Systemoperatørforum 2018

(1)

Systemoperatørforum 2018

Øivind Rue, Konserndirektør Drift og Marked

(2)

Fremtiden er elektrisk

(3)

1. Status og kvalitet

2. Videreutvikling av kraftsystemet.

1. Investeringer

2. Samarbeidsløsninger DSO/TSO 3. Nordisk samarbeid

3. Nytt regelverk nasjonalt og internasjonalt

(4)

Driftsforstyrrelser i regional- og transmisjonsnettet (33-420 kV)

• 2017 var året med færrest driftsforstyrrelser i Norge siden 2012

• Ikke levert energi (ILE) var også på det laveste nivået siden 2012

• Til og med april 2018 ligger antall driftsforstyrrelser for Statnett på samme nivå som tilsvarende periode i 2017 (se parentes)

• Norge: 231 (209)

• Statnett: 50 (49)

• Andre konsesjonærer (inkl. produksjon): 181 (160)

• Andre konsesjonærer har fram til og med april 2018 hatt noen flere driftsforstyrrelser enn i tilsvarende periode i 2017

• Men, kompleks drift og begrensninger for markedet

• Omfattende byggeaktivitet

1 601 1 383 16 654

1 781 12 588

2 9724 373

2 057 1 965

5 042

0 5000 10000 15000 20000

ILE [MWh]

(5)

V I BYGGER FREMTIDENS KRAFTSYSTEM

- prosjekter over hele landet

4 mrd 8 mrd

(6)

NordLink og North Sea Link

Bidrar til omstillingen av kraftsystemet i Europa

og skaper verdier i Norge

(7)

IKT-plattformer og utveksling av data

Koordinert nettplanlegging Flaskehalshåndtering

Behov for økt samarbeid

2017

(8)

Samarbeidsforum TSO/DSO

Bakgrunn: Fremtidens kraftsystem vil kreve langt mer samarbeid, men det krever også tydeligere roller og avklaring av virkemidler.

Ambisjon: en åpen dialog og et felles utgangspunkt for videre utvikling av DSO-rollen i Norge

(9)

Ny vår for Nordisk

balanseringssamarbeid

(10)

Nordisk

balanseringssamarbeid

Illustrasjon: SvK

(11)

Økt endringstakt

nødvendig for effektiv balansering i Norden

Hvorfor?

• Strukturelle endringer i kraftsystemet

• Implementering av EU- koder

Hvordan?

• Ny balanseringsmodell basert på mACE

• Tydelige forpliktelser og beslutningsevne

• Effektiv IT-utvikling

(12)

En lang og krevende

prosess fram til nordisk enighet

(13)

Viktigste i Cooperation Agreement

• Enighet om roller og ansvarsfordeling

• Svenska Kraftnät/Statnett har rolle som Common Service Provider med Fifty som viktigste verktøy

• Enighet om en ambisiøs Roadmap for implementering

• Enighet om hovedlinjer for videre nordisk samarbeid om balansering basert på mACE

(14)

Veien videre

(15)

(16)

Status for Network Codes/Guidelines

Network Code/

Guideline

2015 2016 2017

Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4

Capacity Allocation and Congestion Mngment Guideline (CACM)

Entry into force 14. Aug

Forward Capacity Allocation Guideline (FCA)

Accepted

30. Oct .

Entry into force 17. Oct

Electricity Balancing Guideline (EB)

Accepted 16. Mar

Entry into force 18. Dec

Requirements for Generators (RfG)

Accepted 26. Jun

Entry into force 17. May

Demand Connection Code (DCC)

Accepted 16. Oct

Entry into force 7. Sept

HVDC Connection Code (HVDC)

Accepted 11. Sept

System Operation Guideline (SOGL)

Accepted 4 May

Emergency and Restoration (ER)

Accepted 24. Oct

Entry into force 18. Dec

European Council and Parliament

Regulatory procedure with scrutiny Regulation EiF - Implementation

Pre-comitology Comitology

(Electricity Cross Border Committee)

(17)

(18)

Takk for oppmerksomheten

(19)

Driften siste året

Systemoperatørforum 2018 Idar Gimmestad

Hennie Onstad Kunstsenter 5.juni 2018

(20)

SOMMEREN 2017

(21)

Høy eksport, men redusert kapasitet

(22)

Kabler over Oslofjorden

• Feil 420 kV Sylling-Tegneby 20.juni 2016.

• Installasjon av reservekabel sommer 2016. Satt i drift oktober 2016.

• Installasjon av ny Sylling-Tegneby var allerede planlagt, og skjedde sommeren 2017.

• September 2017 ble gamle kabler på 420 kV Rød-Hasle fjernet.

• Sommeren 2018 vil Flesaker-Tegneby bli erstattet.

(23)

Eksportkapasitet redusert pga Sylling-Tegneby, Loviseholm- Skogsäter og andre utkoblinger.

Kapasitet NO1-SE3, (1.4-

1.11: 56 %)

(24)

Elspotpris Sverige (SE3) Elspotpris Sør-Norge (NO1)

Gjennomsnittsprisen i NO1 for perioden ligger på 89% av gjennomsnittsprisen i SE3.

Manglende kjernekraft

(25)

Reduksjoner pga spenningsoppgradering

Kapasitet ut av NO4 (1.4 -

1.11: 54%)

(26)

Gjennomsnittsprisen i NO4 for perioden ligger på 80% av gjennomsnittsprisen i SE1

Elspotpris Nord-Sverige (SE1) Elspotpris Nord-Norge (NO4)

(27)

STORMER OG UTFALL

(28)

Ekstremværet Ylva 22.-24. november

• Forberedende tiltak:

• Oppbemanning av sentralene

• Driftsmessige tiltak:

• Balansekjøring utsatte steder

• Elspotkapasitetene for Sør- og Nord-Norge ble satt uten bruk av systemvern for torsdag 23. november

• Det ble sendt ut systemkritisk vedtak om at all tilgjengelig regulerytelse skulle meldes inn.

• Vedtak om at fleksibelt forbruk nord for Ofoten måtte kobles ut.

• Gul beredskap fra kl 17 onsdag 22. november.

(29)

Konsekvenser

• Utfallene startet torsdag morgen, og flere av ledningene falt ut flere ganger før de ble liggende utkoblet. Følgende ledninger falt ut:

• 420 kV Svartisen-Salten

• 420 kV Salten-Kobbelv

• 420 kV Kobbelv-Ofoten

• 420 kV Rana-Svartisen

• Konsekvenser for underliggende nett:

• Få utfall i regional- og distribusjonsnettet

• Relativt få som opplevde strømbrudd

• Spesielt: Østlig vindretning

(30)

Ekstremværet Cora 7. januar

• Ingen utfall i sentralnettet

• Mange utfall i underliggende nett i Midt- og Nord-Norge

(31)

KULDEPERIODE

(32)

Vinteren 2018

• Lang vinter

• Kuldeperioder, spesielt i uke 6 og 9.

• Værmeldingene bommet.

(33)

RKOM-Uke Kostnad [MNOK] Volum [MW] RK min. [MW]

1 4,0 1079 2046

2 5,8 1092 1962

3 2,9 1080 1980

4 2,9 1077 1550

5 2,6 1028 1964

6 10,7 999-dag/993-natt 1942

7 3,4 1064 2035

8 5,9 1096 1991

9 13,6 1028-dag/954-natt 1878

10 3,7 932 1801

11 2,6 945 2075

12 1,7 993 1986

13 1,2 928 1910

14 2,5 1095 2522

15 2,3 1036 2274

16 1,9 1034 2118

17 1,1 994 2907

18 0 0 3154

RKOM-sesong 810 MW mellom uke 45-16

Innkjøp av RKOM

Sikring av RK-reserver Natt 00:00 - 05:00

Dag 05:00 - 24:00

Min RK-krav 1700 MW

(34)

Nedsatte kapasiteter i uke 6

• I slutten av uke 5 var det varslet temperaturer ned mot -20 på Østlandet for uke 6.

• Så lave temperaturer, med tilhørende

forventet høy last i NO1, er en utfordring for driften.

• For å sikre optimal balanse mellom

kapasiteter og driftssikkerhet ble følgende virkemidler benyttet:

• Kjøp av reserver i RKOM, også på natt (10,7 mill)

• Endringer i koblingsbildet

• Utkobling av fleksibelt forbruk i NO1

• Reduksjon kapasitet NO1A-NO1 og NO1-SE3

(35)

Når det ikke ble så kaldt som meldt…

• Innkobling fleksibelt forbruk fra mandag kl 10

• Ekstra kapasitet NO1-SE3 til Elbas

• Normalt koblingsbilde i Tegneby (N-1)

• Normale kapasiteter til elspot for tirsdag.

(36)

Motsatt situasjon i uke 9.

Forbruket mye høyere enn meldt 26.2

800 MW

Vår prognose bommet, og det så det ut som

den gjorde for alle aktørene i Norge også

(37)

Målt vindkraftproduksjon i Tyskland i uke 9

(38)

Spotpriser torsdag 1 mars time 9

• Høye spotpriser i hele Norden (2454kr) unntatt NO2, NO5 og DK1

(404kr)

• Kaldt vær og høyt forbruk i hele Norden

(39)

Regulerkraftvolum uke 9

RK: 3350 NOK Onsdag: Lav spot, høy RK

Torsdag. Høy spot, lav RK

(40)

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52

Norge (total magasinkapasitet 82224 GWh)

Norge - 2016 Norge - 2017 Norge - 2018 Norge - Median Norge - Maks Norge - Min

Median, minimum og maksimum er referert til perioden 1990 til 2016

(41)

Sommeren 2018

• Ny kabel 300 kV Flesaker-Tegneby (30.april-31.august)

• Mange utkoblinger i Vestre korridor

• Mange utkoblinger som medfører brudd i nettet i Nord- Norge

• Svært dyre primærreserver (1 mill pr dag)

• Linjer i 300 kV-nettet på Østlandet som tåler "ingenting"

når temperaturen nærmer seg 30 grader.

• Hydrologisk underskudd

(42)

Oppgradering av Flesaker-Tegneby

• 300 kV Flesaker-Tegneby ble koblet ut mandag 30.

april 2018 for utskifting av kabelsett.

• Arbeidet vil pågå frem til 31. august.

• Forbindelsen har vært driftet med redusert kapasitet de to siste årene.

• Oppgraderingen vil bidra til å bedre

forsyningssikkerheten til Oslo, samt gi en mer stabil kapasitet mellom vest og øst og mot Sverige.

(43)

Inertia 2018

• Økt importkapasitet, mer vindkraft og nedleggelse av kjernekraft reduserer den roterende massen i Norden

• Ingen enkeltfeil skal medføre frekvens < 49.0 Hz

• I 2018 vil dette håndteres

ved å redusere største enhet,

sannsynligvis kjernekraft.

(44)

FREKVENSKVALITET

(45)

Frekvenskvalitet 2017

 12018 minutter utenfor 49,9 og 50,1 Hz

 Målet var 10 000 minutter Større ubalanser bl.a grunnet vindkraft

(46)

Frekvenskvalitet 2018

(47)

Negative RK-priser

• Varmt vær, uregulert tilsig og vindkraft har gitt store ubalanser i systemet i mai måned.

• Natt til 9. mai var behovet for nedregulering på inntil 1600 MW

• Norske og danske bud innestengt bak flaskehals.

• Mangel på bud i Sverige/Finland.

• RK-prisen var på det laveste minus 1000 Euro/MWh i Sverige og Finland.

• Frekvensen lå på 50,15 Hz eller høyere fra 23:30 til 01:00.

(48)

Sekundærreserve - aFRR

• Satt i drift med begrenset volum 2013

• Opptrapping har gått senere enn vi har ønsket

• De nordiske TSOene har nå blitt enige om en plan for å øke anskaffelsen for å forberede innføringen av nytt balanseringskonsept og MACE.

• Kjøp gjennom sommeren, uten pause.

• Uke 14-26, morning hours 4:00-8:00 (CET), evening hours 21:00-24:00 (CET)

• Informasjon om anskaffelse i Q4/2018 vil komme etter sommeren.

(49)

UTFORDRINGER MED VINDKRAFT

(50)

• Negative priser i Danmark hele helga pga mye vind.

• Ny vindkraftrekord i Tyskland (39 408 MW)

• Store ubalanser, dårlig frekvens

• Mangedoblet pris på primærreserver

Vindkraft helga 27.-29.oktober

(51)

Økende vind fredag skapte stort overskudd:

Synkronsystemet nedregulert inntil 2300MW.

I tillegg regulerte Danmark ned 1000MW for Tyskland.

2300MW ubalanse som reguleres ned i RK-markedet

19:00 20:00 21:00 22:00 23:00

Store ubalanser og dårlig frekvens fredag

(52)

Kraftflyt natt til lørdag

(53)

Oppsummering vindkraft

• TSOene må bli bedre på å prognosere vindkraft for å forutsi ubalanser.

• Men reservemengden er uansett begrenset, selv om ubalansen er kjent.

• Aktørene må også bli bedre til å handle seg i balanse før driftstimen, for å unngå at store ubalanser må håndteres i driften.

(54)

DIVERSE

(55)

Figuren viser at en stor del av tiden flyter kraft nordover fra NO5 til NO3. Om sommeren er det stor

kraftproduksjon i SFE-området.

Flyt Ørskog-Viklandet og Sogndal-Høyanger

(56)

Elspotflyt vs. målt flyt

(57)

Prognose for elspotinndeling

Publisert 30.mai 2018

1. Elhub: Ingen planlagte endringer 1.september 2018-1.mai 2019

2. Grensen NO4-NO3 vil være uforandret inntil videre.

Vindkraft på Fosen i NO3.

3. Uforandret på Sørlandet, selv om det kommer nye kabler.

4. Innføring av Network codes kan påvirke områdestrukturen, f.eks dersom det innføres minimumskapasiteter

5. Vi vil komme med mer informasjon dersom en studie rundt områdeinndelingen etter innføringen av Flytbasert

markedsklarering skal utføres.

(58)

Elektronisk bestilling

• Oppstart av elektronisk bestilling i juni 2018, etter videreutvikling av løsningen etter forrige pilot.

• I løpet av året vil 15 aktører, ca 70 – 80 % av RK-budene, være omfattet

• Krav om bruk av elektronisk bestilling for alle aktører som deltar i RK markedet innen utgangen av 2019

• Tre av aktørene vil fra oppstart av elektronisk bestilling koble aktiveringene til AGC løsning og slik automatisere sin prosess for aktivering.

• Elektronisk bestilling legger til rette for:

• Effektivisering hos Statnett og aktørene

• Automatisering av prosesser

• Lavere minimum budkvantum (i dag 10 MW)

• 15 minutters RK-marked, europeisk balansemarked

(59)

Maksimal statikkinnstilling

12 % maksimal statikk også på sommer.

• Blir likviditeten i markedet for primærreserve for lav, vil det bli gjort vedtak om 6 % statikkinnstilling på kort varsel.

• Større sannsynlighet i år pga hydrologisk

underskudd og forventet import.

(60)

Mothandel mellom Danmark og Tyskland

• Minimumskapasiteter mellom Tyskland og Danmark innført fra sommeren 2017.

• Økende volum hver måned

• Volumet må mothandles, nedregulering av bl.a vindkraft i Danmark.

(61)

Statistikk fra driften 2017

2014 2015 2016 2017

Spesialreguleringer [Antall] 10730 9254 8755 6198

Kvartersflyttinger 8978 7732 8730 8966

Produksjonstilpasninger 113 97 126 174

Systemvernaktiveringer 3968 2955 3522 2915

(62)

God sommer!

(63)

Nettutbygging

konsekvenser for systemdriften

Nils Martin Espegren, Driftsplanlegging

Systemoperatørforum Høvikodden 5.juni 2018

(64)

• Driftsstanser

• Vestre korridor

• Markedsinformasjon

• RSC

(65)

2833

2134

1691

0 500 1000 1500 2000 2500 3000

Nettanlegg Statnett Nettanlegg andre konsesjonærer

Generator

Innmeldte driftsstanser - fordelt på anleggskategori

(66)

>1 mnd 286 5 %

1 uke-1 mnd 922 18 %

1-7 dager 2013 38 % 0-24 t

2058 39 %

Antall driftsstanser fordelt på

planlagt varighet

(67)

Driftsstanser fordelt på årsakskategorier

Feilretting 15 %

Vedlikehold 31 %

Ombygging/utskifting 18 %

Vern/kontrollanlegg 7 % AUS/skogrydding/ter

movisjon 9 %

Produksjon/vannvei 4 %

Ukategorisert 16 %

(68)

Omfattende behov for driftsstanser – berører store verdier

• Nesten 8000 driftsstanser behandlet i (2017)*

•

Rundt halvparten av disse er i Statnetts anlegg

• Driftsstans i sentralnettet koster i snitt om lag kr 100.000 per døgn

•

Spesialregulering 100 – 200 MNOK

•

Produksjonstilpasning XX MNOK

•

Redusert handelskapasitet 400 – 600 MNOK

•

Økt KILE-risiko XX MNOK

* Referert antall anleggsdeler og inkluderer planer både med og uten utkobling

(69)

Vurderinger ved behandling av innmeldt driftsstans

• Snittbegrensninger

• Reduksjon i handelskapasitet (behov for UMM)

• Forventet last og produksjon

• Konsekvenser for spenning

• Konsekvenser for systemvern

• Behov for endring i koblingsbilder

• Konsekvens for andre berørte konsesjonærer.

• Konsekvens for naboland

(70)

Vurderinger

^forts

• Vurdere behov for gjenopprettingsplan(GO)

• innkoblingstid

• Varsling av brudd på driftspolicy

• Mengden forbruk tilknyttet N-0 drift

• Innkobling natt/helg

• Spolekompensering

• Produksjonstilpasning

• Separatområde

• Samordning med andre driftsstanser

• Koblingskapasitet

• Flytting av tidspunkt for driftsstans

(71)

Redusert handelskapsitet

Forventet reduksjon i elspotkapasitet, ut av No4 og inn til NO3

Liste over lengre utkoblinger 2018:

220 N.Røssåga-Ajaure uke 18-20 og 35-46 (ny transf./ombygging 220 kV) 420 Salten-Svartisen uke 19-20, 22-23 og 29-30 (avst.holdere)

420 Rana-Svartisen uke 32-33 og 35-36 (avst.holdere) 420 Kobbelv-Salten uke 24-28 (flymarkører) 420 Ofoten-Kobbelv uke 37-38 og 40-41 (flymarkører)

300 Verdal-Tunnsjødal uke 3-7 (kontrollanlegg) 420 Nea-Klæbu uke 29-30 (flymarkører) 420 Viklandet-Ørskog uke 18-19 (master/flymarkør) 300 Ø.Vinstra-Fåberg uke 34-40 (kontrollanlegg)

(72)

1 207

971

769

1 092

1 367

1 604

- 200 400 600 800 1 000 1 200 1 400 1 600 1 800

2013 2014 2015 2016 2017 2018 per 2/5

Antall dager

Antall dager driftsstans med produksjonstilpasning

Antall dager (unike smid)

(73)

Koblingskapasitet

• Begrensning i antall samtidige koblinger (3 på hver sentral)

• Kompleksitet i utkoblinger varier

• Kan ikke koble før forutsetninger er oppfylt

• Kortvarige utkoblinger vil bli prioritert

• Langvarige utkoblinger bør starte etter kl 10 og ikke på mandager

• Kan flytte koblingstidspunktet med inntil 2(4) timer

(74)

Frister

• TSO skal levere foreløpige plan for driftsstanser 2 år før gjennomføring

• TSO skal fastsette plan for driftsstanser 1. desember for kommende år.

• Driftsstanser som meldes inn senere regnes som

"forced" (nødutkoblinger)

Referanse SO GL artikkel 93 – 100

Frist for innmelding til årsplan for 2019

^–

1. september

(75)

Market Conduct Rules (MCR) – Nord Pool AS (9.mars 2018)

Information to be publicly disclosed

• (a) Any outage, limitation, expansion or dismantling of capacity of 100 MW or more for one Generation Unit or Consumption Unit, or 100 MW or more for one Production Unit with an installed capacity of 200 MW or more, up to three (3) years forward, including updates of such information;

• (b) Any outage, limitation, expansion or dismantling of capacity in the transmission grid affecting cross zonal capacities by 100 MW or more, up to three (3) years forward, including updates of such information;

• (c) Any outage, limitation, expansion or dismantling of capacity in the

transmission grid affecting power feed-in and/or consumption by 100 MW or more, up to three (3) years forward, including updates of such

information;

(76)

Ansvarsforhold i Statnett

• Utarbeide UMM

• Landssentralen

• Identifiserer endret handelskapasitet

• Endring av nettanlegg - Prosjektleder

• Endring i systemvern - Driftsplanlegging

• Driftsstanser - Driftsstanskontoret

• Andre forhold - Landssentralen

(77)

Aktive UMM sendt fra Statnett

^{pr 1. juni}

• 14(11) gjeldende for 4. juni 2018

• 33(13) gjeldende for juni

• 83(25) gjeldende for resten av 2018 (Other market information)

(78)

• CGM: Sette sammen nasjonale nettmodeller til en felles regional nettmodell (Common Grid Model)

• CCC: Utføre kapasitetsberegninger for regionen

• CSA: Utføre driftssikkerhetsberegninger for regionen (inkl.

analyse og forsalg til eventuelle avbøtende tiltak)

• SMTA: Lage prognoser for det regionale systemets tilgang på effekt

• OPC: Utføre regional koordinering av utkoblingsplaner

Tjenestene RSC skal levere til TSOene

(79)

Status

(80)

Individual Grid Model (IGM)

• Intraday

• D-1

• D-2

• Week ahead

• Month ahead

• Year ahead

Nettmodell Produksjons- planer

HVDC planer

Lastprognose RES- prognose

Elspotflyt Driftsstanser Koblings- bilde

Statnetts CGM-prosjekt

(81)

Phase 1

Dec 1st 2017

Phase 2

2019/2020

(82)

Samhandling

i driften av kraftsystemet

Utvikling av grensesnitt TSO/DSO Systemoperatørforum 5.6.2018

Anne Sofie Risnes ([email protected])

(83)

IKT-plattformer og utveksling av data Koordinert nettplanlegging

Flaskehalshåndtering

Behov for økt samarbeid

2017

(84)

Samarbeidsforum TSO/DSO

Bakgrunn: Fremtidens kraftsystem vil kreve langt mer samarbeid, men det krever også tydeligere roller og avklaring av virkemidler .

Ambisjon: en åpen dialog og et felles utgangspunkt for videre utvikling av DSO-rollen i Norge

2018

(85)

Felles konklusjoner

Ønsker å utforske mulighetene for endringer gjennom piloter

• Distribusjonsnett: Det må utvikles nye verktøy (kontrakter,

produkter, markedsløsninger) for å håndtere flaskehalser og spenningsutfordringer i operativ drift

• Regionalnett: Endringer i ansvar og oppgaver må testes

gjennom piloter som gir økt kunnskap om mulig samspill mellom TSO og DSO

Utvikling av regulering bør se til erfaringer fra piloter

(86)

DigitalNorway – Data må deles

Statnett, Lyse og DigitalNorway har satt i gang et forprosjekt:

Ønsker å samle bransjen til et felles initiativ med oppstart 1. oktober

Det pågår mange digitaliseringsinitiativ i bransjen - økt samhandling vil gi gevinster

Felles innsats for å standardisere og dele data - på samme

måte som banknæringen har gjort

(87)

Likebehandling av aktører

Markedstilgang

Transparens

…Driftssikkerhet

(88)

• Flaskehalser påvirker hvilket nivå vi trenger informasjon og bud.

• Hvem og hvordan skal vi overvåke snittgrenser i underliggende nett?

• Kan nettselskap motta

produksjonsplaner?

(89)

• Valg og oppfølging av settpunkt for spenning

• Sammenheng mellom

spenningsstøtte i regionalt nett og overføringsevne i transmisjonsnett

• Manglende oppfølging/

koordinering kan påføre

kostnader i transmisjonsnett

(90)

Aktuelle piloter

Aktiv effekt

Reaktiv effekt

DSO tar en større rolle i eget regionalnett

TSO – aktiv i regionalnettet A: DSO overvåker og

fastsetter snittgrenser i eget regionalnett

B: DSO håndterer spenningsregulering

i eget regionalnett Øvrige tema:

Tilknytning og funksjon- alitet, systemvern, drifts-

stanskoordinering ol.

Ikke aktuelt nå

C:

Systemansvar 2.0:

TSO overvåker og håndterer

nettmessige forhold i regionalnettet

(91)

Involvering og forankring for å igangsette piloter

Bransjen NVE

Aktuelle DSO'er

Re-etablere DSO/TSO-

forum

Tydeliggjøre piloter

Inngå avtaler med valgte aktører Drøfte innhold,

evt. søke dispensasjon Informere om

formål og tema for piloter

Jevnlig rapportering

Jevnlig møter og ad hoc

grupper

Igangsette  Informere om

formål og tema for piloter

Møte DSO/TSO-

forum

Aktører kontakter Statnett

(92)

Vektlegges ved valg av aktører/områder

• DSO/områder som har klare driftsmessige utfordringer

• Pilot A og B: DSO for "avgrenset nettområdet"

• DSO har it- og kommunikasjonsløsninger som raskt kan anvendes ifbm pilot

• DSO(er) er interessert og har kapasitet til å delta i en pilot

• DSO villig til å ta et bransjeansvar mhp uttesting av løsninger

og rapportering

(93)

Flaskehalspilot – hva skal testes:

Balanse-

tjenestetilbyder Statnett

DSO Stasjonsgrupper/

flaskehalser

Bilaterale avtaler på

kapasitet? Kostnader

for DSO- flaskehalser IKT/systemkrav

og produktkrav

Nye kontaktpunkt?

Pre-

kvalifisering Dele produksjons-

plan?

Ny rolle ved aktivering

Pre- kvalifisering

Sikring av kapasitet

Produksjons-

planlegging Aktivering Avregning

(94)

Videre bransjeinvolvering

–(re)etablere DSO/TSO-forum

• Sentral oppgave: piloter i regionalnett,

• Utvikling av DSO-rollen

• Internasjonale prosesser med DSO-

relevans (vinterpakken)

(95)

Vi er i gang!

• Ta kontakt for diskusjon om aktuelle piloter i regionalnettet

• Statnett inviterer til DSO/TSO-møte i september

• Valg av regionalnettspiloter og aktører skjer tidlig

høst

(96)

Nordic Balancing Concept

Systemoperatørforum

Henie Onstad, 5. juni 2018 Eivind Lindeberg

(97)

Nordic Balancing Concept

H

^VORFOR

Dagens balansering, og hvorfor det ikke fungerer for fremtiden

H

^VORDAN

MACE - Balanse per område som byggestein i balanseringen H

^VA

Ny balansering, nye markeder

H

VEM

Hvordan påvirker det aktørene

(98)

Balanseringen i dag

• Systemet styres etter frekvensen

• Statnett og Svk ansvarlig

• Operatøren styrer

• Manuell aktivering av reserver

• Manuell håndtering av flaskehalser

• Implisitt netting av ubalanser

• TSO-TSO-oppgjør basert på flyt

~0

50Hz

(99)

Store endringer fremover

PICASSO

MARI

Europeiske balanseplattformer Nettverkskoder

15 min tidsoppløsning

NorNed

Skagerrak

Kontiskan Baltic

NSL

NorthConnect

? NordLink

Estlink

Kontek SwePol

(100)

MACE

(101)

ACE – Area Control Error

• Momentan ubalanse i et område

• Målt fly - planlagt flyt - aktivert FCR

• Regulerer for å holde ACE=0

• Reguleringer innad i området; eller

• Netting og reguleringer i andre områder

• Nytt balanseringskonsept:

ACE per budområde

FCR: ΔP -42 MW

(102)

MACE

• "Modernized ACE Control"

• Effektiv nordisk balansering med ACE i bunn

• Reguleringsbehov per område

• Sentral optimering finner mest effektiv regulering

• Resultatet (for mFRR) omtrent som i dag

• Ingen flaskehals -> felles pris billigste bud

MACE

(103)

Tydelig arbeidsdeling mellom aFRR og mFRR

• Proaktiv mFRR

• mFRR brukes til forhåndsbestemt regulering basert på ubalanseprognoser

Reaktiv aFRR

• Resterende

ubalanser håndteres av aFRR

• Krever mer aFRR i alle timer

Kraft- systemet

ACE

aFR R 0

(104)

mFRR

• Proaktiv regulering hvert kvarter

• Scheduled mFRR –europeisk standardprodukt

• Behov for regulering per budområde

• Automatiserte prosesser:

• Ubalanseprognose → bestilling → budutvelgelse → aktivering

• Lite manuelt arbeid for operatøren

• Optimering

• Sentral logikk finner den optimale reguleringen gitt behov, bud og tilgjengelig nettkapasitet

• Netting av motsatt rettede behov

• Nordisk→Europeisk

• Øvrige produkter

• Systemreguleringer

• Direkteaktivert mFRR

• 5 min specific product

• Kvartersskift

MA CE

(105)

aFRR

• Aktiveringsmarked

• Aktivering i prisrekkefølge. Frivillige bud

• aFRR behov per budområde

• kontinuerlig og automatisk

• Sentral optimering

• Optimale reguleringen basert på behov, bud og flaskehalser

• Kontinuerlig - hvert fjerde sekund

• Inkluderer ubalansenetting

• Nordisk → Europeisk

Kraft- systemet

ACE

aFRR 0

(106)

Kapasitetsmarkeder

• Nordiske markeder for reservekapasitet

• aFRR

• mFRR

• Mål: marginalpris per område

• Lik pris uten flaskehalser

• Reservasjon av nettkapasitet ved utveksling

• Når samfunnsøkonomisk effektivt

• Behov justeres for å sikre tilgang

• Som RKOM i dag

• Daglig, D-2

(107)

Stegvis innføring

Kapasitet

2018 2019 2020 2021 2022

Aktivering

aFRR

mFRR

aFRR

PICASSO

MARI

(108)

Utfordringer

• Ambisiøs tidsplan

• Parallelle prosjekter

• NordLink/NSL

• Higher Time Resolution

• Flytbasert markedskobling

• Ny IT-løsning for driftssentralene

• Nettutbygging

• Flaskehalshåndtering

• Automatiske systemer må erstatte løpende manuelle vurderinger

• IT-utvikling

• Stort omfang. Nordisk.

(109)

Hvordan påvirkes aktørene?

• Større markeder

• Nordiske kapasitetsmarkeder

• Europeiske aktiveringsmarkeder

• aFRR aktiveringsmarked

• aFRR i alle timer

• All ubalanse blir regulert i et marked med marginalpris

• Budområder i alle markeder

• Tydeligere signal om hvor ubalanse, aktivering og kapasitet er mest verdifullt

• Ubalansepris ≠ mFRR-pris

• Ubalanseprisen vil bli påvirket av både aFRR- og mFRR-pris

• Fleksibel dimensjonering av reserver

• Justeres etter behov

• Flere produkter

• aFRR, Scheduled mFRR, Direct Activated, spesifikt produkt

• Automatiseringsbehov?

• 15 min, flere produkter, flere markeder. Håndterbart med dagens prosesser?

(110)

Involvering

• Referansegruppe for balansering og finere tidsoppløsning

• Høringer

• http://www.statnett.no/Kra ftsystemet/Horinger-og- konsultasjoner/

• Høringsmøter

(111)

Takk for meg!

• Lesestoff

• Nordic balancing concept (Juni 2017)

http://www.statnett.no/Global/Dokumenter/Kraftsystemet/Markedsinformasjon/Landssentralen/The%20Nordic%20 Balancing%20Concept.pdf

• Høringsforslag om ny nordisk blokkstruktur (Mars 2018)

https://consultations.entsoe.eu/markets/common-proposal-for-determination-of-the-lfc-

block/supporting_documents/Main%20document%20%20LFC%20block%20proposal%20Nordic%20synchronous

%20area.pdf

• Plan for økt aFRR i Norden (Mars 2018)

http://www.statnett.no/Documents/Kraftsystemet/Utvikling%20av%20kraftsystemet/Plan%20to%20increase%20a utomatic%20Frequency%20Restoration%20Reserve%20(aFRR).pdf

(112)

Fremtidens

markedsløsninger

Kristin L. Munthe, Direktør markeds- og systemdriftsutvikling Henie Onstad, 5. juni 2018

(113)

Agenda

• Markedsutviklingen så langt

• Utviklingen vi står overfor nå

• Ser det så roligere ut igjen?

(114)

Agenda

Markedsutviklingen så langt

(115)

(116)

(117)

Kraftmarked

• Markedsklarering klokken 12 for leveranse neste dag

• Supplert med Elbas som "justermarked"/intradagmarked

• Timesbud

• Supplert med fleksible timesbud og blokkbud

• Budområder som følger "strukturelle flaskehalser"

• Implisitt auksjon for allokering av kapasiteten mellom dem

• Finansielt marked som refererer nordisk systempris

• Supplert med CfD-kontrakter

(118)

NWE Day-Ahead Price Coupling

Drift og rutiner

o Start 04.02.2014 for handelsdag 05.02.2014

(119)

XBID 12. juni 2018 Elbas

XBID 2019

Elbas XBID

•

XBID settes i drift 12. juni med første levering 13. juni

• "GO"/"NO GO" besluttes i morgen

•

Driftsavtale signert mellom 15 kraftbørser og 31 TSOer

•

Aktører i Norge kan handle med

aktører i et større geografisk

område

(120)

Agenda

• Eksportert nordiske løsninger

Utviklingen vi står overfor nå

(121)

Designet eksporteres til nye markeder - I

30 s 3 min 15 min

Picasso Mari

(122)

Designet eksporteres til nye markeder - II

•

Enighet om nordiske reservemarkeder for aFRR og mFRR

•

Reservasjon av overføringskapasitet når det er samfunnsøkonomisk lønnsomt

(123)

Designet endres fundamentalt

• 15 minutters tidsoppløsning

• Endring i "alle" IKT-løsningene i bransjen…

• Flytbasert markedskobling

• Digitalisering av

kapasitetsfastsettelsen

• Transparens

(124)

Agenda

• Eksportert markedsløsningene

• Betydelige endringer i markedsløsningene

Ser det så roligere ut igjen?

(125)

Hvordan få betalt for kapasitet?

• Markedsakademikere har alltid svart:

• Forbruksfleksibilitet

• Ørlite markedsmakt

• Endring i prisforhold mellom brenslene

• …

• Ikke godt nok for de som sitter med ansvaret:

• Kapasitetsmekanismer!

• Vinterpakken

• Det må være aktørene som deltar i markedet

• Vi må innføre et helt nytt marked i Norge?

(126)

Hva skjer når stadig større volumer omsettes i intradag?

Mulige konsekvenser:

• Muligheter for samfunnsøkonomisk ineffektivitet?

• Omfordeling fra flaskehalsinntekt til aktørinntekt

• Referansepris for de finansielle markedene?

Sannsynlig med flere auksjoner

• Innført av EPEX spot i Tyskland

• Som følge av europeisk regelverk for å pris overføringskapasitet

(127)

Hvordan skal vi greie å utnytte fleksibiliteten optimalt?

• Nye kjøpergrupper av norsk fleksibilitet

• Europeiske TSOer

• DSOer

• Med stadig større andel fleksibilitet på lavere nettnivå og stadig flere flaskehalser i "alle" europeiske land

• Hvilken markedsløsning kan sikre at fleksibiliteten kan utnyttes der den er mest verdt?

(128)

Politisk aksept…

• CACM vedtatt høsten 2015

• Detaljert regelverk for kapasitetsallokering og flaskehalshåndtering

• Stort TSO-arbeid for å etablere felles nettmodell og implementere nye metoder

• Vinterpakken 2018

• Kapasiteten skal være minst 75 % av termisk kapasitet…

(129)

Agenda

• Eksportert markedsløsningene

• Betydelige endringer i markedsløsningene

• Det kan vi ikke love…

(130)

Takk for oppmerksomheten

(131)

Europeisk regelverk implementeres -konsekvens for aktørene

Systemoperatørforum 2018 Hennie Onstad Senteret, 5.6.2018

(132)

Nye EU regler – endringer i Norge

• Eldirektiv 3 (2009) - Felles regler for EUs indre elmarked

• Forordning 714/2009 - Nett tilgang og grensekryssende handel

• Framework Guidelines on electricity grid connection

• Network Codes (forordninger / forskrifter)

• 8 forordninger totalt

• 3 markedskoder (CACM, FCA, EB)

• 3 tilknytningskoder (RfG, DCC, HVDC)

• 2 systemdriftskoder (SO, ER)

• På det tidspunkt kodene tas inn i norsk lovgivning vil de gå foran gjeldende norske forskrifter

• Pålegger detaljerte krav, ansvar og plikter til systemoperatører, nettselskaper, "nye" produsenter og "nye" uttakskunder

(industrikunder og nettselskaper)

(133)

EU forordninger erstatter ikke nasjonal regulering

•

Omfanget av tilknytningsforordningene inkluderer tekniske

funksjonskrav med grenseoverskridende innvirkning og hensyn, som berører markedsintegrasjon

•

Erstatter således ikke nødvendig nasjonal regulering av funksjonalitet, som ikke har grensekryssende innvirkning

•

Statnett legger til grunn at funksjonalitet som ikke ivaretas gjennom forordningene ivaretas gjennom nasjonal regulering

(134)

Viktige sammenhenger mellom forordningene

Tilknytning

•Frekvensreguleringsegenskaper

•Spenningskontroll og styring av reaktiv effekt

•Fault-Ride-Through

•Informasjonsutveksling

•Godkjenning av anlegg

•Kravetterlevelse

RfG DCC HVDC

Marked

•Utforming av standardprodukter opp mot krav

•Felles nettmodell (CGM)

•Datautveksling

CACM EB FCA

Drift

•Dimensjonering av reserver og systemtjenester

•Utforming og bruk av avbøtende tiltak

•Etablering av regionale sikkerhetskoordinatorer (RSCer)

•Systemforsvarsplan

•Gjennoppbyggingsplan

SO ER

(135)

Myndighetsbehandling i Norge

• Hovedfokus på tilpasningstekster for CACM, FCA og SOGL

• Avhengig av EØS-komitevedtak (høsten 2018)

• Tilsvarende løp for EB så snart CACM, FCA og SOGL er klare

• Implementering av tilknytningsforordningene ligger noe mer fram i tid

• Tilknytningsforordningene er bindende i sin helhet og skal etter EØS-avtalen gjennomføres ordrett som forskrifter (Gjennomføringsforskrifter)

• Vil trolig medføre noen endringer i dagens forskrifter

• Gjennomføringsforskriftene vil følge i etterkant av EØS-komitevedtak

• Behandlingsprosessen for ER-forordningen er ikke endelig besluttet

• Gjenstår en vurdering av EØS-relevans

• Alle endringer vil bli sendt på offentlig høring på vanlig måte

• Det vil sannsynligvis være OED som står for høringene av gjennomføringsforskriftene

(136)

Ulike aktører – ulike konsekvenser

Netteier

1. Informasjonsutveksling og online overvåking/måling

2. Endringer i ansvars-, rolleforhold og oppgaver 3. Oppfølging av tilknytninger og kravetterlevelse 4. Koordinerings og dialogoppgaver

5. Bidrag i nødsituasjoner

TSO

1. Informasjonsutveksling og online overvåking/måling 2. Utvikling av metoder og konsultasjon av løsninger 3. Fastsettelse av funksjonskrav, veiledning og

koordineringsoppgaver 4. Etablering av RSC (og CCR)

5. Felles data- og nettmodell, implementere flytbasert markedskobling

6. Monitorering av budområdeinndeling 7. Felles metoder for driftssikkerhet

8. Systemforsvars- og gjennombyggingsplan 9. Omfattende rapporteringskrav til NRA/ACER

Produsent

1. Informasjonsutveksling og online overvåking/måling

2. Flere plattformer, standardprodukter, integrasjon av markeder og flere børser

3. Flytbasert markedskobling

4. Pre- og rekvalifisering for deltakelse i ulike markeder

5. Reservasjon av kapasitet for reserver 6. Markedssuspensjon

7. Nye krav for tilknytning av nye anlegg 8. Strengere oppfølging av kravetterlevelse

Forbruker

1. Informasjonsutveksling og online overvåking/måling 2. Flere plattformer, standardprodukter, integrasjon av

markeder og flere børser

3. Pre- og rekvalifisering for deltakelse i ulike markeder 4. Definisjon av "High Priority Grid User/Significant Grid User 5. Regulering av forbrukerfleksibilitet

6. Markedssuspensjon

7. Lastutkobling i nødsituasjoner

(137)

Arbeid med nettforordningene

• Alle 8 nettforordningene er godkjent av EU

• Fortsatt mange metoder som skal enes om og videre implementeres

• Bransjen sin beste mulighet til å påvirke er gjennom konsultasjoner

• Nyttige linker til konsultasjon:

• http://www.statnett.no/Kraftsystemet/Horinger-og-konsultasjoner/

• https://electricity.network-codes.eu/network_codes/

• For enkelte metoder inviterer Statnett til konsultasjonsmøter

2. november 2016

(138)

Kommende konsultasjoner

2. november 2016

http://www.statnett.no/Kraftsystemet/Horinger-og-konsultasjoner/

(139)

SYSTEMANSVARLIGS ARBEID MED TILKNYTNINGSFORORDNINGENE

(140)

Statnetts leveranse til NVE 2017

• Innspill på tilknytningsforordningene

• Basert på diskusjoner og innspill fra referansegrupper

• Fortolket regelverket og sammenliknet med dagens norske regelverk

• Systematisk gjennomgått rettigheter og plikter

• Vurdert krav og beslutningsprosesser og gitt begrunnet forslag til norsk praksis

• Beskrevet ulike synspunkter og innspill fra referansegruppenes deltakere

(141)

Grunnfunksjonaliteten ligger i

eksisterende produksjonsapparat

• Avgjørende å sikre nødvendig funksjonalitet i eksisterende anlegg over tid

• Krav om vedlikehold og modernisering av anlegg allerede regulert i eksisterende lovgivning

• Må sikres også i fremtiden

(142)

EU forordningene baseres på avtaleregulering

• Avtaleregulering

• Mellom netteier og tilknyttede produsenter

• Netteier skal informere og veilede aktør, fastsette funksjonskrav,

godkjenne tilknytningen, sikre kravetterlevelse og foreslå eventuelle unntak