidet analyse og forklaring av hendelsen finnes i Vedlegg A. Videre sees det på mulige tiltak, samt et "worst-case" scenario som belyser hvor viktig det er at Statnett kommer på banen i forhold til oversikt over uregulerbar kraftproduksjon. 1.1 Feilhendelsen Det spesielle med akkurat denne øydriften var at 35 % av lasten i området ble forsynt av uregulerbare enheter. Dette er en meget stor andel, men ettersom innføringen av fornybar kraftproduksjon øker må man ta høyde for at slike driftsbilder oftere kan oppstå. Kort sagt: En utilsiktet øydrift endte innen 10 sekunder i mørklegging av området - til tross for at de konvensjonelle generatorene kjørte på 50-60 % og dermed burde klart å dekke effektunderskuddet som oppstod i det separatområdet ble etablert. Den høye andelen uregulerbar kraft får mye av skylden. En faktum som ble påpekt under presentasjonen var at disse uregulerbare enhetene koblet ut mye tidligere enn større generatorer. Sannsynligvis falt alle de uregulerbare enhetene ut mellom 48-49 Hz, grunnet anbefalinger fra REN. Hendelsen startet ved at området mistet 15 % av effektbehovet i det øydriften ble etablert og importen falt bort. Det resulterte i fallende frekvens, og da dippen passerte underfrekvensverns-nivået til de uregulerbare enhetene slik at de koblet fra, hadde ikke øydriften mulighet til å kompensere for det store produksjonsunderskuddet. Mørklegging ble ett faktum. Resultatet var at 100.000 ble uten strøm og Statnett satt igjen med KILE-kostnader på 30,5 MNOK. Denne hendelsen skulle vise seg å sette farge på resten av introduksjonstiden til KUBE. Øydriftsituasjonen ble ofte tatt opp som eksempel da temaer skulle diskuteres, hvor spørsmål man satt igjen med var: - Hvem "tillot" at den uregulerbare kraften koblet ut så tidlig i frekvensforløpet? - Småkraften fulgte tydeligvis anbefalinger fra REN - hvem har utarbeidet denne, og hva er årsaken til at småkraften ikke skal holde inne lenger enn til 48 Hz? 11

- Hva slags virkemidler har egentlig Statnett når det gjelder produksjon i distribusjonsnettet? - Har landssentralen full oversikt over driftsbildet - vet de hvor mye produksjon som kommer fra uregulerbar? - Områdekonsensjonær plikter å melde fra til Statnett når de knytter til anlegg som har vesentlig betydning ( 14-2). Hva er av vesentlig betydning? Problemstillinger som kan linkes til øydriften er med å forme hele rapporten. 1.2 Forhindring av mørkleggelse KUBEs fokus ble raskt lagt til hvor tidlig de uregulerbare enhetene falt ut. Med tanke på at større generatorer skal holde inne helt ned til 45 Hz, virket det meget ulogisk at småkraft, som stadig blir en større andel av den totale produksjonen, ikke har noen konkrete krav til hvor de skal koble fra. Eneste de har er en veiledning REN kommer med, som sier at 48 Hz er et fornuftig sted å falle. Lastflytanalyseprogrammet Aristo er brukt for å kjøre simuleringer av øydriftshendelsen. Ved først å gjenskape frekvensforløpet så likt som mulig opptaket av selve feilhendelsen, kjøres det analyser for å se hva som kunne reddet øydriften fra mørklegging. Den opprinnelige feilsituasjonen, slik den er gjenskapt i Aristo, vises i Figur 1.1. 50 49 48 Frekvens [Hz] 47 46 45 44 43 03:27,8 03:28,7 03:29,5 03:30,4 03:31,2 03:32,1 03:33,0 Tid [min:s] Figur 1.1: Frekvensforløpet under øydriften slik vi har gjenskapt det i Aristo. Trendlinjen er relativt godt gjenskapt, men tidsforløpet fra etablering av øydrift til mørklegging var i realiteten nesten det dobbelte av hva simuleringen gir (9 sek tok det, noe som blir drøftet i Vedlegg A). Selvprodusert 12

Slik Figur 1.1 viser faller frekvensen relativt raskt med to tydelige knekk - ved 48 og 44,5 Hz. Småkraften faller som nevnt fortløpende mellom 49 og 48 Hz. En interessant sak er at systemvern av typen frekvensstyrt belastningsfrakobling (f-bfk) aktiveres i omtrent akkurat samme intervall (48,7-47,7 Hz). Det gjør at selv om vernet kobler fra last i enkelte områder for å redusere produksjonsunderskuddet, så fortsetter frekvensen å falle grunnet den store andelen uregulerbare produksjon som kobles fra. Dette gjør jobben for systemverna vanskelig, og man sitter igjen med et meget uoversiktlig driftsbilde. BFK er et sikkerhetsvern i det nordiske kraftnettet, og deles i to kategorier; hendelsesstyrt og frekvensstyrt frakobling. Hendelsesstyrt frakobling er installert etter avtale med store industrikunder. Dette er da forbruk som kobles fra ved en betinget hendelse i nettet. Den andre typen BFK er frekvensstyrt BFK (f-bfk). Her aktiveres vern når frekvensen synker til gitte verdier, og er lagt i et gradert system. Primært er hensikten å oppnå en rask gjenoppbygging av kraftsystemet etter alvorlige hendelser. Det første naturlige spørsmålet er: Hva ville skjedd dersom småkraften holdt inne slik at f-bfk rakk å aktiveres uten forstyrring fra økt produksjonsunderskudd. For å se hvordan situasjonen hadde endret seg om de uregulerbare enhetene holdt inne, er det kjørt nøyaktig den samme simuleringen som vist i Figur 1.1, men med underfrekvensvern satt til 47,5 Hz på de uregulerbare enhetene. Simuleringen gir oss da ett frekvensforløp som vist i Figur 1.2. [Hz] 50,2 50 49,8 49,6 49,4 49,2 49 48,8 48,6 48,4 48,2 48 Småkraften holder inne 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 [s] Figur 1.2: Uregulerbar produksjon holder inne til 47,5 Hz. Selvprodusert 13

De uregulerbare enhetene holder inne, og f-bfk sammen med regulerstyrke fra de store kraftverkene klarer å snu frekvensdippen. Nytten av at den uregulerbare produksjonen holder inne kommer tydelig frem. 1.3 En utvidelse og krisemaksimering Kan det uønskede driftsbildet i øydriftssituasjonen utvides til et scenario som ville vært enda mer uheldig for Statnett? For å sette det litt på spissen presenteres følgende scenario; Året er 2020 og andelen uregulerbar kraft tilknyttet nettet har økt. En ydmyk antakelse av andel uregulerbar produksjon tilgjengelig i 2020 kan være 3700 MW: 2000 MW småkraft og 1700 MW vindkraft. Det er en varm sommernatt og forbruket er lavt, ned mot 8000 MW. Et kraftig regnskyll, kombinert med vind i Norge og på kontinentet, setter full produksjon i små- og vindkraften. Import fra Sverige, SK 1-4, Tysklandskabel (2018) og Englandskabel (2020) sammen med en stor andel uregulerbar produksjon vil da teoretisk kunne dekke hele den norske lasten. Figur 1.3: Produksjonsfordeling. Selvprodusert Med lavt forbruk og lave kraftpriser sparer de store produsentene magasinvannet, men da vi gjennom nordiske avtaler er forpliktet til å dekke 207 MW FNR, kan en sluttsum på 550 MW fra magasinkraftverk være realistisk. Det er da ikke de største generatorene som kjører. Dette driftsbildet er uoversiktlig. Systemet er preget av lite reserver. Stor andel uregulerbar produksjon, samt HVDC-kabler betyr at systemet har lite treghet i den roterende massen. Systemet er dermed svært utsatt for frekvensvariasjoner ved ubalanse mellom produksjon og forbruk. 14

Natt til søndag skjer det; dimensjonerende utfall i synkronsystemet. Grunnet lav treghet i den roterende massen kan frekvensdippen bli stor. Hva skjer om den blir så stor at frekvensdippen passerer 49,0 Hz? Og hva skjer så om de uregulerbare enhetene fortløpende kobler fra, eller får kaskadeutfall? Risikerer man at Norden går mørkt? 1 1 Dette er såklart et meget krisemaksimerende scenario. Men det er andre konsekvenser enn mørklegging som kan være av betydning. Med f-bfk på 30 % vil kostnadene bli store ved en så stor frekvensdipp. Mange vil stå uten strøm. Scenarioet er også avhengig av situasjonen i Sverige, hvor mye uregulerbar kraft er det der - har Sverige mulighet til å kjøre opp hvis de uregulerbare enhetene faller ut? 15

2 Systemansvar Kapittelet tar for seg Statnetts myndighets- og ansvarsområder som systemansvarlig. Det redgjøres for Statnetts virkemiddelapparat på ulike nettnivåer som brukes videre i argumentasjonen for å vise at Statnett har manglende styringsmuligheter i distribusjonsnettet. Dette skaper økende driftsmessige utfordringer da store deler av den nye uregulerbare produksjonen kobles til i dette spenningsnivået. 2.1 Ansvars- og myndighetsforhold Ot.prp.nr. 56 (2000-2001) Systemansvarlig har ansvar for å sikre momentan balanse til enhver tid, og dermed legge til rette for en tilfredsstillende leveringskvalitet i alle deler av landet. Statnett har siden energiloven trådte i kraft i 1991 utøvet systemansvar i det norske kraftsystemet. Dette ansvaret ble formalisert i 2002 da Statnett fikk tildelt "konsesjon for å utøve systemansvaret i det norske kraftsystemet". Grunnleggende innebærer det at Statnett er ansvarlig for å sikre den momentane balansen i kraftsystemet; det vil si at det til enhver tid skal være balanse mellom tilbud og etterspørsel av kraft. Statnett er gjennom "Forskrift om systemansvaret i kraftsystemet" (fos) tildelt omfattende myndighet og virkemidler til å gripe inn i sentral- og regionalnett for å utøve system- og balansetjenester. I distribusjonsnettet har systemansvarlig derimot langt mer begrenset myndighet. På dette nettnivået er lokal netteier ansvarlig. Dette har vært en hensiktsmessig rollefordeling både av historiske og praktiske årsaker. Den storstilte utbygging av uregulerbar kraft skaper derimot utfordringer for denne tradisjonelle ansvars- og myndighetsfordelingen. Småkraftsprodusenter kobles som oftest til distribusjonsnettet, og de seneste årene har produksjonen i distribusjonsnettet økt betraktelig. I 2010 var det installert 300 MW småkraft og 400 MW vindkraft mot hhv 2000 MW og 750 MW i dag. 2 Da frekvens er en global parameter, betyr det at produksjon som skjer på lavere spenningsnivå også påvirker frekvensen oppover i systemet. Tidligere var effekten av småkraftproduksjon så liten at det ikke påvirket systemet i særskilt grad. I dag risikerer man derimot at sumeffekten av småkraften blir så stor at den påvirker frekvensstabiliteten i hele kraftsystemet. Da er det problematisk at Statnett har begrensede virkemidler for å kontrollere småkraften i distribusjonsnettet. Statnett har systemansvar, men mangler de systemkontroll? 2 Presentasjon Lars Voldhaug, Systemdrift, Statnett 16

2.2 Organisering av kraftsystemet For å forstå utfordringene Statnett møter som systemansvarlig er det hensiktsmessig å se på den historiske-, politiske- og juridiske konteksten Statnett utøver systemansvaret i. Organiseringen av dagens kraftsystem reflekterer historiske ansvarsforhold og arbeidsdeling mellom staten og lokale og regionale aktører. Det norske kraftsystemet er bygget opp "bottom-up" eller mer presist kommunevis, og både distriktspolitiske hensyn, tradisjoner for lokalt selvstyre og vannkraftens fysiske struktur bygger opp under denne historiske "kommunaliseringen" av elkraftforsyningen. [1] De regionale samkjøringsorganisasjonene stod sentralt i den regionale integrasjonen av kraftnettet i etterkrigstiden. I 1970 ble disse konsolidert ved etableringen av "Samkjøringen av kraftverkene i Norge". 3 Først når Statnett tok opp i seg samkjøringen i 1993 fikk Statnett ansvaret for den overordnede overvåkingen og driftskoordineringen av kraftsystemet. Selv om staten gjennom statsforetaket Statnett har fått stadig større kontroll over sentral- og regionalnett, har kommunene som områdekonsesjonærer og netteiere beholdt en stor grad av frihet i driftingen av sine respektive nett. Større regionale netteiere slik som BKK, Hafslund og Skagerak eier både sentral- og regionalnett, og oppgavefordelingen mellom regionale og lokale konsesjonærer og Statnett bygger på langvarig praksis. Som et resultat av denne historiske oppbyggingen, er det norske kraftsystemet i dag meget segmentert; 156 større og mindre netteiere drifter sine respektive nett på sentralt-, regionalt- og lokalt nivå. Figur 2.1: Kraftsystemets "hellige treenighet". Selvprodusert 3 Samkjøring: samdrift av kraftstasjoner gjennom tilknytning til et felles landsdekkende ledningsnett. Det store norske leksikon: Tilgjengelig på: http://snl.no/samkj%c3%b8ring/i_kraftforsyningen 17

Statnett er underlagt den politiske myndigheten til Olje- og energidepartementet (OED) og må forholde seg til de politiske føringene som kommer gjennom lov- og regelverk. I henhold til sine hovedmål skal Statnett ivareta forsyningssikkerheten, bidra til verdiskapning og til realiseringen av regjeringens klimamål. [2] Dette er tre målsetninger som ofte havner i konflikt og som Statnett kontinuerlig må jobbe for å balansere. Bakgrunnen for årets KUBEprosjekt er et godt eksempel på dette; Statnett er forpliktet til å tilrettelegge for den nye fornybare produksjonen som knyttes til nettet som et resultat av elsertifikatordningen, samtidig som dette skaper store utfordringer i forhold til utøvelsen av systemansvaret og målet om å "sikre kraftforsyningen gjennom et nett med tilfredsstillende kapasitet og kvalitet". [2] Norges Vassdrag- og energidirektorat (NVE) er Statnetts tilsynsmyndighet og utarbeider forskrifter under energiloven og vannressursloven. NVE gir konsesjoner for nett- og kraftutbygging, fastsetter Statnetts inntektsrammer og vedtar forskrifter knyttet til systemansvaret. I dag styres Statnetts virksomhet av et omfattende lov- og forskriftsverk med løpende oppfølging fra NVE. Energiloven med underliggende forskrifter, konsesjon for å utøve systemansvaret og konsesjoner for tilrettelegging av kraftutveksling med andre land angir lovens rammebetingelser for systemansvarligs agering i kraftsystemet. 4 Systemansvaret favner vidt og gjelder, som fastslått av OED i forarbeidene til energiloven, hele kraftsystemet. "Utøvelsen av systemansvaret vil derimot i hovedsak være knyttet til regional- og sentralnettet, men ikke avgrenset til dette" (Ot.prp.nr. 56 (2000-2001)). De politiske føringene tilsier altså at Statnett har ansvaret for hele systemet, men at den operasjonelle delen av ansvaret skal rettes mot regional- og sentralnettet. Dette skal vi se at reflekteres i virkemidlene Statnett har til å agere i distribusjonsnettet. 4 Statnetts praktisering av systemansvaret 18

2.3 Virkemidler i regional- og sentralnettet Figur 2.2: Ansvarsfordeling på ulike nettnivåer. Selvprodusert figur Forskriften om systemansvaret snevrer i praksis inn virkeområdet til systemansvarlig gjennom en avgrensning både av hvilke subjekter som inngår og i forhold til de pålegg som den systemansvarlige kan gi. 5 Fos angir dermed spekteret av de formelle virkemidlene Statnett har til rådighet i sin utøvelse av systemansvaret. I sentral- og regionalnettet kan Statnetts virkemidler knyttet til frekvensstyring deles i to; (1) bruk av aktive reserver i driften og (2) bruk av den offentlige vedtaksmyndigheten Statnett er tildelt. Ifølge fos 4. punkt d skal Statnett: Utvikle markedsløsninger som bidrar til å sikre en effektiv utvikling og utnyttelse av kraftsystemet." 5 Avtale BKK 19

i størst mulig utstrekning gjøre bruk av virkemidler som er basert på markedsmessige prinsipper." Statnett skal altså først og fremst utøve systemansvaret gjennom utvikling og styring av markedene for regulerkraft. Ifølge fos 9 er Statnett til enhver tid forpliktet til å disponere tilstrekkelig effektreserve. Effektreserver sikrer Statnett seg gjennom markedene for primær-, sekundær og tærtiærregulering. Gjennom regulerkraftmarkedet (RK-markedet) og LFC-(sekundær) markedet har landssentralen god kontroll på bruken av de aktive reservene. I tillegg til de markedsbaserte virkemidlene består en viktig del av systemansvarliges arbeidsoppgaver i å fatte enkeltvedtak etter hjemlene gitt i fos. 6 Ved tilknytning av nye anlegg eller endring av eksisterende anlegg i sentral- og regionalnett har Statnett i henhold til fos 14-2 omfattende myndighet til å sette krav til utstyr og materiell, dimensjonering og vern. I tillegg settes det krav til aktive og reaktive reserver som er nødvendig for å sikre primær- og sekundærregulering. De spesifikke kravene er angitt i veilederen "Funksjonskrav i kraftsystemet" (FIKS). Statnett har ikke forskriftsmyndighet og FIKS er formelt sett kun en veileder, men i og med at systemansvarlig fatter vedtak om godkjenning av alle anlegg tilknyttet sentral- og regionalnett blir FIKS i realiteten alltid fulgt. Et av Statnetts mest sentrale virkemidler i utøvelsen av systemansvaret er altså noe så selvmotsigende som veiledende krav. Statnett er som systemansvarlig tildelt en omfattende koordineringsrolle i kraftsystemet. Med 156 netteiere, hvorav 124 er områdekonsesjonærer, er dette en omfattende oppgave. For å sikre at systemansvarlig har informasjonen som behøves for å utøve systemansvaret, har konsesjonærer en opplysningsplikt ovenfor systemansvarlig. Det innebærer at lokale netteiere og områdekonsesjonærer plikter å gi systemansvarlig de opplysninger som er nødvendige for å utføre systemansvarliges oppgaver, "herunder plikt til å orientere om forhold i egne anlegg som er av betydning for sikker drift, effektiv utnyttelse og utvikling av kraftsystemet" (fos 23). Systemansvarliges informasjonsbehov er videre tiltenkt ivaretatt gjennom lokale og regionale energiutredninger. Man ser altså at Statnett har omfattende myndighet og virkemidler til å gripe inn i sentralog regionalnett for å utøve system- og balansetjenester. 6 Statnetts praktisering av systemansvaret 20

2.4 Virkemidler i distribusjonsnettet hvem har styring på småkraften? I distribusjonsnettet har Statnett langt færre virkemidler. Dette skyldes flere forhold. For det første er frekvensregulering basert på primær-, sekundær- og tertiærregulering lite relevant fordi det først og fremst er små produksjonsanlegg som knytter seg til dette nettnivået. Småkraft har ofte ikke de tekniske egenskapene som kreves for å bidra med frekvensregulering. Småkraftverk med magasiner har teknisk sett mulighet til å bidra med effektreserver, men per dags dato er det kun anlegg over 10 MVA som deltar i frekvensmarkedene. Det vil også si at det kun er få produksjonsanlegg i distribusjonsnettet som kan bidra med aktive reserver, og at Statnett har liten mulighet til å utnytte disse da de ikke er en integrert del av markedsløsningene. Oppsummert har Statnett verken markedsløsninger, oversikt eller kommunikasjonssystemer på plass for å kunne utnytte de aktive reservene som finnes. Mens systemansvarlig er forpliktet til å fatte vedtak om godkjenning ved tilknytning og endringer av anlegg i sentral- og regionalnett, er Statnetts vedtaksmyndighet i distribusjonsnettet sterkt begrenset. I 2007 vedtok NVE et nytt ledd i fos 14 som utvider Statnetts myndighet til å gripe inn i distribusjonsnettet. Det nye leddet gir Statnett hjemmel til å sette funksjonskrav i distribusjonsnettet i de Fos 14-1: Konsesjonær skal informere systemansvarlig om planer for nye anlegg eller endring av egne anlegg i eller tilknyttet regional- eller sentralnettet, når andre konsesjonærer blir berørt av dette. Systemansvarlig skal fatte vedtak om godkjenning av nye anlegg eller endringer i eksisterende anlegg før disse kan idriftsettes Fos 14-2: (nytt ledd fra 2007) Områdekonsesjonær skal informere systemansvarlig om planer for nye eller endringer i eksisterende produksjonsanlegg i eget distribusjonsnett når disse planene kan ha vesentlig betydning for driften og utnyttelsen av regional- eller sentralnettet. Systemansvarlig kan fatte vedtak vedrørende anleggenes funksjonalitet. tilfeller der dette vesentlig påvirker driften og utnyttelsen av regional- og sentralnettet. Siden endringen trådte i kraft er det derimot ikke fattet et eneste vedtak på småkraft i distribusjonsnettet. I praksis er dette altså en "sovende paragraf". Et relevant spørsmål fremover er om denne paragrafen bør komme til større anvendelse ettersom stadig mer produksjon skjer i distribusjonsnettet og behovet for å sette funksjonskrav øker? Dette er et spørsmål som blir behandlet nærmere i kapittel 4, "Funksjonskrav i distribusjonsnettet". Man ser altså at Statnett har få virkemidler for å gripe inn i distribusjonsnettet. Dette er helt på linje med den tradisjonelle oppgavedelingen mellom Statnett og områdekonsesjonær. Spørsmålet er derfor; hvilken myndighet har områdekonsesjonær til å agere ovenfor småkraften? I distribusjonsnettet er områdekonsesjonær ansvarlig for den operative nettdriften. Gjennom tilknytningsplikten som trådte i kraft i 2010 er områdekonsesjonær forpliktet til å knytte småkraftanlegg til nettet i alle tilfeller hvor dette er samfunnsøkonomisk rasjonelt. Til 21

gjengjeld har områdekonsesjonær ingen formell myndighet ovenfor småkraften. Alle former for inngripen, slik som funksjonskrav, utkobling og styring av produksjon, må avtalefestes i tilknytningsavtalen. Tilknytningsavtalen blir dermed det eneste virkemiddelet områdekonsesjonær har til å agere ovenfor småkraften for å sikre en rasjonell og sikker drifting av nettet. Oppsummert vil det si at "kontrollen" over småkraften i stor grad er prisgitt kontraktsvilkårene i planfasen gjennom tilknytningsavtalen. Utover virkemidlene angitt i fos er Statnett høringsinstans i alle konsesjonssøknader som behandles hos NVE. I kraft av ekspertkompetansen Statnett innehar som systemansvarlig- og operatør veier Statnetts ord tungt i høringsrunden. Det vil si at Statnett har reell mulighet til å påvirke konsesjonsvilkårene NVE gir kraftutbyggere. Statnett er med i konsesjonsprosessen for alle større anlegg, men har ikke vært særlig delaktig i konsesjonsprosessene for mindre kraftanlegg, da disse muligens ikke er vurdert til å ha stor betydning for driftingen av kraftsystemet. Et relevant spørsmål fremover blir om Statnett i større grad bør involvere seg i konsesjonsprosessen til mindre kraftverk for å sikre at småkraftverk har tilstrekkelig funksjonalitet til å bidra med teknisk reguleringsevne der det er mulig. 2.5 Kunnskap er makt Gjennom 20 års erfaring som systemoperatør har Statnett bygget opp ekspertkompetanse som kan brukes til å øve innflytelse på politiske myndigheter og øvrige aktører i kraftbransjen. Både netteiere og myndigheter lytter til Statnett i spørsmål som angår den overordnede systemdriften- og sikkerheten. Videre har Statnett betydelig innflytelse i NVE og ved utforming av regelverkelverket som angår kraftnettet og systemansvaret. Statnett har tatt initiativ til de største endringene i fos og de har hittil nesten alltid fått medhold ved klagesaker hos NVE. 7 Denne formen for ekspertmakten er et uformelt, men veldig sentralt virkemiddel Statnett kan benytte for å få gjennomslag for endringer av lov- og regelverk, praksiser og standarder med hensyn på å ivareta sitt systemansvar. I de to påfølgende kapitlene sees det nærmere på verktøykassen systemansvarlig har for å utøve sitt systemansvar. I kapittel 3 behandles Statnetts foretrukne virkemiddel - markedene, og i kapittel 4 sees det på muligheter og begrensninger i Statnetts vedtakskompetanse i distribusjonsnettet. 7 Møte med Erik Bruun, 8. juli 2013 22

3 Frekvensstabilitet og balansetjenester Figur 3.1: Utvikling av frekvensavvik (1995 2011, angitt med minutter utenfor 49,90-50,10 hz per uke). SMUP 2012 Systemansvarlige i Norden har satt som mål at frekvensen ikke skal være utenfor 49,90-50,10 Hz i mer enn 10 000 minutter per år. Måltallet var tidligere 6 000 minutter per år. I 2012 var det 11 574 minutter frekvensavvik, fordelt på 6 876 minutter overfrekvens og 4 748 minutter underfrekvens. Dette er bakteppet for vår diskusjon av hvordan tilbudet av balansetjenester endres i kjølvannet av mye ny fornybar produksjon, og av hva det har å si for systemets stabilitet at rotasjonsenergi ikke blir satt pris på. Behovet for balansetjenester bør dekkes til lavest mulig kostnad. Hvem som skal ta regningen for økte systemkostnader er en annen diskusjon og blir tatt for seg i kapittel 5. I dag er de viktigste tilbyderne av balansetjenester kraftverk med store magasiner, kjernekraftverk og termiske verk. Det blir derfor først diskutert hvordan deres tilbud blir påvirket av lavere spotpris som følge av mye ny fornybar produksjon. Videre diskuteres ny fornybars muligheter til å tilby reserver. På grunn av elsertifikatordningen blir det meste av potensialet bygd ut før 2020. Ny teknologi kan i framtiden gjøre det mulig for disse å tilby reserver, men dette avhenger av hvilken teknisk konfigurasjon investorene velger i dag. Hvis man mener ny fornybar har en rolle å spille i 23

framtidens tilbud av balansetjenester, er det viktig å sende signaler om dette slik at det blir tatt hensyn til ved valg av konfigurasjon. Deltakelse i elsertifikatordningen gjør det imidlertid mindre attraktivt for ny fornybar uten magasin å tilby balansetjenester. Vi vil prøve å forklare hvorfor, og mener Statnett må vurdere verdien av balansetjenester fra disse kraftverkene opp mot arbeidet som må gjøres for å få på plass en løsning. Rotasjonsenergi er avgjørende for kraftsystemets evne til å håndtere ubalanser. Til slutt i dette kapitlet diskuteres hvordan mangel på økonomisk insentiv til å bidra med rotasjonsenergi gir et mindre stabilt system. KUBE mener Statnett må utvikle en mekanisme som synliggjør for produsentene den verdien rotasjonsenergi har for systemet. I dette kapitlet følges ENTSO-Es terminologi for balansetjenester. Frequency Containment Reserves (FCR) er frekvensstyrte reserver gitt ved statikkinnstilling. Her endres ikke settpunkt, men det må være ledig effekt for anmeldt respons både opp og ned. Tradisjonelt omtalt som primærreserver - i Norge omtalt som frekvensstyrt normaldriftsreserve (FNR) og frekvensstyrt driftsforstyrrelsesreserve (FDR). Frequency Restoration Reserves (FRR) er reserver der settpunkt endres. Disse kan være automatiske (FRR-A), tradisjonelt omtalt som sekundærreserver, eller manuelle (FRR-M), tradisjonelt omtalt som tertiærreserver. Her skilles det mellom opp- og nedregulering, angitt med FRRopp og FRRned. 3.1 Tilbud av balansetjenester fra tradisjonelle kraftverk Hvordan påvirkes tradisjonelle kraftverks tilbud av balansetjenester av lavere spotpris som følge av ny fornybar? 24

Hva vil det si at tilbudet øker? Pris q på balansetjenester T T' q q' x x' Mengde Når tilbudet øker skyves tilbudskurven utover, fra T til T', og til en hver pris q vil produsenten tilby mer balansetjenester. Gammelt mengde x kan nå kjøpes til ny og lavere pris q'. Til gammel pris q får en nå kjøpt ny og større mengde x'. Hvis tilbudet minker skifter tilbudskurven innover, og vi får motsatte effekter. Med tradisjonelle kraftverk menes kraftverk som i dag tilbyr balansetjenester. Diskusjonen er knyttet til vannkraftverk med store magasiner, men mye av dette gjelder også for kjernekraftverk og termiske kraftverk. Så lenge spotprisen fortsatt er høy nok til at magasinkraftverk uansett er i drift vil lavere spotpris bare øke tilbudet av reserver, siden reserver og spotsalg da er rivaliserende produkter. I Tabell 3.1 forklares det hvordan økt tilbud av reserver betyr mindre inntekter fra spotsalg. Figur 3.2 viser hvordan kraftverket må fordele tilgjengelig effekt på tilbud av ulike produkter. Her framgår det hvordan større tilbud av et produkt fordrer mindre tilbud av et annet. P maks er maksimal effekt, P min minste effekt, og settpunktet P bestemmer hvor mye effekt som settes av til å tilby kraft i spotmarkedet. Se Tabell 3.1 for mer forklaring. 25

Pmaks Vann spares i magasin eller brukes til å lage FCR og FRRopp P FRRopp FCR Elspot eller vann spares i magasin ved FCR og FRRned FRRned Pmin Figur 3.2: Fordeling av aktiv effekt på Elspot, FCR, FRRopp og FRRned. Kraftverk med magasin, tilfellet med produksjon opp mot Pmaks. Selvprodusert Hvis spotprisen blir så lav at produsentene vurderer drift opp mot ikke-drift vil tilbudet av reserver øke i spotprisen. Produsenten veier da oppstarts- og driftskostnader og verdien av å spare vann opp mot summen av inntekter fra Elspot og reservemarkedene. Høyere spotpris gjør drift mer lønnsomt. Dette kan være tilfelle i perioder der etterspørselen er svært lav, for eksempel en sommernatt i fellesferien. Lav spotpris gjør da at mange tradisjonelle kraftverk ikke finner drift lønnsomt, og systemansvarlig må betale dyrt for reservene for å få dem til å velge drift. Figur 3.3 viser hvordan tilbud av balansetjenester ikke lenger konkurrerer med spotsalg, når all tilgjengelig effekt uansett ikke benyttes. Se Tabell 3.1 for mer forklaring. 26

Pmaks Vann spares i magasin eller brukes til å lage FCR og FRRopp FRRopp Elspot eller vann spares i magasin ved FCR og FRRned P FCR FRRned Pmin Figur 3.3: Fordeling av aktiv effekt på Elspot, FCR, FRRopp og FRRned. Kraftverk med magasin, tilfellet der produsent vurderer drift/ikke-drift. Selvprodusert Tabell 3.1 forklarer i større detalj hvordan tilbudet av reserver avhenger av spotprisen. Diskusjonen ovenfor har vært inne på hvordan dette endrer seg, og ser derfor på tilbudet av reserver fra tradisjonelle kraftverk i tre ulike tilfeller: - Strømprisen så høy at produksjon ligger opp mot maks. - Drift, men produksjon ikke opp mot maks. - Produsent vurderer drift/ikke-drift. Tabell 3.1: Tilbud av reserver som funksjon av spotprisen, kraftverk med magasin. FCR Maks effekt Drift, men ikke maks effekt Drift/ikke-drift Tilbudet faller i spotprisen. Tilbudet faller i spotprisen. Tilbudet øker i spotprisen. To effekter: 1. FCR krever et lavere settpunkt P slik at det blir rom for respons oppover fra P til Pmaks. 2. Større tap av inntekter ved respons nedover når spotprisen er høy. Større tap av inntekter ved respons nedover når spotprisen er høy. FRRopp Tilbudet faller i spotprisen. Tilbudet faller i verdien av å En produsent som vurderer om et kraftverk skal kjøre eller ikke, må vurdere oppstarts- og driftskostnad og verdien av å spare vannet opp mot summen av inntekter fra Elspot og reservemarkeder. 27

FRRned FRRopp krever et lavere settpunkt P slik at det blir rom for å flytte settpunkt oppover. Tilbudet faller i spotprisen, men stiger i verdien av å spare vann. Større tap av inntekter ved nedregulering når spotprisen er høy. spare vann. Tilbudet faller i spotprisen, men stiger i verdien av å spare vann. Større tap av inntekter ved nedregulering når spotprisen er høy. For et enkeltkraftverk vil tilbudet være lik null opp til den spotprisen som utløser oppstart, for så å hoppe til et toppunkt. Om vi aggregerer over mange kraftverk vil tilbudet øke i spotprisen fram til de aller fleste av disse er i drift, for så å falle. Ut i fra dette kan man tenke på tilbudet av reserver som en først voksende og så fallende funksjon av spotprisen, for gitt pris på reservene. Dette er illustrert i Figur 3.4. Tilbud av reserver Flere verk velger drift Spotpris Sommernatt Figur 3.4: Tilbud av reserver som funksjon av Elspot-pris, for gitt pris på reserver. Kraftverk med magasin. Selvprodusert Hvordan er dette knyttet til en vanlig tilbudskurve for reserver, med pris for reserver på y- aksen og kvantum på x-aksen? Endringer i spotpris vil i den grafen bli representert ved skift i tilbudskurven. Avhengig av hva spotprisen er kan her både økning og reduksjon i spotprisen gi skift både innover og utover. Hovedpunkter Spotprisen faller når tilbudet av kraft øker på grunn av ny fornybar produksjon. 28

Lavere spotpris gir større tilbud balansetjenester i perioder der spotprisen fortsatt er høy nok til at drift er lønnsomt. Lavere spotpris gir mindre tilbud av balansetjenester i perioder der spotprisen blir så lav at produsenten vurderer drift opp mot ikke-drift. 3.2 Tilbud av balansetjenester fra ny fornybar Økt behov for balansetjenester motiverer en diskusjon av småkraftens mulighet til å tilby disse. I dag deltar ikke småkraft i markedene for reserver, men dette kan bli enklere i framtiden. Nye informasjonsløsninger, aggregering til håndterbare aktører og finere tidsoppløsning i markedene er eksempler på faktorer som gjør denne diskusjonen aktuell. På grunn av elsertifikatordningen blir det aller meste av småkraftpotensiale i Norge bygd ut nå. Evnen til å tilby reserver vil avhenge av hvilken teknisk konfigurasjon som blir valgt i dag. Investering i evne til å tilby reserver blir bestemt av hva småkraftinvestorene tror de kan tjene på balansetjenester. Hvis man tror at det i framtiden kan bli aktuelt med reserver fra ny fornybar bør det sendes signaler om dette, slik at det blir tatt hensyn til ved valg av konfigurasjon. Det diskuteres først hypotetisk tilbud av reserver fra ny fornybar, fra kraftverk uten magasin og kraftverk med små magasiner, gitt at disse kan tilby sine produkter i markeder for reserver. Deretter diskuteres lønnsomheten av å investere i muligheten til å tilby balansetjenester sett fra småkraftinvestorens ståsted. Til slutt diskuteres det om det bør stilles krav til regulerkapasitet utover det vi kan vente som frivillig respons på signaler om nye markedsløsninger. Kraftverk med små magasiner Med små magasiner menes dammer som gjør det mulig å lagre vann mellom timer og dager, men ikke mellom sesonger. Tilbudet av reserver fra disse kraftverkene vil i stor grad være som for kraftverk med store magasiner, men disse vil sjeldnere vurdere drift opp mot ikke-drift, siden verdien av å spare vann er mindre når de ikke kan spare det til en annen sesong. 29