3. 3
Forord
KUBE er Statnetts sommerprosjekt for studenter. I løpet av sommeren jobber seks studenter med
ulik fagbakgrunn om en gitt problemstilling. Årets KUBE-team består av studenter med bakgrunn i
økonomi, statsvitenskap og ingeniørvitenskap fra ulike universiteter i Norge og i utlandet.
Utgangspunktet for årets KUBE-prosjekt er utfordringene som oppstår i møte med Neste
generasjon kraftsystem. Neste generasjon kraftsystem fordrer mange komplekse problemstillinger,
både for kraftprodusenter, forbrukere, og for Statnett som systemansvarlig. Årets KUBE-prosjekt
kartlegger hvordan uregulerbar kraftproduksjon og økt handelskapasitet mot utlandet påvirker
systemdriften, og i hvilken grad markedsbaserte løsninger kan bidra til å løse utfordringene som
oppstår i møte med et mer komplekst kraftsystem.
Vi vil gjerne rette en stor takk til årets traineer, som har hjulpet oss og vært gode veiledere gjennom
perioden: Hanna Benterud Gaarder, Emil Andre Bergmann, Vilde Johansen Øverby og Elisabeth
Østreng. I tillegg vil vi takke de ansatte i Statnett som holdt lærerike foredrag for oss i
introduksjonsukene.
Vi vil også rette en takk til de ansatte i Statnett som har hjulpet oss med å avgrense og konkretisere
problemstillingen og som har kommet med god veiledning og innspill gjennom prosessen. Vi vil
særlig takke Bjørn Harald Bakken, Finn Erik Ljåstad Pettersen, Per Arne Vada og Erik Alexander
Jansson.
Vi har hatt seks utfordrende og lærerike uker hos Statnett. Vi vender tilbake til våre respektive
studier med omfattende kunnskap om de mulighetene og utfordringene som oppstår i møte med
Neste generasjon kraftsystem, samt kunnskap om hvordan justeringer i kraftmarkedene kan bidra
til å sikre en mer effektiv utnyttelse og utvikling av kraftsystemet, også i fremtiden. Takk for oss!
Tobias Aasprong Brekke, Miljøfysikk og fornybar energi ved NMBU
Eivind Breidlid, International Economic Policy ved Sciences Po
Julie Johnsen, International Business and Politics ved CBS
Astrid Karsrud, Energi og miljø ved NTNU
Eirik Andre Rye, Elkraft ved NTNU
Martin Sveggen Haraldseth, Samfunnsøkonomi ved NTNU
Nydalen, 07.08.2015
4. 4
Sammendrag
Neste generasjon kraftsystem er betegnelsen gitt for å beskrive en rekke utviklingstrekk i det
nordiske kraftsystemet i fremtiden. Innenfor denne betegnelsen faller utviklingstrekk som økt
uregulerbar kraftproduksjon, forbrukerfleksibilitet, smartere teknologi, økt handelskapasitet mot
utlandet og utfasingen av konvensjonelle termiske kraftverk.
KUBE 2015 vurderer hvorvidt dagens markedsløsninger er adekvate i møte med Neste generasjon
kraftsystem. Rapportens omfang begrenser seg til utviklingstrekk på produsentsiden og hvilke
konsekvenser disse har for systemdriften. Helt konkret vurderer årets KUBE-prosjekt hvordan økt
handelskapasitet mot utlandet og innfasingen av uregulerbar kraftproduksjon utfordrer
systemdriften, og hvordan markedsbaserte ordninger kan benyttes for å møte utfordringene som
oppstår i møte med Neste generasjon kraftsystem.
KUBE 2015 mener at systemdriften, i møte med Neste generasjon kraftsystem, vil bli mer
komplisert. Frekvensstabiliteten har de siste årene blitt svekket grunnet blant annet ubalansene
som følger av økt handel og innfasingen av uregulerbar produksjon. Den negative utviklingen i
Norden vil forsterkes i fremtiden grunnet en ytterligere utbygging av uregulerbar kraftproduksjon
og en stadig økt handelskapasitet. Det er ikke bare frekvenskvaliteten som svekkes. Det kan bli
utfordrende å sikre tilgang på de midler som benyttes for å justere for effektavvik. For eksempel
kan tilgangen på reserver bli mer utfordrende i framtiden, særlig i lavlastperioder med mye import
og høy produksjon fra uregulerbare kraftprodusenter. I tillegg til at uregulerbar produksjon og økt
handel kan genere ubalanser, kan de også fortrenge noe av bidraget til den totale
rotasjonsenergien i det nordiske kraftsystemet.
Markedene er et viktig virkemiddel for å sikre et balansert kraftsystem og må derfor følge
utviklingene i kraftsystemet slik at markedet til enhver tid er tilpasset det fysiske kraftsystemet.
Sikker drift forutsetter velfungerende kraft- og reservemarkeder som bidrar til systembalansen. I
møte med Neste generasjon kraftsystem må kraftmarkedene begrense systemubalansene og sikre
at det til enhver tid er nok reserver og rotasjonsenergi i systemet. KUBE mener at dagens
kraftmarkeder har et forbedringspotensial hva angår bidrag til systembalansen, og at justeringer i
de eksisterende markedene eller implementeringen av nye kraftmarkeder kan være nødvendig.
Endringer i kraft- og reservemarkedene er fordelaktig dersom de øker kraftmarkedenes bidrag til
systembalansen, er kostnadseffektive og gjennomførbare, og samtidig stemmer overens med
politiske målsetninger og forpliktelser.
Ubalansene som preger det nordiske kraftsystemet kan deles inn strukturelle og stokastiske
ubalanser. Disse ubalansene kan begrenses allerede i planfasen, blant annet ved å innføre
justeringer i Elspot og Elbas. De strukturelle ubalansene er direkte knyttet til timesoppløsningen i
dagens markedsdesign. Ved å innføre en finere tidsoppløsning kan man derfor begrense disse
ubalansene. Stokastiske ubalanser er tilfeldige avvik som kan være et resultat av upresise prognoser
for produksjon og forbruk. Ved å innføre justeringer som gir aktører optimale forhold for å gi presise
prognoser kan de stokastiske ubalansene også reduseres. Endringer i markedsdesign i Elbas vil
imidlertid ha liten effekt på stokastiske ubalanser siden vindkraftprodusenter har få incentiver til å
handle seg i balanse før driftstimen.
For å sikre at det er tilstrekkelig med reserver kan det være nødvendig å forbedre dagens metoder
for reserveinnkjøp, og innføre nye markedsløsninger. Hyppigere og koordinerte innkjøp av reserver
bidrar til en mer effektiv utnyttelse av eksisterende reservekapasitet. Flere deltagere, nye
5. 5
produkter i reservemarkedene og økt harmonisering med andre land kan også sikre at Statnett får
en utvidet portefølje av pålitelige reserver som kan benyttes til håndteringen av ubalansene.
De systemansvarlige i Norden har iverksatt tiltak for å kartlegge mengde rotasjonsenergi i det
nordiske synkronområdet, noe som er viktig for å kunne vurdere hvor mye rotasjonsenergi som er
nødvendig for en stabil systemdrift. I denne rapporten diskuteres forskjellige tiltak for å sikre nok
rotasjonsenergi, både ved bruk av allerede eksisterende markedsløsninger, men også muligheten
for å introdusere et eget marked for rotasjonsenergi.
Basert på de gjennomførte analysene kommer KUBE 2015 med en rekke anbefalinger til Statnett.
KUBE mener at Statnett bør:
- Introdusere tiltak for finere tidsoppløsning i RK-markedet, Elbas og Elspot.
- Iverksette daglige innkjøp av FRR-A.
- Koordinere anskaffelser av FCR og FRR-A.
- Redusere kravet til minimum budvolum i regulerkraftmarkedet.
- Utvide handelen med balansetjenester, både internt og over landegrenser.
- Fortsette kartleggingen av behovet for rotasjonsenergi.
- Fortsette investeringsstøtten til rotasjonsenergi for å sikre et tilstrekkelig tilbud.
- Foreta en videre utredning av hvorvidt en synliggjøring rotasjonsbidraget i RK-bud er en
effektiv løsning på rotasjonsproblematikken.
- Utrede hvorvidt markedsløsninger kan bidra til en effektiv håndtering av
rotasjonsproblematikken eller om funksjons- og systemkrav er en mer effektiv løsning.
Kapitteloversikt
Rapporten struktureres i 8 kapitler. Nedenfor er en kort oversikt over de ulike kapitlenes
hovedpunkter.
Kapittel 1 gir en introduksjon til kraftsystemet. Det redegjøres for hvordan avvik mellom faktisk og
planlagt produksjon og forbruk skaper ubalanser i kraftsystemet og har konsekvenser for
frekvenskvaliteten og systemdriften. Det redegjøres også for hvordan balansetjenester og
rotasjonsenergi bidrar til kraftsystemets stabilitet
Kapittel 2 gir en introduksjon til kraft- og reservemarkedene. Kapittelet redegjør kort for hvordan
kraftmarkedene Elspot og Elbas fungerer og hvordan Statnett anskaffer reserver og regulerkraft i
balansemarkedene. De to innledende kapitelene er av teknisk art, leseren oppfordres til å bruke
disse kapitlene (og begrepslisten) som oppslagsverk under lesning.
Kapittel 3 belyser utviklingene i kraftsystemet. Kapittelet viser at kombinasjonen av uregulerbar
produksjon og utbyggingen av likestrømsforbindelser bidrar til å øke ubalansene i kraftsystemet.
Kapittelet forklarer også at behovet for reserver og rotasjonsenergi kan øke i møte med Neste
generasjon kraftsystem. Avslutningsvis gjør kapittelet en vurdering av dagens kraftmarkeder og
deres robusthet i møte med Neste generasjon kraftsystem. Kapittelet fastslår at dagens
kraftmarkeder ikke er adekvate. Det argumenteres for at sikker og effektiv drift forutsetter at
kraftmarkedene i større grad bidrar til å redusere ubalanser i planfasen, og tillegg bidrar til å sikre
tilstrekkelige nivåer av reserver og rotasjonsenergi.
Kapittel 4 vurderer diverse markedsendringer som kan bidra til å redusere ubalanser i planfasen.
Kapittelet argumenterer for at en finere tidsoppløsning i alle markeder vil bidra til å redusere de
strukturelle ubalansene. Kapittelet argumenterer også for at tiltak som å introdusere en
sluttauksjon i Elbas for å øke handelen nærmere driftstimen i liten grad vil redusere stokastiske
6. 6
ubalanser så lenge vindkraftprodusenter mangler de rette incentivene for å handle seg i balanse i
intradagsmarkedet.
Kapittel 5 vurderer markedsløsninger som kan bidra til å sikre tilstrekkelig tilgang på pålitelige
reserver. Kapittelet vurderer konsekvensene av økt handel med balansetjenester og konkluderer
med at det er en positiv utvikling for Statnett og norske produsenter. Kapittelet analyserer også
konsekvensene av en rekke tiltak for å redusere kostnader og øke deltakelsen i reservemarkedet,
og anbefaler at flere av tiltakene bør implementeres. Kapittelet drøfter avslutningsvis hvorvidt det
bør i større grad legges til rette for økt integrering av vind- og småkraft i reservemarkedene, og
kommer fram til at dette kun bør gjøres dersom alternative måter å anskaffe tilstrekkelige reserver
viser seg dyrere.
Kapittel 6 kartlegger behovet for rotasjonsenergi i fremtiden. Kapittelet gir en oversikt over hvilke
aktører som kan bidra med rotasjonsenergi. Kapittelet konkluderer med at utfasingen av termisk
kraftproduksjon, innfasingen av uregulerbar produksjon og økt handelskapasitet mot utlandet kan
gjøre rotasjonsmangler til et problem, særlig når spotprisen er lav og få vannkraftverk er i drift.
Kapittel 7 vurderer potensielle markedsløsninger som kan bidra til at det til enhver tid er tilstrekkelig
med rotasjonsenergi i det nordiske kraftsystemet. Kapittelet vurderer endringer i eksisterende
markeder samt implementeringen av et rotasjonsmarked. Kapittelet konkluderer med at å
synliggjøre verdien av rotasjonsenergi i RK bud kan være en effektiv måte å prise rotasjonsenergi
på, men at løsningen ikke nødvendigvis sikrer at det til enhver tid er et tilstrekkelig tilbud av
rotasjonsenergi. Kapittelet konkluderer derfor med at Statnett bør fortsette sitt arbeid med en
investeringsstøtte for rotasjonsenergi for å sikre tilstrekkelige tilbydere, og dersom behovet for
rotasjonsenergi blir prekært opprette et rotasjonsmarked.
Kapittel 8 konkluderer funnene i rapporten. Det anbefales at Statnett arbeider for en finere
tidsoppløsning i alle markeder, foretar en ytterligere utredning av en sluttauksjon i Elbas,
iverksetter en ny praksis for oppkjøp av reserver og fortsetter sitt arbeid med å få på plass en
investeringsstøtte for rotasjonsenergi.
7. 7
Begrepsliste
Automatisk aktivert frekvensreserve (FCR): Se Primærreserver.
Automatiske sekundærreserver (FRR-A): Automatisk aktiverte sekundærreserver som brukes for å
gjenopprette frekvensen tilbake til 50 Hz og frigjøre primærreserven.
Budområde: Det nordiske kraftsystemet er delt opp i geografiske budområder. Budområdene
kommer av begrenset overføringskapasiteten i nettet, kalt flaskehalser.
Dimensjonerende feil: Den største feilen kraftsystemet er dimensjonert for å tåle.
Driftstime: Timen da kraften blir produsert og forbrukt.
Effektubalanse: Avvik mellom produsert og forbrukt effekt.
Flaskehals: Oppstår når overføringsnettet ikke er i stand til å overføre tilstrekkelig elektrisk kraft.
Det vil si, når ønsket forbruk i et området overstiger den mulige produksjon og importkapasitet, og
tilsvarende når ønsket produksjon i et område overstiger forbruk og eksportkapasitet.
Forsyningssikkerhet: Beskriver i hvilken grad energiforsyningen er sikret mot bortfall, enten pga.
avbrudd (leveringspålitelighet) eller mangel på tilgjengelig energi.
Primærreserver (FCR-N): Den raskeste effektreserven. Ved endring i systemfrekvens vil kraftverk
som bidrar med primærreserver endre produsert effekt ved hjelp av en turbinregulator.
Likestrømskabel: En likestrømskabel overfører likestrøm over lange avstander, samt isolerer
synkronområder. Likestrømsforbindelser gir mindre effekttap ved overføring over lengre distanser
enn det som er tilfellet med en vekselstrømskabel.
Konvensjonelle kraftverk: I Norden assosieres som regel konvensjonelle kraftverk med store
vannkraftverk og termiske kraftverk.
Neste generasjon kraftsystem: Er betegnelsen gitt for å beskrive trendene i det nordiske
kraftsystemet. Begrepet beskriver en omfattende portefølje av fysiske, økonomiske, tekniske og
politiske endringer, herunder: Økt handelskapasitet mot utlandet, utfasingen av termisk kraft, økt
innslag av uregulerbar produksjon, forbedret nettkapasitet, mer ekstremvær og tettere integrasjon
med de europeiske kraftsystemene og kraftmarkedene1
.
NVE: Norges vassdrags- og energidirektorat.
Regulerkraft (RK/FRR-M): Regulerkraft (FRR-M) er manuelt aktiverte reserver brukt til å håndtere
ubalanser og frigjøre primær- og sekundærreservene. Regulerkraft benyttes også for å håndtere
regionale flaskehalser. RK blir anskaffet i regulerkraftmarkedet.
Rotasjonsenergi: Energien som er lagret i et legeme som roterer. Er gitt av dens masse, radius og
rotasjonshastighet.
Stokastiske ubalanser: Tilfeldige ubalanser som skyldes upresise forbruks- og
produksjonsprognoser, feil på kabler eller utfall av produksjon.
1 Hva som faktisk faller inn under betegnelsen Neste generasjon kraftsystem er ikke fastslått. Statnett jobber i 2015 for
å ferdigstille en klar definisjon. I denne rapporten brukes begrepet følgelig som en samlebetegnelse for trolige
utviklinger i det nordiske kraftsystemet.
8. 8
Strukturelle ubalanser: Avvik mellom produksjon og forbruk som skyldes tidsoppløsning i
kraftmarkedene. Produksjon klarert i spot på timesbasis kan ikke følge den varierende
forbruksendringen over timen. Strukturelle ubalanser skyldes også krav for utenlandskablene.
Synkronsystem: Et område som er koblet sammen med vekselstrømskabler og innehar samme
frekvens. Det nordiske kraftsystemet er et synkronsystem.
Syntetisk rotasjonsenergi: Hurtig endring av effekt ved et frekvensavvik i kraftsystemet ved hjelp av
kraftelektronikk. Responsen ligner på mange måter den som vanlig rotasjonsenergi gir ved
frekvensendring.
Systemansvarlig: Systemansvarlig eier og drifter sentralnettet. I Norge er Statnett systemansvarlig.
Systemdriftkostnader: Kostnader tilknyttet drift av sentralnettet.
Systemkrav: Krav som systemansvarlig setter for å sørge for stabil drift, både på kort og lengre sikt.
TSO (Transmission System Operator): Se systemansvarlig.
9. 9
Innholdsfortegnelse
Forord...............................................................................................................................................3
Sammendrag.....................................................................................................................................4
Kapitteloversikt.............................................................................................................................5
Begrepsliste ......................................................................................................................................7
Introduksjon....................................................................................................................................11
Det nordiske kraftsystemet og kraftmarkedenes historiske utforming ......................................11
Formål og avgrensninger i rapporten .............................................................................................12
Formål og fremgangsmåte..........................................................................................................12
Avgrensning ................................................................................................................................14
1. Kraftsystemets stabilitet avhenger av reserver og rotasjonsenergi........................................15
Reserver retter opp i ubalanser og fall i frekvensen ...................................................................16
Rotasjonsenergi ..........................................................................................................................17
Kraftsystemet er utsatt for ubalanser.........................................................................................18
Stort frekvensfall kan føre til mørkleggelse ................................................................................19
2. Kraft- og balansemarkedene...................................................................................................20
Energimarkedene: Elspot og Elbas..............................................................................................20
Reservemarkedene og regulerkraftmarkedet.............................................................................22
Primærreserver (FCR) og automatiske sekundærreserver (FRR-A).........................................22
Regulerkraft- og regulerkraftopsjonsmarkedet ......................................................................23
Oppsummering...........................................................................................................................25
3. Kraftsystemets stabilitet settes på prøve................................................................................26
Kraftmiksen i systemet endres....................................................................................................26
Utenlandskabler fører til ubalanser ............................................................................................27
Dagens markedsløsninger er ikke adekvate................................................................................28
4. Markedsjusteringer som demper ubalanser...........................................................................30
Økt fleksibilitet i planfasen..........................................................................................................30
Finere tidsoppløsning i alle markeder reduserer strukturelle ubalanser ....................................31
Stokastiske ubalanser .................................................................................................................34
Kapitteloppsummering: ..............................................................................................................38
5. Markedsjusteringer som bidrar til å sikre tilstrekkelig tilgang på reserver .............................39
Markedsjusteringer.................................................................................................................39
Økt harmonisering og flernasjonale markeder .......................................................................42
Tilrettelegging for balansetjenester fra småkraft og vindkraft ...............................................44
10. 10
Kapitteloppsummering............................................................................................................... 48
6. Rotasjonsenergi i det nordiske kraftsystemet ........................................................................ 50
Kartlegging av rotasjonsenergi i Norden .................................................................................... 50
Behov for rotasjonsenergi.......................................................................................................... 51
Hvilke teknologiske løsninger bidrar med rotasjonsenergi?....................................................... 52
Diskusjon .................................................................................................................................... 55
7. Tiltak for å sikre rotasjonsenergi ............................................................................................ 56
Endringer i eksisterende marked................................................................................................ 56
Redusere behovet for rotasjonsenergi................................................................................... 56
Øke antall aggregater i drift.................................................................................................... 57
Konklusjon.............................................................................................................................. 58
Design av et rotasjonsmarked .................................................................................................... 58
Kostnadsfordeling mellom de nordiske landene i et nordisk marked .................................... 59
Når skal markedet være aktivt?.............................................................................................. 60
Potensielle markedsløsninger for rotasjonsenergi ..................................................................... 61
Antagelser .............................................................................................................................. 61
Day-ahead før Elspot.............................................................................................................. 63
Day-ahead etter Elspot........................................................................................................... 68
Sikre tilstrekkelig tilbydere av rotasjonsenergi........................................................................... 73
Investeringsstøtte til fasekompensatordrift i vannkraftverk .................................................. 74
Konsesjonskrav til fasekompensatordrift ............................................................................... 74
Vurdere behovet for et opsjonsmarked ................................................................................. 74
Konklusjon.................................................................................................................................. 76
8. Neste generasjon kraftsystem – fremtidens utfordringer kan håndteres .............................. 78
Vedlegg........................................................................................................................................... 81
Vedlegg 1: Forbrukerfleksibilitet og energilagring...................................................................... 81
Vedlegg 2: Støtteordning............................................................................................................ 82
11. 11
Introduksjon
Koordinering av produksjon, forbruk, kraftflyt og utveksling til utlandet er avgjørende for en sikker
systemdrift, - Statnett har som systemansvarlig ansvaret for denne koordineringen. Fremtidens
systemdrift påvirkes imidlertid av endringer i kraftsystemet: markedsintegrasjon, økt nettkapasitet
innenlands og mot utlandet, variabelt forbruk, mer uregulerbar kraftproduksjon og mer ekstremvær
gir i sum raskere endringer av effektflyt, hyppigere effektubalanser og økte systemdriftskostnader2
.
Forsyningssikkerheten forutsetter følgelig systemer som understøtter utviklingstrekkene i
kraftsystemet og som tar hensyn til de fysiske begrensningene som oppstår i møte med Neste
generasjon kraftsystem.
Driften av det nordiske kraftsystemet har endret seg de siste årene. Tendensen har vært en svekket
frekvenskvalitet og økte systemkostnader. Fremtidens systemdrift vil påvirkes av ytterligere
endringer i kraftsystemet: det vil blir mer utveksling av kraft både innad i Norden og til tredjeparts
land; kraftproduksjonen blir mer distribuert; og termisk produksjon skal utfases og erstattes med
fornybar produksjon. Dette gjør det nordiske kraftsystemet mindre forutsigbart og
effektubalansene vil trolig øke2
.
I henhold til Forskrift om systemansvar (FoS) skal Statnett som systemansvarlig «sørge for
frekvensreguleringen og sikre momentan balanse i kraftsystemet til enhver tid», «utvikle
markedsløsninger som bidrar til å sikre en effektiv utvikling og utnyttelse av kraftsystemet» og «i
størst mulig utstrekning gjøre bruk av virkemidler basert på markedsmessige prinsipper»3
. Å sikre
balanse i kraftsystemet er altså en av Statnetts primære oppgaver, og utviklingen av
markedsløsninger som understøtter det fysiske kraftsystemet er et viktig virkemiddel i denne
oppgaven.
Det nordiske kraftsystemet og kraftmarkedenes historiske utforming
I 2015 er det 24 år siden den norske kraftmarkedsreformen, med utgangspunkt i energiloven fra
1990, ble iverksatt. Det er 19 år siden etableringen av det første integrerte kraftmarkedet i verden
mellom to land; det norsk-svenske kraftmarkedet. Koblingen av det norske og det svenske
kraftmarkedet i 1996 la grunnlaget for videre markedsintegrasjon i Norden og etableringen av et
nordisk kraftmarked - med en egen nordisk modell for kraftomsetning - som også innbefatter
Finland og Danmark (med unntak av Jylland). Den nordiske modellen for kraftomsetning, bestående
av Elspot, Elbas og reservemarkedene, tar sikte på å øke samfunnsøkonomisk effektivitet gjennom
etablering av et markeds- og konkurransebasert omsetningssystem for kraft med offentlige
reguleringsprinsipper.4
Gjennom nordisk kraftmarkedsintegrering har man lykkes i å enes om et relativt enkelt og fleksibelt
omsetningssystem for kraft med god likviditet og mange deltakere. Det eksisterende kraftmarkedet
har fungert godt for driften av det eksisterende kraftsystemet. Det sentrale spørsmålet er imidlertid
om eksisterende reguleringer og markedsordninger kan løse fremtidige utfordringer knyttet til
håndteringen av frekvensavvik og ubalanser, eller om markedsjusteringer og omreguleringer er
nødvendige.
2 Statnett (2014) "SMUP 2014-20".
3 Forskrift om systemansvar (2002) FOR-2002-05-07-448 § 4b, 4c og 4d.
4 Hope, Einar (2006). Kraftmarkedet - fungerer det?.
12. 12
Formål og avgrensninger i rapporten
Formål og fremgangsmåte
Årets KUBE-prosjekt tar for seg en rekke egenskaper ved Neste generasjon kraftsystem som vil
påvirke og utfordre de etablerte ordningene for systemdriften. Det legges til grunn (jf. Elforsk6
,
Thema5
og SMUP2
) at økt produksjon fra uregulerbare kraftprodusenter og økt handelskapasitet
mot utlandet vil føre til økte ubalanser i det nordiske kraftsystemet. I tillegg legges det til grunn at
uregulerbare kraftprodusenter i liten grad bidrar med effektreserver, og at kombinasjonen av en
endret kraftmiks og økt handel over likestrømsforbindelsene kan fortrenge noe av
rotasjonsenergien fra konvensjonelle kraftverk.
Som et resultat av økt handelskapasitet og innfasingen av ny kraftproduksjon står kraftsystemet
overfor økt risiko: Systemet blir trolig mer utsatt for ubalanser, og sikker og effektiv drift forutsetter
dermed, gitt produksjonssammensetningen, at det foreligger tilstrekkelige nivåer av effektreserver
og rotasjonsenergi tilgjengelig for effektjustering. Disse utfordringene kan tilnærmes med
sentraliserte markedsordninger som:
a) Reduserer ubalanser
b) Sikrer tilstrekkelige tilgang på pålitelige reserver
c) Sikrer tilstrekkelige nivåer av rotasjonsenergi
KUBE har som formål (jf. FoS §4c og 4d) å vurdere hvorvidt dagens markedsløsninger er adekvate i
møte med Neste generasjon kraftsystem, eller om markedsjusteringer og nye markedsløsninger er
nødvendig for å bedre balanseringen av produksjon, forbruk og utveksling, og håndteringen av
frekvensavvik.
Rapporten tar sikte på å besvare følgende:
Kan markedsjusteringer og nye markedsløsninger sikre en mer effektiv utnyttelse av fremtidens
kraftsystem og samtidig innfri de økonomiske og politiske krav som stilles til kraftmarkedenes
utforming?
Noen av markedsløsningene som diskuteres i denne rapporten er også utredet i rapporter av
Thema og Elforsk og i SMUP 2014-20. Thema5
og Elforsk6
sine rapporter vurderer
markedsløsningers bidrag til systembalansen. Elforsk vurderer hvorvidt høyere tidsoppløsning i
kraftmarkedene, avsluttende auksjonsrunde i Elbas og utsettelse av klarering i Elspot kan bidra til å
redusere effektubalanser. Thema argumenterer for at økt integrering og harmonisering av
reservemarkedene vil ha en positiv effekt på frekvenskvaliteten. KUBE på sin side mener at dersom
omfattende markedsjusteringer er nødvendige må (jf. FoS) en rekke hensyn (utover bidraget til
systembalansen) avveies. Det er derfor blitt utviklet et sett med vurderingskriteria som appliseres i
vurderingen av markedsjusteringer og nye markedsordninger (se Tabell 1). Disse
vurderingskriteriene er utviklet med basis i Statnetts interne strategi for sikker og effektiv drift,
internasjonale avtaler og rammeverk som setter føringer og begrensninger for kraftmarkedenes
utforming, samt de krav og ansvar som pålegges Statnett i Forskrift om systemansvar.
5 THEMA Consulting Group (2015) "Capacity adequacy in the Nordic electricity market".
6 Elforsk (2014) "Further Development of Elspot. New order formats and changes in market design".
13. 13
Vurderingskriterium Vurdering
Bidrag til systembalansen + Kan markedsjusteringen bidra til å redusere ubalanser?
+ Kan markedsjusteringen sikre tilstrekkelige nivåer av
reserver?
+ Kan markedsjusteringen sikre tilstrekkelige mengder
rotasjonsenergi?
Kostnad + Er markedsjusteringen kostnadseffektiv?
+ Stimulerer markedsjusteringen rasjonalitet hos forbrukere
og produsenter?
- Kan markedsjusteringen redusere effektiviteten i etablerte
omsetningssystemer?
- Fører markedsjusteringen til økte kostnader for
produsenter, forbrukere eller systemansvarlig?
Klimamål + Er markedsjusteringen forenelig med internasjonale og
nasjonale klimaambisjoner?
+ Legger markedsjusteringen til rette for markedsdeltagelse
fra miljøvennlige kraftprodusenter?
Kompleksitet + Er markedsjusteringen i konflikt med ENTSO-Es Network
Codes?
+ Er markedet tilgjengelig og håndterbart for aktørene i
markedet og systemansvarlig?
+ Har Statnett posisjon til å implementere
markedsjusteringen eller er forvaltningsgodkjennelse
nødvendig?
Anbefaling KUBEs anbefaling.
Tabell 1: Vurderingskriteria som er blitt brukt i vurderingen av markedsjusteringer og nye markedsløsninger.
Markedsjusteringer og -endringer som er relevante og gunstige for Statnett som systemansvarlig
må legge til rette for et effektivt kraftmarked, bidra til forsyningssikkerheten og systembalansen på
en samfunnsmessige rasjonell måte og være i tråd med nasjonale og internasjonale klimamål7
. I
tillegg skal det jf. FoS § 1 tas hensyn til de allmenne og private interesser som blir berørt.
Markedsløsningene må også gi like forutsetninger for alle kraftprodusenter, og kompleksitet i
gjennomføring og implementering bør vurderes. Det stilles altså en rekke krav til nye
markedsløsninger og en omfattende aktørgruppe påvirkes når nye markedsformer implementeres.
Det kan derfor være utfordrende å møte Neste generasjon kraftsystems funksjonelle utfordringer
med løsninger som er utelukkende basert på markedsmessige prinsipper. I dette henseende vil
Statnett og overordnede forvaltningsmyndigheter måtte foreta en avveining mellom hvorvidt
funksjonelle utfordringer bør løses gjennom etableringen av nye markedsordninger eller om
system- og funksjonskrav er en mer rasjonell og effektiv tilnærming.
7 Statnett (2015). "Statnetts konsernstrategi 2015-2019 – Sikker og effektiv drift nå og i fremtiden".
14. 14
Avgrensning
Årets KUBE-prosjekt vurderer markedsløsninger som kan implementeres på systemnivå og belyser
derfor ikke prissettingen av lokale tjenester som for eksempel kortslutningsytelse, spenningsstøtte,
hurtigoppkjøring og dødnettstart. Rapporten fokuserer på produsentsiden i kraftmarkedet, følgelig
vektlegges ikke markedsjusteringer som bringer etterspørselssiden eksplisitt inn i markedssettet.
Det noteres at økt forbrukerfleksibilitet og "smarte målere" kan bidra til stabiliseringen av
kraftsystemet, og at batterier og energilagre kan bidra til en effektiv energibalanse og
systemstabilitet ved å redusere ustabiliteten knyttet til topplast og håndteringen av variabel
produksjon fra vind og solkraft. Grunnet rapportens fokus på produsentsiden vil likevel effekten av
disse utviklingene ikke belyses8
.
8 Implikasjonene av økt forbrukerfleksibilitet, energilagring og pumpekraft kan leses om i vedlegg 1.
15. 15
1.Kraftsystemets stabilitet avhenger av reserver og
rotasjonsenergi
Det nordiske kraftsystemet er et integrert mellomstatlig kraftsystem. Kraft produseres i Norge,
Sverige, Finland og Danmark, omsettes på Nord Pool, og transporteres fra produsenter til
forbrukere via sentral-, regional-, og distribusjonsnettene. Det må til enhver tid være balanse
mellom produksjon, forbruk og utveksling for at frekvensen skal holdes stabil. Hvis det oppstår et
avvik mellom forbruk og produksjon endres frekvensen, frekvens kan således forstås som et mål på
dette avviket.
Frekvenskvaliteten i Norden har sunket de seneste årene. Figur 1 viser at det nordiske
kraftsystemet har vært preget av hyppigere frekvensavvik de siste ti årene. En av årsakene til dette
er strukturelle ubalanser som oppstår i synkronsystemet på grunn av det timesoppløste
markedsdesignet til kraftmarkedet9
.
Frekvensstabiliteten avhenger av rotasjonsenergien i systemet, samt hurtigheten og mengden av
tilgjengelige reserver. Så lenge frekvensen er innenfor normalfrekvensbåndet (49,9- 50,1 Hz) er
reservene skalert slik at det er nok reserver i bakhånd for å håndtere de største enkeltfeilene som
er kjent i kraftsystemet. Risikoen for at reservene ikke skal håndtere store feil øker når frekvensen
er utenfor normalfrekvensbåndet. Dette gjør forverringen av frekvenskvaliteten bekymringsverdig.
9 Statnett (2014) "SMUP 2014-20 (2)".
Figur 1: Utviklingen av frekvensavvik fra 1996 til juni 2013, angitt med antall minutter utenfor 49,9 - 50,1 Hz pr. uke.
16. 16
Reserver retter opp i ubalanser og fall i frekvensen
FCR-N (Frekvensstyrt Normaldriftsreserve)
er automatiske primærreserver som
opprettholder effektbalansen i normaldrift.
FCR-N aktiveres automatisk når frekvensen
varierer mellom 50,1 Hz og 49,9 Hz. Hvis
frekvensen faller under 49,9 Hz aktiveres
Frekvensstyrt Driftsforstyrrelsesreserver
(FCR-D) for å motstå effektavviket og
stabilisere frekvensen.
Figur 2 viser hvordan reservene reagerer
ved fall i frekvensen, for eksempel ved utfall
av en produksjonsenhet. Hvor hurtig
frekvensen faller avhenger av mengden
roterende masse i systemet, eller rotasjonsenergien. FCR-D aktiveres for å stanse fallet og for å
gjenopprette og stabilisere frekvensen på et høyere nivå. Automatiske sekundærreserver (FRR-A)
aktiveres deretter for å gjenopprette frekvensen til normaldrift og for å frigjøre primærreserven
slik at den kan håndtere nye avvik. Responstiden for FRR-A er mellom 120 og 210 sekunder etter
mottatt signal fra Statnett. Manuell regulerkraft aktiveres både for å gjenopprette frekvensen og
for å frigjøre primær- og sekundærreserver. Aktiveringstiden for regulerkraft er opp mot 15
minutter.
Faktaboks 1: Statikkinnstilling
Det er krav til at alle aktører med generatorer over 10
MVA kan ha maksimalt 12 % statikk (6 % i
sommerhalvåret). Ved hjelp av en turbinregulator kan
generatoren automatisk bidra med litt mer produksjon
dersom det er underskudd i systemet og regulere ned
dersom det er overskudd i systemet. Dette kalles
innstilling av generatorens statikk. Aktørene får betalt
for denne tjenesten ved å få tilslag i
primærreservemarkedet eller gjennom avregning for
restleveranse. Ved å stille statikken lavere eller ved å
kjøre opp flere aggregat kan de by inn en større mengde
med primærreserver.
Figur 2: Figuren viser hvordan reserver og rotasjonsenergi vil være med på å stabilisere systemet etter en feil.
17. 17
Rotasjonsenergi
Rotasjonsenergi er den energien som er lagret i et legeme som roterer. Rotasjonsenergien er gitt
av legemets masse 𝑚 [𝑘𝑔] , radius 𝑟 [𝑚] og mekaniske vinkelhastigheten ω [rad/s]:
𝑅𝑜𝑡𝑎𝑠𝑗𝑜𝑛𝑠𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖 =
1
2
𝑚𝑟2
ω2 [𝑊𝑠]
Alle roterende maskiner som er direkte koblet til nettet har den samme elektriske frekvensen (og
dermed den samme elektriske rotasjonshastigheten), men vinkelhastigheten til maskinene vil ikke
nødvendigvis være lik. Den mekaniske vinkelhastigheten til en maskin er koblet til
systemfrekvensen på følgende måte:
ω =
𝑓𝑟𝑒𝑘𝑣𝑒𝑛𝑠
𝑎𝑛𝑡𝑎𝑙𝑙 𝑚𝑎𝑔𝑛𝑒𝑡𝑖𝑠𝑘𝑒 𝑝𝑜𝑙𝑒𝑟 × 𝜋
[𝑟𝑎𝑑/𝑠]
Hvis frekvensen faller vil den mekaniske rotasjonshastigheten til maskinene også falle. Dette fører
til at maskinene øker produksjonen fordi tapet i rotasjonsenergi (som følge av redusert hastighet)
vil bli omgjort til elektrisk energi. På denne måten motvirker rotasjonsenergien frekvensendringer,
og er med på å avgjøre hvor fort frekvensen endres.
Figur 3 viser simulert frekvensrespons ved et utfall av en stor produksjonsenhet som en funksjon
av total rotasjonsenergi. Figuren viser at jo mer rotasjonsenergi et system innehar, jo lengre tid tar
det før frekvensen faller, og frekvensen vil ikke rekke å falle like mye. Et kraftsystem med mye
rotasjonsenergi omtales ofte som et tungt nett, da det kreves mye energi for å endre systemets
tilstand. Et lett nett vil ha lite rotasjonsenergi, og frekvensen vil endres raskere ved et effektavvik.
Figur 3: Simulert frekvensrespons over tid ved utfall av en stor produksjonsenhet, som en funksjon av forskjellige nivåer
av rotasjonsenergi10.
Den totale rotasjonsenergien i et kraftsystem kan endre seg fra et øyeblikk til et annet, og er
avhengig av hvilke kraftverk som er koblet til nettet og deres H-konstant. Faktaboks 2 gir en kort
forklaring på hva en H-konstant er.
10 ENTSO-E (2015) "NAG Frequency quality report".
18. 18
Syntetisk rotasjonsenergi
Syntetisk rotasjonsenergi har lignende fordeler for kraftsystemet som "vanlig" rotasjonsenergi.
Med syntetisk rotasjonsenergi kan man, ved hjelp av kraftelektronikk, mate inn mer effekt i
systemet når det er behov for det. Mens vanlig rotasjonsenergi virker momentant, er responstiden
til syntetisk rotasjonsenergi på ca. 500 ms.
Syntetisk rotasjonsenergi er mer kontrollerbar, da
man til en viss grad kan styre når og hvordan
responsen utarter seg. Det er ikke tilfellet med
vanlig rotasjonsenergi viss respons er utelukkende
styrt av fysiske lover. Med syntetisk
rotasjonsenergi kan aktører som ikke bidrar med
konvensjonell rotasjonsenergi, som for eksempel
vindkraft og likestrømsforbindelser, bidra til å
motvirke frekvensendringer.
Vindkraft er indirekte koblet til nettet. Man kan ved
hjelp av en kontrollmodul detektere
systemfrekvensen og bruke den kinetiske energien
som er lagret i vindturbinen til å mate inn mer aktiv
effekt. Resultatet er at hastigheten på turbinen
reduseres. Simuleringer utført av Elforsk11
viser at
effekten kan økes med 5 til 10 % av opprinnelig
effekt, og at den kan opprettholdes i flere sekunder. I etterkant av dette følger en periode hvor
vindturbinen produserer mindre effekt enn den opprinnelige gjorde slik at den oppnår samme
hastighet som den hadde før frekvensdippen. På denne måten vil responsen fra vindturbinen i sum
være nær energinøytral.
Syntetisk rotasjonsenergi kan være et godt supplement til konvensjonell rotasjonsenergi, men det
er usikkerhet tilknyttet kostnader og hvor stort det potensielle bidraget er.
Kraftsystemet er utsatt for ubalanser
Selv om balansering av produksjon og forbruk etterstrebes i kraftmarkedene Elspot og Elbas
oppstår det likevel effektavvik under drift. Denne differansen har flere årsaker, som kan deles inn i
stokastiske og strukturelle ubalanser.
11 Elforsk (2013). "The utilization of synthetic inertia from wind farms and its impact on existing governors and system
performance".
Faktaboks 2 - H-konstant
H-konstanten sier noe om rotasjonsenergi-
bidraget fra et kraftverk, og bestemmes utfra
kraftverkets design, vekt og mekanisk hastighet.
H-konstanten til et kraftverk er gitt ved:
𝐻 =
𝑊
𝑆 𝑅
[𝑠]
hvor 𝑊 er rotasjonsenergi ved 50 Hz og 𝑆 𝑅 er
den nominelle effekten til kraftverket.
H er gitt i sekunder og beskriver hvor lenge
generatoren kan levere nominell effekt når
rotasjonsenergien er lik W.
19. 19
Stokastiske (tilfeldige) ubalanser
Stokastiske ubalanser er ubalanser som skyldes tekniske feil og andre plutselige og uforutsigbare
hendelser i driften, herunder:
Usikkerhet i prognosene for
forbruk
Forbruket avviker fra prognoser, og ny teknologi (som el-
biler og induksjonsovner) fører til større
forbruksvariasjoner over timen.
Usikkerhet i prognosene for
produksjon
Produksjon avviker fra prognosene grunnet f.eks. usikre
værprognoser.
Driftsforstyrrelser Utfall av linjer og feil på elektrisk utstyr som kan føre til at
produksjon eller forbruk avviker fra prognosene.
Strukturelle ubalanser
De strukturelle ubalansene i
kraftsystemet skyldes etablerte
regler for kraftomsetning og
administrative lover for
utlandsforbindelser: Når kraft
omsettes på markedet settes det
én pris for hver time i markedet,
basert på estimert produksjon og
forbruk. Produksjonen over en
time er i utgangspunktet satt til å
være konstant, mens forbruket på
sin side varierer gjennom timen. Derfor vil produksjonsnivået ofte fravike fra det faktiske forbruket.
Avviket mellom produksjon og forbruk er spesielt tydelig ved store forbruksendringer som gjerne
oppstår i skillet mellom natt og morgen, dag og kveld, og kveld og natt. Når spotmarkedet opererer
med timesoppløsning og forbruket endres kontinuerlig oppstår det et avvik som påvirker
frekvensen, illustrert i figur 4.
Stort frekvensfall kan føre til mørkleggelse
Hvis frekvensen faller for lavt kan det føre til mørkleggelse. Ved store effektavvik aktiveres flere
automatiske prosesser for å stabilisere kraftsystemet. Rotasjonsenergien motvirker momentant
frekvensdippen, etterfulgt av automatisk aktiverte primær og sekundærreserver. Hvis det er lite
rotasjonsenergi i systemet kan frekvensen likevel falle til et kritisk nivå før reservene evner å
stabilisere.
Figur 4: Frekvensavvik ved differanse mellom forbruk og produksjon.
20. 20
2.Kraft- og balansemarkedene
Det nordiske markedssettet for kraftomsetning
består av tre integrerte og harmoniserte markeder:
Elspot, Elbas og reservemarkedene. Elspot er
primærhandelsmarkedet for kraft, og første instans
for balanseringen av produksjon, forbruk og
utveksling. Intradagsmarkedet Elbas tillater
produsenter og forbrukere å handle seg i balanse,
dersom forbruk eller produksjon avviker fra de
opprinnelige prognosene. Dersom aktørene
fortsatt er i ubalanse etter klarering i Elbas, handler
Statnett inn regulerkraft på vegne av aktørene som
er i ubalanse. Faktaboks 3 til høyre gir en oversikt
over tidsforløpet i kraft- og reservemarkedene.
Energimarkedene: Elspot og Elbas
Elspot er hovedmarkedet for krafthandel blant de nordeuropeiske landene. Dette spotmarkedet
består av aktører i Norden (Norge, Sverige, Danmark og Finland) og de baltiske landene (Litauen,
Estland og Latvia). Aktører i Elspot kjøper og selger kraft for alle timene det neste døgnet. Elspot er
delt inn i forskjellige budområder, som vist i Figur 5. De ulike budområdene reflekterer
begrensninger i overføringskapasiteten i nettet og er et virkemiddel for å håndtere flaskehalser.
Når markedet klareres beregner Nord Pool priser for hvert budområde og flyt mellom lavpris- og
høyprisområder. I Spotmarkedet mottar alle produsenter innenfor et budområde en uniform pris.
Denne prisen bestemmes av krysningen mellom høyeste aksepterte tilbud og laveste aksepterte
kjøpsbud. Prissettingen i Elspot illustreres i Figur 6 på neste side.
Figur 5: Budområdene i Nord Pool Spot bidrar til å klarere priser som tar hensyn til begrensningene i nettet.
Faktaboks 3: Hver dag (for kommende døgn)
< 09:30 De nordiske TSO-ene setter
handelskapasiteten for neste dag
< 12.00 Aktørene sender Elspot-bud til Nord Pool
-12.42 Nord Pool offentliggjør prisene og flyt mellom
områder
> 14:00 Elbasmarkedet åpner
<18:00 Statnett kjøper inn nødvendige
primærreserver
< 19:30 Produksjonsplaner sendes til Statnett
< 21:30 Bud i regulerkraftmarkedet
> 00:00 Driftsdøgnet starter
21. 21
Figur 6: Grafen viser priskrysset som dannes der etterspørsel og tilbudet møtes. Den mørkeblå kurven symboliserer
tilbudet og den lyseblå symboliserer etterspørsel. Den grønne stiplede linjen symboliserer mengden og prisen som blir
gjeldende i Elspot.
Handelen i Elspot står for mesteparten av kraftomsetningen i det nordiske kraftsystemet. Grunnet
usikkerhet i prognosene for både forbruk og produksjon har aktørene mulighet til å handle seg i
balanse i intradagsmarkedet, Elbas. Elbas er åpent fra 14:00 frem til en time før hver driftstime12
starter. I dette markedet kan aktører handle seg i balanse ved å kjøpe eller selge ledig kapasitet, se
Figur 7.
Figur 7: Grafisk fremstilling av hvordan forskjellen mellom planlagt produksjon og faktisk produksjon balanseres i Elbas i
løpet av driftsdøgnet. Den sorte kurven representerer faktisk produksjon og de blå søylene representerer den planlagte
produksjonen. Ligger denne sorte kurven over de blå søylene, må produsenten selge kraften sin i Elbas og når de blå
søylene er over den sorte kurven må det kjøpes kraft.
12 Driftstime: Timen der den fysiske kraften leveres.
22. 22
Elbas har kontinuerlig handel, det vil si at aktørene handler kontinuerlig med hverandre fram til
timen før levering13
. Handelen foregår ved at aktørene legger inn kjøps- og salgsbud som klareres
når det er samsvar mellom kjøpspris og salgspris. Dyreste kjøpsbud og billigste salgsbud blir klarert
først, uavhengig av når budet blir lagt inn. Elbas er et såkalt "Pay As Bid"-marked, noe som betyr at
prisen betalt til produsenten er basert på deres faktiske bud, i motsetning til marginalprising der
alle leverandører får samme pris basert på høyeste aksepterte bud.
Reservemarkedene og regulerkraftmarkedet
Statnett sikrer at kraftsystemet har tilstrekkelige reserver og balanseringsressurser gjennom
reservemarkedene og regulerkraftmarkedet. Reservemarkedene består av primær-, sekundær- og
regulerkraftopsjonsmarkedet.
Primærreserver (FCR) og automatiske sekundærreserver (FRR-A)
Primærreservene, også kalt Frequency Containment Reserves (FCR), håndterer den momentane
effektbalansen og aktiveres automatisk ved frekvensendringer. Faktaboks 4 viser hvor mye
primærreserver Statnett må anskaffe.
Markedet for primærreserver (FCR) består av et uke- og
et døgnmarked. Statnett handler i ukesmarkedet for å
sikre tilstrekkelig primærreserver før markedsklarering i
Elspot. Handelen i døgnmarkedet foregår etter klarering i
Elspot og dekker resterende behov inkludert
utvekslingsønsker fra andre TSOer.
Primærreservemarkedet benytter seg av marginalprising,
som betyr at høyeste aksepterte bud setter prisen alle
aktørene mottar. Imidlertid kan lokale nettforhold eller behov som oppstår etter klarering av
døgnmarkedet føre til at Statnett inngår spesialkjøp til en høyere pris enn marginalprisen.14
Automatiske sekundærreserver, også kalt Frequency Restoration Reserves Automatic (FRR-A)
kjøpes gjennom en ukentlig auksjon før handelen i kraftmarkedene åpner. I Norden blir det
anskaffet 300 MW FRR-A (105 MW i Norge) for tidspunkt med store lastendringer (morgen og
kveld). Anskaffelse av FRR-A er dermed dynamisk ved at det anskaffes reserver kun i timene der
frekvensproblemene normalt har vært størst. Sekundærreservemarkedet består av to produkter;
reservert kapasitet og aktivert energi. Reservert kapasitet er FRR-A som leverandørene stiller
tilgjengelig for aktivering. Aktivert energi er FRR-A som faktisk blir aktivert.
Prissettingen av reservert FRR-A kapasitet er lik som for FCR. Aktører får betalt marginalprisen, men
Statnett kan inngå spesialkjøp til høyere pris ved behov. Aktivert FRR-A følger i dag
regulerkraftprisen, som vil si at prisen på oppregulering FRR-A er lik prisen på oppregulering av
regulerkraft, mens nedregulering FRR-A har lik pris som nedregulering regulerkraft. Anskaffelsen av
FRR-A gjøres nasjonalt, men det jobbes med å etablere et felles nordisk marked for
sekundærreserver.15
13 Intraday Market. http://www.nordpoolspot.com/How-does-it-work/Intraday-market/ (Hentet: 04. august 2015).
14 Statnett (2013) "Vilkår for tilbud, aksept, rapportering og avregning i Marked for primærreserver".
15 Statnett (2014) "SMUP 2014-20".
Faktaboks 4: Systemkrav
Systemkrav for FCR-N i Norden er 600
MW der Norges andel er mellom 205-210
MW. Kravet for FCR-D er 1200 MW i
Norden der Norges andel er rundt 350
MW.
23. 23
Regulerkraft- og regulerkraftopsjonsmarkedet
Regulerkraft, også kalt Manual Frequency Restoration
Reserve (FRR-M), benyttes for å redusere ubalanser slik
at primær- og sekundærreservene kan frigjøres og
håndtere neste avvik. Regulerkraft brukes i tillegg til å
håndtere regionale flaskehalser. Flaskehalser oppstår
når overføringsnettet ikke er i stand til å overføre nok
elektrisk kraft mellom områder, noe som fører til
regionale prisforskjeller. Regulerkraft er manuelle
reserver med en aktiveringstid opp mot 15 minutter.
Mengden regulerkraft som anskaffes er betinget av den
dimensjonerende feilen, se faktaboks 5.
Handel av FRR-M skjer i det felles nordiske
regulerkraftmarkedet (RKM). Både forbrukere og produsenter kan by inn i RKM for å endre forbruk
eller produksjon, og budene kan endres inntil 45 minutter før driftstimen. Dersom Statnett ikke
disponerer tilstrekkelige effektreserver etter klarering, vil Statnett kunne gjøre vedtak overfor
aktørene etter FoS §12 fjerde ledd ("vanskelige
driftsforstyrrelser), der Statnett krever at all tilgjengelig
regulerytelse blir anmeldt i RKM. Budene havner i en
felles nordisk liste og aktiveres i henhold til
prisrekkefølge der den billigste reguleringsressursen
benyttes først, og alle budgivere mottar marginalprisen.
Faktaboks 6 gir en mer detaljert beskrivelse av
prissettingen i regulerkraftmarkedet.
Dersom markedet ikke gir en samfunnsøkonomisk
effektiv prissetting kan Statnett suspendere bud i RKM og
bruke anmeldt volum til gjeldende spotpris i området.16
Dette kan gjelde dersom det oppstår en flaskehals
mellom områder som skaper store prisforskjeller og gir
lokale leverandører incentiver til å legge inn bud over
marginalkostnaden. Dersom driftsmessige hensyn tilsier
det, kan Statnett også ta i bruk spesialregulering og
benytte bud fra RKM-lista uavhengig av prisrekkefølge.
Leverandøren vil da motta prisen som er meldt inn (pay-
as-bid), og Statnett dekker mellomlegg mellom RK-prisen
og produsentens bud. Minstekvantum for bud er 10 MW,
men for bud som er anmeldt etter vedtak i henhold til
FoS § 12 fjerde ledd, fastsettes minstekvantum lavere
enn 10 MW.
Aktørene må selv betale for egen ubalanse. Oppgjøret for produsenter i regulerkraftmarkedet
følger et toprissystem (Tabell 2), der avvik som går mot systembalansen straffes. Dersom en
16 Forskrift om Systemansvar i kraftsystemet (2002) § 11: https://lovdata.no/dokument/SF/forskrift/2002-05-07-448
(Hentet: 07. juli 2015).
Faktaboks 6: Prissetting i
regulerkraftmarkedet
Regulerkraftprisene fastsettes per
Elspotområde.
En regulering må ha vart i mer enn
ti minutter av timen for å være
prisbestemmende.
Ved oppregulering blir den dyreste
aktiverte frekvensreguleringen
prisbestemmende.
Ved nedregulering blir billigste
aktiverte reserve
prisbestemmende.
Ved frekvensregulering i begge
retninger, setter dominerende
reguleringsretning prisen basert på
netto energivolum i timen.
Dersom det er flaskehalser blir den
rimeligste ressursen som befinner
seg på riktig side av flaskehalsen
benyttet. Dette fører til ulik
regulerkraftpris mellom markedet.
Faktaboks 5: Dimensjonerende feil
Systemdriftsavtalen krever at
regulerkraften er tilstrekkelig for å
håndtere dimensjonerende feil i hvert
land. Dimensjonerende feil er det største
produksjonsutfallet eller bortfall av
import som systemet er dimensjonert for
å tåle, som for Norge er 1200 MW. I
tillegg sikrer Statnett 500 MW for å
håndtere regionale flaskehalser og
ubalanser.
24. 24
produsent produserer mer enn hva som er meldt inn i Elspot/Elbas og systemet er i underskudd
(behov for oppregulering), vil produsenten bli betalt spotprisen for sin overskuddskraft. En
produsent som produserer mindre enn det som er meldt inn blir imidlertid avkrevd RK prisen for å
dekke ubalansen. Siden RK prisen er høyere enn spotprisen ved oppregulering vil produsentene i
ubalanse i sum gå i minus. Dette gir incentiver for produsentene å være i balanse. Dersom systemet
er i overskudd og det er behov for nedregulering vil produsenter som har produsert for mye få
betalt RK-prisen, mens produsenter som har produsert for lite må betale spotprisen. Siden RK-
prisen alltid er lavere enn spotprisen når det er overskudd, vil produsenter som går mot
systembalansen straffes (overproduserer når det er behov for nedregulering), mens produsenter
som går med balansen ikke blir "belønnet". Aktørene vil i sum gå i minus grunnet deres ubalanse.17
Avviket fra produksjonsplan gir dermed Statnett en systeminntekt som i praksis bidrar til redusert
tariff for forbrukerne. Imidlertid vil systemkostandene ved spesialregulering være høyere, noe som
bidrar til økt tariff.
Forbrukere følger imidlertid en-prissystem, der aktørene betaler eller får betalt RK prisen uavhengig
av om de går med eller mot systembalansen. Kraftstasjoner med en samlet installert ytelse under
3 MW er også unntatt toprissystemet og avregningen behandles som forbruk etter en-
prissystemet.18
Tabell 2: Betaling for avvik mellom Elspot forpliktelse og faktisk produksjon eller forbruk.
Regulerkraftopsjonsmarkedet (RKOM) er et virkemiddel for å sikre tilstrekkelig mengde tilbudt
oppreguleringsressurser i RKM for å dekke nasjonalt behov.
RKOM er et kapasitetsmarked ved at tilbydere får betalt for
å garantere at de deltar i RK med oppreguleringsbud, enten
gjennom oppkjøring av produksjon eller nedkjøring av
forbruk. Statnett sikrer opsjonene i RKOM-sesong og
RKOM-uke. I RKOM-sesong kjøper Statnett opsjoner for
hele den forventede vintersesongen. Vintersesongen er en
høylastperiode med høye Elspotpriser som gjør at
produsenter har incentiv til å produsere maksimal effekt
uten mulighet til ytterligere oppregulering. Kjøp av
opsjoner i RKOM-uke tas ut fra en vurdering av
17 Ekspertutvalget om driften av kraftsystemet (2010) "Flere og riktigere priser – Et mer effektivt kraftsystem".
18 Forskrift om måling, avregning og samordnet opptreden ved kraftomsetning og fakturering av nettjenester § 5.2.
Faktaboks 7: RKOM Høykvalitet og RKOM
Med Begrensninger
I RKOM-markedet tilbys to ulike produkter:
"RKOM Høykvalitet" er uten begrensninger
på varighet eller hviletid, mens "RKOM Med
Begrensninger" kan inneholde
begrensninger på varighet og opptil 8
timers hviletid. Hviletid innebærer at en
tilbyder som får aktivert et bud får en pause
før neste bud kan bli aktivert.
25. 25
kraftsituasjonen, ut i fra prognoser på produksjon, forbruk, utveksling mot utlandet og mulige
flaskehalser. I RKOM-uke kan budgiver gi tilbud for opptil 8 uker fram i tid, der hver uke blir
behandlet separat og bud deles i dag og natt. Primært kriterium for aksept er tilbudspris der
høyeste aksepterte bud setter marginalprisen. Imidlertid kan lokale nettforhold føre til behov for å
hoppe over bud, og at behov for minimum volum av RKOM Høykvalitet gjør at det er behov for å
hoppe over bud av RKOM Med begrensninger (se faktaboks 7). Elspotområder får lik RKOM-pris når
det ikke forventes flaskehalser mellom områdene. Aksepterte effektvolum i RKOM skal være
tilgjengelig i RKM i den aktuelle perioden, og må være lik eller større enn forpliktelsen i RKOM.
Forpliktelsen i RKOM gjelder kun mellom kl. 5 og midnatt.
Oppsummering
Det nordiske kraftsystemet er synkronisert og kraftmarkedene er harmonisert. De nordiske TSO-
ene med ansvar for systemdriften er avhengige av velfungerende kraftmarkeder som understøtter
kraftsystemets utvikling. Det er altså en implisitt link mellom kraftsystemet og kraftmarkedenes
utforming, og endringer i kraftsystemet kan derfor bety at kraft- og reservemarkedene må justeres
eller endres slik at omsetningssystemene igjen tar hensyn kraftsystemets fysiske begrensninger. I
kapittelet som følger trekkes det frem to sentrale egenskaper ved Neste generasjon kraftsystem,
som vil sette sitt preg på kraftsystemet og som setter nye krav til kraft- og reservemarkedenes
utforming.
26. 26
3.Kraftsystemets stabilitet settes på prøve
Kraftmiksen i systemet endres
Hvis Norge skal nå sine nasjonale klimamål og internasjonale forpliktelser forutsetter det økt
produksjon fra fornybare energikilder. I Norge og Sverige skal det, gjennom el-sertifikatordningen,
realiseres 28,4 TWh fornybar produksjon innen 2020. Denne produksjonen vil hovedsakelig komme
fra vind- og småkraftverk. Danmark og Finland har også ambisiøse mål om å øke sin andel fornybar
produksjon. I tillegg vil det nordiske kraftsystemet - gjennom nye kabelforbindelser - bli tettere
integrert med det europeiske kraftsystemet med lignende politiske målsettinger. Den nye
produksjonsmiksen som vil prege det nordiske kraftsystemet vil både være mindre forutsigbar,
mindre regulerbar og ha begrensede og uforutsigbare muligheter til å tilby roterende masse. Figur
8 viser forventet utvikling i produksjonssammensettingen i det nordiske kraftsystemet fra 2012 til
2030.
Figur 8: Kraftproduksjon og etterspørsel i Norden i 2012 og forventet i 2020 og 203019.
Mindre presise prognoser i neste generasjon kraftsystem
Produksjon fra vind- og solkraft er preget av svært usikre produksjonsprognoser og det kan
være store avvik mellom planlagt og faktisk produksjon. Vind- og solkraftproduksjon er også
utsatt for høye variasjoner i produksjonsnivået fra en time til den neste; disse stokastiske
variasjonene er vanskelige å forutsi før driftstimen. Når andelen av energiforsyningen som
normalt varierer stokastisk fra en time til den neste øker, vil også virkningen av feilaktige
produksjonsprognoser øke20
.
De nye kraftprodusentene stiller med få eller ingen reserver
Prognosene til vind- og solkraftverk er svært usikre også tett opp mot driftstimen. Det
nordiske kraftsystemet vil derfor være svært avhengig av reserver fra andre
19 Statnett (2014) "SMUP 2014-20". Figuren hadde opprinnelig en feil i forbruket til Finland i 2012, men dette er rettet
opp i figuren som vises her.
20 ENTSO-E (2010) "Impact of increased amounts of renewable energy on Nordic power system operation", side 22.
27. 27
kraftprodusenter som raskt kan regulere sin egen produksjon, og sådan bidra til å justere
for avvik mellom produksjon og forbruk.
De nye kraftprodusentenes evne til å tilby rotasjonsenergi er begrenset og lite forutsigbar:
De fornybare kraftkildene bidrar i liten grad med roterende masse og reserver. Økt andel
vind- og småkraft i systemet kan dermed gi mindre totalt treghetsmoment, noe som kan
medføre større momentane frekvensavvik21
Produksjon fra uregulerbare produksjonsenheter påvirker altså kraftsystemet. Innfasingen av
uregulerbar produksjon vil forsterke de ubalansene som allerede preger det nordiske
kraftsystemet. Innfasingen av produksjonsenheter med manglende reguleringsevne, som f.eks.
små vannkraftverk vil også redusere den relative andelen av balansevirkemidler tilgjengelig for
avviksjustering.
Utenlandskabler fører til ubalanser
Det nordiske synkronsystemet er tilkoblet resten av Europa via flere likestrømsforbindelser (HVDC-
kabler). Det er i dag totalt 7940 MW overføringskapasitet over likestrømsforbindelser mellom det
nordiske synkronsystemet og kontinentet21
. Av dette kommer 2400 MW fra Norge, og innen 2020
er det vedtatt å bygge ut ytterliggere 2800 MW. Figur 9 gir en oversikt over overføringskapasiteten
fra det nordiske synkronsystemet til utlandet.
Kablene utgjør en enorm kapasitet og kan bedre norsk forsyningssikkerhet under tørrår. De nye
kablene har potensiale til å overføre systemtjenester mellom landene, f.eks. til å levere reserver.
Dette gjøres ved å reservere en del av kabelens kapasitet som da ikke omsettes i spotmarkedet.
Hvordan man best kan utnytte denne funksjonaliteten i praksis for at det skal være gunstig for
begge parter er under utprøving. Den nye kabelen Skagerrak 4 (SK4) til Jylland skal levere 100MW
systemtjenester i perioden 2015-2020 for rask opp- og nedregulering.21
Figur 9: Likestrømsforbindelser fra det nordiske synkronsystemet til andre områder, både eksisterende og planlagte21
.
21 Statnett (2014) "SMUP 2014-20".
28. 28
Ny utvekslingskapasitet medbringer hurtigere og større flytendringer. I dag er rampingrestriksjonen
satt slik at totalflyten til kontinentet maksimalt kan endres opp til 600 MW/time, og effekten ikke
kan endres hurtigere enn 30 MW/minutt per kabel.22
Dette tilsvarer en effektendring på
180MW/minutt med dagens kabler fra Norge, noe som kan være problematisk for systemdriften.
Flere kabler vil føre til ytterliggere utfordringer. Restriksjonene kommer av at det er forskjellige krav
og behov på hver side av kabelen, men det vurderes flere endringer for å øke utnyttelsen.
Kombinasjonen av store flytendringer og mindre forutsigbarhet i produksjonen gir flere ubalanser
og krever økt tilpasning før driftstimen. I tillegg vil de nye kablene til Storbritannia og Tyskland øke
den dimensjonerende feilen i Norge. Dette øker kravene til reserver, samt behovet for roterende
masse i systemet.
Dagens markedsløsninger er ikke adekvate
Kombinasjonen av uregulerbar kraftproduksjon og økt handelskapasitet mot utlandet over
likestrømsforbindelsene utfordrer det nordiske kraftsystemet. Ved mer produksjon fra ikke-
regulerbare produksjonsenheter og økt handelskapasitet mot kontinentet er det sannsynlig at
ubalansene i kraftsystemet vil øke. Samtidig vil økt import og uregulerbar kraft føre til flere perioder
der konvensjonelle magasinkraftverk ikke er i drift. Det kan da bli utfordrende å skaffe tilstrekkelig
volum av både frekvensstyrte reserver og regulerkraft, samt at bidraget til rotasjonsenergi
reduseres. Begrenset nedreguleringskapasitet er også blitt et større problem, og i perioder om
sommeren med lav last, høy import og mye uregulerbar produksjon har tilbud om nedregulering
nådd en kritisk lavt nivå22
.
I sum, kan disse utviklingene føre til en ytterligere svekkelse av frekvenskvaliteten, økte
systemkostnader, og en mer utfordrende og komplisert systemdrift.
De nordiske omsetningssystemene for kraft har fungert godt for driften av det eksisterende
kraftsystemet, men er ikke adekvate i møte med Neste generasjon kraftsystem. For å opprettholde
forsyningssikkerheten i fremtiden trengs det (markedsbaserte)ordninger som understøtter den
fysiske systemdriften. Det vil si ordninger som tillater innfasing av ny fornybar kraftproduksjon og
samtidig sikrer tilstrekkelige midler for håndteringen av strukturelle og stokastiske ubalanser. Slike
ordninger kan være ordninger som gir uregulerbare produksjonsenheter mulighet til å gi nøyaktige
prognoser, eller justeringer som sikrer en sammenkobling mellom kraftmarkedets tidsoppløsning
kraftsystemets drift og utforming. Slike markedsordninger kan bidra til å redusere ubalanser
allerede i planfasen. Tidligere reduksjon av systemubalanser vil være fordelaktig for systemdriften
og samtidig bidra til å holde systemkostnadene nede. Således bør det legges til rette for at
markedsaktørene, og særlig produsentene, i større grad skal kunne bidra til balanseringen av
produksjon og forbruk i Elspot og Elbas. Markedsjusteringer som legger til rette for at aktører kan
bidra med å redusere ubalanser i planfasen er et sentralt moment i EUs Network Codes23
.
Alternative markedsbaserte ordninger kan være ordninger som sikrer et tilstrekkelig nivå av
reguleringsmuligheter og rotasjonsenergi, også når andelen av konvensjonelle kraftverk reduseres.
Slike ordninger reduserer ikke nødvendigvis systemubalanser, men kan sikre at det er tilstrekkelige
midler for å kunne håndtere og justere for ubalansene.
22 Statnett (2013) "Søknad om konsesjoner for tilrettelegging av kraftutveksling med Tyskland og Storbritannia".
23 ENTSO-E (2014) Market Design Policy Paper.
https://www.entsoe.eu/Documents/Publications/Position%20papers%20and%20reports/140915_Market_Design_Polic
y__web.pdf (Hentet: 10. juli 2015).
29. 29
Utviklingene i kraftsystemet stiller altså nye krav til kraftmarkedenes utforming. I kapitlene som
følger foreslås det følgelig en rekke markedsjusteringer og nye markedsløsninger som kan bidra til
å:
- Redusere ubalanser i planfasen.
- Sikre tilstrekkelige tilgang på pålitelige effektreserver.
- Sikre at det til enhver tid er tilstrekkelige mengder rotasjonsenergi i systemet.
30. 30
4.Markedsjusteringer som demper ubalanser
Det er overveiende sannsynlig at ubalansene i det nordiske kraftsystemet vil øke. For å håndtere
de økte ubalansene er det nødvendig at det foretas justeringer i energi- og balansemarkedene.
Dersom stokastiske og strukturelle ubalanser reduseres allerede i planfasen vil det være en effektivt
bidrag til systembalansen. I følgende kapittel demonstreres det hvordan produksjonsglatting og
kvartersflytting øker både produsentenes og systemansvarliges fleksibilitet i planfasen, noe som
bidrar til å redusere ubalanser. Økt fleksibilitet er et effektivt virkemiddel for å redusere ubalanser
og det vurderes derfor, i dette kapittelet, andre markedsjusteringer som kan øke produsenters
fleksibilitet i regulerkraftmarkedet, Elspot og Elbas, og som sådan bidrar til systembalansen ved at
strukturelle og stokastiske ubalanser reduseres ytterligere i planfasen.
Økt fleksibilitet i planfasen
Krav til kvartersplaner og etablering av produksjonsglatting er tiltak som er innført for å håndtere
strukturelle ubalanser. Justerte krav for kvartersplaner implementeres 1. september 2015, og
gjelder all fleksibel kraftproduksjon som har produksjonsendringer over et timeskift større enn 200
MW. Krav til kvartersplaner er faste krav om fordeling av produksjonsendring ved timeskift i flere
trinn. Ved planlagte produksjonsendringer over 200 MW over et timeskift må opp/nedkjøring deles
i 3 like trinn, med 1/3 av endringene 15 minutter før timeskift, 1/3 på timeskift og 1/3 15 minutter
etter timeskift. Ved produksjonsendringer over 400 MW over et timeskift, deles opp/nedkjøring i
fire like trinn med ¼ av endringen 30 minutter før timeskift, ¼ 15 minutter før timeskift, ¼ 15
minutter etter timeskift og ¼ 30 minutter etter timeskift. 24
Produksjonsglatting og produksjonsflytting reduserer de strukturelle ubalansene ved å fremskynde
eller utsette tidspunktet for produksjonsstart. Produksjonsglatting er en frivillig ordning som ble
innført juni 2015. Aktørene som deltar her leverer produksjonsglatting på bestilling fra Statnett i
stedet for kvartersplaner i henhold til faste krav. Aktørene som deltar i produksjonsglatting må ha
jevnlige produksjonsendringer (minst ukentlig) på over 200 MW over timeskift pr. prisområde. Etter
at aktørene har sendt inn produksjonsplanene sine for neste driftsdøgn, analyserer Statnett
behovet for produksjonsglatting for alle timer i neste døgn. Deretter sender Statnett bestilling av
produksjonsglatting til aktørene som enten aksepterer Statnetts tilbud eller gjør eventuelle
justeringer på bestillingen. Deretter skal aktørene holde Statnett løpende oppdatert om eventuelle
justeringer inntil 45 minutter før driftstimen.
Bestilt produksjonsglatting må ses i sammenheng med aktørenes forpliktelser for levering av
reserver. Produksjonsglatting må ta hensyn til FCR-forpliktelser, FRR-A kapasitet, og RK-bud.
Energiavvik som skyldes produksjonsglatting kompenseres med beste pris av spotpris og RK-pris.25
Systemansvarlig bruker produksjonsflytting for å utsette eller framskynde planlagt produksjon med
inntil 15 minutter (se Figur 10). Produksjonsflytting er ikke frivillig og eventuelle tap dette påfører
produsenten skal betales av systemansvarlig. Dagens manuelle rutiner for produksjonsflytting
legger begrensninger på omfanget som kan håndteres, og automatisk produksjonsflytting som
24 Statnett (2015) "Krav til kvartersplaner ved store produksjonsendringer: Nye krav til kvartersplaner gjeldende fra
1.9.2015".
25 Statnett (2015) "Produksjonsglatting: Vilkår for deltakelse, håndtering og kompensasjon".
31. 31
beregner og bestiller produksjonsflytting vurderes på sikt. Dette vil føre til mindre manuelt arbeid
for landssentralen og vil kunne optimalisere prosessen.
Finere tidsoppløsning i alle markeder reduserer strukturelle ubalanser
Finere tidsoppløsning i regulerkraftmarkedet
Som en videreutvikling av regelverket for kvartersplaner vil kvartersprodukter i
regulerkraftmarkedet være sannsynlig på mellomlang sikt.26
En utfordring med at effektkvantum
for bud i RK har timesoppløsning er at Landssentralen ikke har full oversikt over hvorvidt alt
kvantumet som er meldt inn er tilgjengelig hele timen. For eksempel kan et bud på 50 MW over
timen i realiteten være fordelt på 25 MW de første 30 minutter og fullt budvolum de resterende.
Første steg mot kvartersoppløsning i RKM kan innføres ved at aktører som deltar i
produksjonsglatting eller kvartersplaner kan sende inn fire differensierte verdier av RK-volum per
time. Andre aktører leverer inn fire like verdier per time. Det er inntil videre kun en pris per time,
men en framtidig implementering av kvartersoppløsning vil føre til at alle aktører legger inn
kvartersbud slik at det blir ulik pris innenfor timen.
Landssentralen vil dermed få en bedre oversikt over hvor mye regulerkraft som faktisk er
tilgjengelig i løpet av timen, noe som gjør avvik mellom produksjon og forbruk lettere å håndtere.
Samtidig kan kvartersbud og kvarterspriser gi aktørene bedre prissignal basert på tilbud og
etterspørsel i løpet av timen, noe som kan redusere Statnetts kostnader til reserver.
En utfordring med å innføre kvartersoppløsning i regulerkraftmarkedet er at det kreves nordisk
enighet. Regulerkraftressurser fra de ulike nordiske landene har svært forskjellig aktiveringstid.
Mens de norske ressursene har en svært rask oppkjøringstid, kan enkelte av de danske budene ta
opp mot 20 minutter å aktivere. En omlegging til kvartersoppløsning kan dermed favorisere norske
produsenter, noe som er komplisert å få gjennom på nordisk nivå. Samtidig er det lite
26 Rapport fra systemansvarlig, Statnett 2015.
Figur 10: Med produksjonsflytting kan systemansvarlig utsette eller fremskynde planlagt produksjon inntil 15 minutter.
Dette bidrar til å redusere de strukturelle ubalansene.
32. 32
hensiktsmessig å utestenge aktører fra RK-markedet siden mindre konkurranse kan føre til høyere
priser i RK-markedet og dermed høyere kostnader for aktører som har ubalanser.
For å håndtere trege aktiveringsbud ved en kvartersoppløsning må Landssentralen i samarbeid med
de andre TSO-ene allerede før driftskvarteret gi beskjed om hvilken opp- eller nedreguleringspris
de legger seg på. Dette gir trege budgivere mulighet til å starte oppkjøring tidlig. Det er imidlertid
et tungvint system siden Statnett først må diskutere med SvK, deretter informere de danske og
finske TSO-ene før de igjen må ringe opp sine aktører. Dette er en tidkrevende prosess som vil bli
svært tungvinn dersom det innføres kvartersoppløsning. Behovet for elektronisk aktivering av RK-
bud vil dermed bli enda større med en slik ordning, og det arbeides allerede med å implementere
elektronisk aktivering i Landssentralens regulerings- og markedssystem (LARM) som skal være klart
innen 2017.27
Tabell 3 oppsummerer styrkene og svakheten ved forslaget om kvartersoppløsning i RK-markedet.
Kvartersoppløsning er et svært godt tiltak for å motvirke strukturelle ubalanser, og det bør dermed
arbeides for å implementere tiltaket så snart som mulig. Selv om tiltaket kan møte noe motstand
fra de andre nordiske landene bør juridisk og politisk uenighet i lengden vike for tekniske behov.
Det forventes dermed at kvartersoppløsning i regulerkraftmarkedet vil innføres i løpet av de
nærmeste årene.
Vurderingskriterium Vurdering
Bidrag til
systembalansen
+ Effektiviserer håndtering av strukturelle ubalanser.
Kostnader + Effektiviserer utnyttelsen av ressurser og reduserer
reservekostnadene.
+ Bedre tilpasning ved store produksjonsendringer er en
sentral forutsetning for å oppnå en effektiv utnyttelse av
likestrømskablene.
- Krever endringer i IT-systemer for Statnett og aktører.
Klimamål + Forbedret håndtering av strukturelle ubalanser legger til
rette for ny fornybar produksjon og utenlandshandel, som
er i samsvar med Norges og EUs klimamål.
Kompleksitet - Må gjennomføres på nordisk nivå. Kan bli krevende politisk.
- Kan bli utfordrende å integrere trege leverandører i et
kvartersmarked.
- Medfører noen administrative endringer for produsenter
(anmelding av bud) og Statnett (avregning og aktivering).
Anbefalinger Statnett anbefales sterkt å jobbe for å innføre finere tidsoppløsning i
det nordiske RK-markedet.
Tabell 3: Vurdering av kvartersoppløsning i RK-markedet.
27 Statnett (2014) "SMUP 2014-20".
33. 33
Finere tidsoppløsning i energimarkedene
På lengre sikt er det ønske om å introdusere 15 minutters tidsoppløsning i energimarkedene.27
I
første omgang er kvartersoppløsning mest aktuelt i reservemarkedene og Elbas, men
kvartersoppløsning i Elspot kan også være en løsning på lang sikt28
.
Figur 11: Resultatet av å innføre høyere tidsoppløsning. Grafen til venstre viser timesbasert oppløsning og grafen til
venstre viser kvartersoppløsning. Det blå området illustrerer effektubalansen mellom forbruk og produksjon.27
Figur 11 viser sammenhengen mellom strukturelle ubalanser og tidsoppløsning i energimarkedene.
Med dagens tidsoppløsning oppstår det store energiavvik rundt timeskiftet, og innføringen av
kvartersoppløsning vil føre til hyppigere, men betraktelig mindre avvik i løpet av driftstimen.
Dersom kvartersoppløsning innføres i Elbas vil de strukturelle ubalansene reduseres.
Kvartersoppløsning tillater aktører å balansere produksjonsvariasjon innad i timen før selve
driftstimen. I motsetning til kvartersoppløsning i reservemarkedene gjør denne løsningen det mulig
for aktørene selv å bidra til reduseringen av ubalanser, noe som er ønskelig ifølge EUs
kraftmarkedspolitikk29
. Utviklingen på kontinentet tilsier at det mest sannsynlig vil innføres
kvartersoppløsning i kraftmarkedene, og det er derfor viktig at Norden innfører en lik
tidsoppløsning slik at kraftutvekslingen mellom landene blir optimalisert. Det er for eksempel
allerede innført kvartersoppløsning i intradagsmarkedet til Tyskland, som vil kobles tettere sammen
med Norden i fremtiden30
.
En finere tidsoppløsning i kraftmarkedene gir systemansvarlig mer detaljert informasjon over
effektbalansen i driftstimen, og Statnett kan dermed planlegge bruken av produksjonsglatting og
regulerkraft mer presist. En kvartersoppløsning i Elspot sees på som en mer langsiktig løsning fordi
forbrukssiden må involveres i større grad, og avregningsmetodene må endres. Det har ingen
hensikt at produsentene byr inn kvartersverdier, hvis aktørene på forbrukssiden melder inn
konstant forbruk over timen. Da denne endringen ventes å komme senere enn kvartersoppløsning
i RK er det ventet at flere produsenter allerede har tilrettelagt for kvartersverdier.
Selv om en finere tidsoppløsning i energimarkedene vil ha en positiv effekt på håndteringen av
ubalanser, innebærer denne ordningen også at andelen produkter per døgn øker fra 24 (med
28 Statnett (2014) "Rapport fra Systemansvarlig: Om kraftsystemet i Norge 2014".
29 ENTSO-E (2014) "Market Design Policy Paper".
30 Elforsk (2014) "Further development of Elspot".
34. 34
timesoppløsning) til 96 produkter (med kvartersoppløsning). Dette øker kompleksiteten i
algoritmen for markedsklarering. Det krever mer informasjon fra aktørene, og hyppigere
kalkulasjoner øker beregningstiden. På sikt antas det likevel at utviklinger og forbedringer innenfor
automatikk og IKT-systemer vil forenkle kalkulasjon- og informasjonsprosesser. Økt antall
produkter burde derfor ikke ses på som en begrensende faktorer i vurderingen og gjennomføringen
av denne markedsendringen.
Fordelene og ulempene ved en finere tidsoppløsning er oppsummert nedenfor i Tabell 4. For
Statnett som systemansvarlig vil finere tidsoppløsning i energimarkedene være fordelaktig da det
bidrar til å redusere strukturelle ubalanser. For produsenter og forbrukere vil imidlertid en
kvartersoppløsning medbringe mer informasjon fra aktørene, samt potensielt et behov for å
oppgradere eller installere nye måleinstrumenter som håndterer mer dataoverføring og hyppigere
målinger.
Vurderingskriterium Vurdering
Bidrag til
systembalansen
+ Reduserer strukturelle ubalanser.
+ Mer detaljert informasjon om produksjon og forbruk gjør det
enklere for Statnett å justere for ubalanser.
Kostnad - Det må påregnes noe kostnader for tekniske oppgraderinger.
+ Reduksjon av ubalanser bidrar til reduserte systemkostnader.
Klima + Ved å redusere strukturelle ubalanser kan fornybar energi
bedre integreres uten at driftssikkerheten svekkes for mye.
Kompleksitet - Vil føre til flere kalkulasjoner og målinger.
- Må harmoniseres på nordisk nivå.
Anbefalinger Det anbefales at Statnett i første omgang jobber for kvartersoppløsning
i Elbas.
Tabell 4: Fordeler og ulemper ved innføring av finere tidsoppløsning i energimarkedene
Stokastiske ubalanser
Utsettelse av klarering i Elspot
For å kunne håndtere de usikre prognosene fra uregulerbar kraftproduksjon er det foreslått å
utsette tidspunktet for klarering i Elspot, slik at auksjonen avsluttes nærmere driftsdøgnet.
Hensikten bak en utsettelse av klareringstidspunktet er å gi uregulerbare kraftaktører, som for
eksempel vindkraft, muligheten til å lage bedre prognoser før de byr inn i spotmarkedet.
Skiftende værforhold gjør det utfordrende å forutsi kraftproduksjonen, og analyser viser at selv 3-
4 timer før driftstimen er prognosene til produsentene særdeles usikre31
. Tidspunktet for klarering
må dermed settes nesten helt opptil driftstimen for at utsettelsen skal ha noen effekt.
Selv om det vil være gunstig for uregulerbare kraftprodusenter å kunne fastlegge produksjonen så
nærme driftstimen som mulig, vil en utsettelse av sluttauksjonen kunne ha negative innvirkninger
for aktørene som må ha tid til å planlegge neste dags drift. Det må være tilstrekkelig tid til å beregne
resultatene fra markedsklareringen, og distribuere disse til samtlige aktører, slik at de rekker å
agere før driftstimen, samt for systemansvarlig til å planlegge drift.
31 Elforsk (2014) "Further development of Elspot".
35. 35
Videre vil en utsettelse av klarering i Elspot resultere i et kortere intradagsmarked, noe som kan
minke likviditeten i Elbas, og i verste fall gjøre Elbas til et overflødig marked. Dette vil også påvirke
andre markeder, som innkjøp av de reservene som kjøpes inn etter spot. Utsettelse av klarering i
Elspot kan således ha en negativ effekt på det helhetlige markedet, og markedsendringen har derfor
uintenderte konsekvenser.
Fordeler og ulemper ved å utsette klareringstidspunktet i Elspot er samlet i Tabell 5. Selv om denne
markedsjusteringen har som formål å gi uregulerbare kraftprodusenter muligheter til å gi mer
presise prognoser når de byr inn i Elspot, vil klareringstidspunktet måtte settes veldig nærme
driftstimen for at det skal ha noen effekt. Dette vil kunne redusere likviditeten i Elbas og ha en
negativ påvirkning på innkjøp av reserver, endringen vurderes derfor som lite hensiktsmessig.
Vurderingskriterium Vurdering
Bidrag til
systembalansen
Ingen klar påvirkning på systembalansen, da det er uklart om
løsningen endrer den totale likviditeten i markedet.
Kostnad + Ingen klar kostnad.
Klima + Kan gi bedre konkurransevilkår for uregulerbare
kraftprodusenter.
Kompleksitet - Kan komplisere fastsettelsen av priser
- Systemansvarlig og aktører får mindre tid til å planlegge neste
dags drift.
- Forkorter intradagmarkedet.
- Statnett har begrenset myndighet ovenfor Elspot.
Anbefalinger Statnett anbefales ikke å arbeide for en utsettelse av klareringen i
Elspot.
Tabell 5: Fordeler og ulemper ved å utsette klareringen til Elspot.
Sluttauksjon i Elbas kan være hensiktsmessig på sikt
Handel i Elbas er preget av lite likviditet og lite handel rett før driftstimen. Et forslag for å øke
likviditeten nærmere driftstimen er å kombinere den kontinuerlige handelen med en avsluttende
auksjon før hver driftstime. En sluttauksjon vil fungere på lik linje med markedsklarering i Elspot.
Aktører legger inn bud opp til en time og et kvarter før driftstimen. Basert på disse budene beregner
NordPool en uniform markedspris der tilbuds- og etterspørselskurven møtes.
Målet med en sluttauksjon er å konsentrere likviditeten nærmere driftstimen og dermed gjøre
handel i Elbas mer attraktivt for uregulerbare produsenter, hovedsakelig for sol- og
vindkraftprodusenter. Fordi prognosene for vind- og solkraft er svært varierende vil faktisk
produksjon avvike fra produksjonen solgt i Elspot. Disse ubalansene må rettes opp i enten Elbas
eller regulerkraftmarkedet. For systemdriftsansvarlig er det en fordel at aktørene handler seg i
balanse før driftstimen slik at behovet for å justere ubalanser gjennom regulerkraft i driftstimen
reduseres. Siden værprognosene er mest presise nærmere driftstimen, er det optimalt for vindkraft
å handle seg i balanse så nærme driftstimen som mulig.32
Dersom tiltaket fører til at flere
vindkraftprodusenter handler seg i balanse før driftstimen vil det redusere de stokastiske
32 Elforsk, "Further development of Elspot".
36. 36
ubalansene. Om det faktisk vil skje avhenger av hvordan aktørene vil reagere på denne
markedsendringen.
Vindkraft har i dag små incentiver til å handle seg i balanse i Elbas. Likviditeten i Elbas er lav, noe
som ikke alltid sørger for en effektiv og transparent prissetting. Å handle i Elbas krever store
ressurser og det benyttes i dag kun av de største vindkraftprodusentene. Den lave likviditeten fører
også til store prisvariasjoner for samme produkt, noe som gjør at det kreves kostnadskrevende
markedsovervåkning for å identifisere de beste prisene33
. I tillegg blir vindkraftprodusenter i
begrenset grad straffet for avvik i forhold til sin handel i Elspot. Alle vindkraftstasjoner med samlet
ytelse over 3 MW skal følge toprissystemet. Imidlertid kan en vindkraftprodusent delvis unngå
topriskostnadene dersom den rapporterer nye og bedre produksjonsplaner nærmere driftstimen.
Den fysiske ubalansen blir ikke eliminert, men deler av den flyttes over til en-prisavregning samtidig
som TSOen får bedre produksjonsplaner34
. Kostnadene for vindkraftaktører for ikke å handle seg i
balanse er dermed små, noe som blir forsterket av de relativt lave regulerkraftprisene i Norden.
En eventuell sluttauksjon kan ha flere positive effekter for incentivene til vindkraftaktører. Å
kontinuerlig justere handelen i Elbas grunnet endrede værprognoser er sub-optimalt og fører til
unødvendig handel35
. Ved å konsentrere handelen på et tidspunkt for hver driftstime kan
transaksjonskostnadene reduseres og mer aktivitet oppmuntres. Samtidig vil den uniforme
markedsprisen som sluttauksjon skaper redusere behovet for kontinuerlig markedsovervåking.
Dersom sluttauksjon fører til økt likviditet rett før driftstimen kan også prissettingen bli mer effektiv
og transparent.
Med liten likviditet i intradagmarkedet kan store handler påvirke prisen betydelig. Aktører med
store volum deler dermed opp sine bud i flere enheter for å redusere effekten på pris35
. Naturlige
motparter til vindkraft som vannkraftprodusenter vil dermed ikke konsentrere handelen rett før
driftstimen i dagens kontinuerlige handel. Imidlertid er det et spørsmål om hvorvidt økt likviditet
før driftstimen ikke også kan oppnås med kontinuerlig handel. Dersom vindkraftaktører virkelig
ønsket å handle seg i balanse rett før driftstimen så burde fleksible vannkraftprodusenter kunne
tilpasse seg etterspørselen og sørget for tilstrekkelig tilbud og likviditet. Det er dermed uklart
hvorvidt en trenger sluttauksjon for å oppnå dette.
Sluttauksjon kan også ha noen negative konsekvenser. Dersom likviditeten øker rett før driftstimen,
vil likviditeten reduseres i den kontinuerlige handelen tidligere på dagen. Kontinuerlig handel gjør
det mulig for deltakere å handle når de forventer gevinst ved handel. Enkelte vindkraftaktører kan
vurdere det fordelaktig å handle seg i balanse tidligere på dagen når de har mer risiko på
værprognoser, men mindre risiko for pris. Enkelte termiske produsenter som trenger lengre tid på
å regulere vil kanskje også delta mindre i Elbas-markedet. Dersom disse trege kraftverkene kunne
tilbudt balansering til lavere kostnader enn markedsklareringsprisen, kan de overordnede
balanseringskostnadene øke35
. Det er umiddelbart heller tvilsomt hvor stor effekt dette vil ha i det
nordiske markedet da disse kraftprodusentene ikke spiller en stor rolle i Elbas i dag.
Sluttauksjonen vil heller ikke endre hovedutfordringen for likviditet i Elbas, nemlig at det er få
incentiver for vindkraftprodusenter å handle seg i balanse. Det hadde vært mulig å endre
avregningen av vindkraftaktører slik at de ikke hadde muligheten til å unngå to-prising av ubalanser
gjennom å sende inn oppdaterte produksjonsplaner. En fare ved en slik endring er imidlertid at
33 Scharff. Richard & Amelin. Mikael (2015). "Trading behavior on the continuous intraday market Elbas".
34 Kristian Lund Bernseter, (07.08.15), korrespondanse på e-post
35 Elforsk, Further development of Elspot
37. 37
vindkraftaktører får mindre incentiv til å sende inn oppdaterte produksjonsplaner slik
systemdriftsansvarlig har mindre oversikt over planlagt produksjon. De negative konsekvensene for
systemdriften vil sannsynligvis mer enn veie opp for eventuell økt handel i Elbas. For at det skal
lønne å handle i Elbas må prisen være såpass mye mer gunstig enn den forventede
regulerkraftprisen at den dekker transaksjonskostnadene33
. Per dags dato er regulerkraftprisen
såpass lav at straffen for å ikke handle seg i balanse ikke vil være stor selv med innstramning av to-
prisavregningen. Et slikt tiltak kan vurderes dersom likviditeten i Elbas øker, og regulerkraftprisen
er såpass høy at det lønner seg betydelig å handle seg i balanse før driftstimen.
Den fremtidige økte andelen av vind- og solkraft kan føre til at flere er interessert i å delta i Elbas
for å balansere produksjonen sin. Aktiviteten i Elbas kan også forbedres gjennom integrasjon med
andre land som også har en stor andel vind- og solkraftproduksjon, særlig Tyskland. Regulerkraft i
disse landene er ofte dyrere enn i Norden, noe som øker incentiver for å handle seg i balanse
tidligere. Når antall ufleksible aktører i markedet øker, vil da også andelen fleksible tilbydere øke.
Spesielt er den fleksible vannkraften i Norden ettertraktet av utenlandske kraftprodusenter som
må ha muligheten for å balansere produksjonen sin ofte i løpet av driftsdøgnet. Elbas kan dermed
bli et ideelt marked for utenlandske vind- og solkraftprodusenter som vil handle kraft nærme
driftstimen.
Når det er flere aktører som har interesse av å handle i Elbas er det mer aktuelt å iverksette tiltak
som kan legge til rette for økt likviditet før driftstimen. Uten sluttauksjon kan det være risikabelt
for aktører å utsette handelen til rett før driftstimen, fordi de ikke har informasjon om det vil være
nok tilbydere. Innføring av sluttauksjon kan redusere kostnader og overkomme det kollektive
handlingsproblemet ved å øke sannsynligheten for at det er nok likviditet før driftstimen. Suksessen
til tiltaket er betinget av hvordan aktørene selv vil reagere på endringen. Det kreves dermed videre
utredning gjennom markedssimuleringer og dialog med produsenter før en endelig konklusjon kan
tas. De utredede fordelene og ulempene av å innføre en sluttauksjon er presentert i Tabell 6.
Vurderingskriterium Vurdering
Bidrag til
systembalansen
+ Med konsentrert likviditet nærmere driftstimen, har særlig
vindkraft bedre muligheter til å handle seg i balanse når
værprognosene er mer sikre. Dette kan redusere de stokastiske
ubalansene.
Den totale likviditeten i dagens Elbas er for lav til at en
sluttauksjon vil ha noen påvirkning på aktørenes handel. Lave
RK-priser fortrenger handel i Elbas.
Kostnad + Kan minimere handelskostnadene til aktørene ved å bare
handle kraft én gang for hver driftstime.
- Prisen kan være høyere ved sluttauksjonen hvis det er høy
etterspørsel.
Klima Kan legge til rette for mer fornybar kraftproduksjon, men er
usikkert.
Kompleksitet + Aktørene kan lettere planlegge handel når det er likviditet i
Elbas.
38. 38
- Må ha to systemer som har oversikt over prisene fra den
kontinuerlige handelen og den uniforme prisen fra
sluttauksjonene.
- Statnett har ikke direkte myndighet over markedsutformingen
i Elbas
Anbefalinger En sluttauksjon i Elbas kan være et aktuelt fremtidig tiltak, men må
utredes nærmere.
Tabell 6: Positive og negative effekter av å innføre en sluttauksjon i Elbas.
Kapitteloppsummering:
De overnevnte markedsjusteringene kan bidra til å redusere de stokastiske og strukturelle
ubalansene som det nordiske kraftsystemet står overfor. Kvartersplaner, produksjonsglatting og
produksjonsflytting er systemkrav og tjenester som allerede er iverksatt for å dempe de strukturelle
ubalansene som oppstår ved timeskift. En finere tidsoppløsning i energi- og reservemarkedene er
også justeringer som har en klar positiv effekt på frekvensstabiliteten, og det antas at
kvartersoppløsning vil innføres på kort sikt i regulerkraftmarkedet og på litt lengre sikt i Elbas.
De stokastiske ubalansene kan potensielt reduseres ved å utsette klareringen av Elspot, ved at det
gir uregulerbare kraftprodusenter mulighet til å gi mer presise prognoser. Men for at prognosene
skal bli gode nok må klareringen settes så nærme driftstimen at det medfører flere ulemper enn
fordeler, og en utsettelse av klarering i Elspot er derfor en lite hensiktsmessig justering.
En sluttauksjon i Elbas bør vurderes når det er tilstrekkelig antall aktører som har incentiver til å
handle seg i balanse i intradagsmarkedet. Effekten av tiltaket er imidlertid svært avhengig av
hvordan aktører tilpasser seg endringen og må utredes nærmere gjennom dialog med
produsentene.
De utredede markedsjusteringene vil være med på å dempe de økende ubalansene som kommer
med Neste generasjon kraftsystem, men mange av tiltakene må harmoniseres i Norden og vil derfor
være langsiktige løsninger. Det bør derfor vurderes å innføre tiltak som ikke bare reduserer
ubalanser, men som bidrar til en effektiv håndtering av ubalansene. Med økt uregulerbar kraft og
mellomlandsforbindelser kommer ubalansene til å være store og det vil være essensielt å kreve
tiltak for å optimere framtidige anskaffelser av reserver som kan benyttes for å justere for
ubalanser.
39. 39
5.Markedsjusteringer som bidrar til å sikre tilstrekkelig
tilgang på reserver
Økte ubalanser må håndteres gjennom effektive anskaffelser av reserver. Behovet for økning av
automatiske reserver som følge av økt utvekslingskapasitet er beregnet til å være 10 % av
forbindelsens kapasitet36
. Samtidig vil de nye kablene til Tyskland og Storbritannia på 1400 MW per
kabel øke kravet om reserver, for å håndtere økningen i dimensjonerende feil, fra 1200 MW til 1400
MW.37
Det kan derfor være nødvendig å foreta justeringer i reservemarkedene for å sikre at
reserver og annen regulerkraft ikke bare prises, men at det også sikres tilstrekkelig tilgang. I
kapittelet som følger vurderes det hvorvidt økt harmonisering og flernasjonale markeder,
hyppigere og koordinerte innkjøp av automatiske reserver, og flere deltakere og nye produkter i
regulerkraftmarkedet, kan bidra til å sikre tilstrekkelige tilgang på reserver og redusere
systemkostnadene. Det vurderes også hvorvidt det er nødvendig å legge til rette for at småkraft og
vindkraft skal kunne tilby balansetjenester.
Markedsjusteringer
Hyppigere og koordinerte innkjøp av automatiske reserver
For reservemarkedene generelt går det i retning av oftere innkjøp, flere produkter og koordinerte
anskaffelser av ulike typer reserver. Mens automatiske sekundærreserver (FRR-A) nå anskaffes
ukentlig vil det være fordelaktig med daglige innkjøp nærmere spotmarkedet. FRR-A kan da
anskaffes kvelden før spotmarkedet klareres og to dager før levering. For å handle FRR-A over
landegrenser er det nødvendig å beregne hvor mye overføringskapasitet som skal reserveres før
handelen i Elspot åpner. Alternativkostnadene ved å reservere kapasitet vekk fra handel i Elspot er
betinget av Elspotprisen. Jo nærmere klarering av Elspot anskaffelsen av FRR-A skjer, jo mer presis
blir prisprognosene og jo mer presis blir beregning av alternativkostnadene. Dette vil gjøre handel
med FRR-A mer samfunnsøkonomisk effektiv. I tillegg må produsenter i ukesmarkedet forplikte seg
til å holde kapasitet tilgjengelig på en gruppe aggregater hele den neste uken.38
Ved innføringen av
daglige innkjøp vil denne forpliktelsen falle bort, noe som kan redusere kostnadene for FRR-A.
Det er også aktuelt å koordinere anskaffelsestidspunkt og blokkstørrelse for FRR-A med FCR
(primærreserve). Kostnaden for å garantere en reserve kan være avhengig av om aktøren også skal
levere andre reserver. Det vil dermed være hensiktsmessig å koordinere anskaffelser av ulike typer
reserver, og dermed flere reserver fra samme aktør. Dette kan gi økt effektivitet hos leverandørene
som kan optimere produksjonsparken for å kunne levere reservene.
Tabell 7 oppsummerer styrker og svakheter til forslagene. Kostnadene ved å implementere disse
tiltakene ser ut til å være håndterbare, samtidig som de kan redusere kostnadene ved anskaffelsene
av FCR og FRR-A. Det blir dermed anbefalt at Statnett bør arbeide for å implementere forslagene i
løpet av kort tid.
36 Statnett (2013) "Søknad om konsesjon for tilrettelegging av kraftutveksling med Tyskland og Storbritannia".
37 Statnett (2014) "SMUP 2014-20".
38 Lindberg E. (2014) "Automatisk frekvensregulering i det nordiske kraftnettet", NEF Teknisk møte 2014.
40. 40
Vurderingskriterium Vurdering
Forsyningssikkerhet Daglige innkjøp av FRR-A
+ Mer effektiv handel og lavere kostnader kan gjøre det mulig å
anskaffe FRR-A for flere tidsperioder.
Koordinerte anskaffelser av FCR og FRR-A
+ Lavere kostnader grunnet koordinerte anskaffelser kan gjøre
det mulig å anskaffe FRR-A over større deler av dagen og
dermed øke forsyningssikkerheten.
Kostnader Daglig innkjøp av FRR-A
+ Vil gjøre beregningen av alternativkostnaden mer presis, og
dermed handelen av FRR-A mer samfunnsøkonomisk effektiv.
- Vil medføre noen økte administrasjonskostnader for aktørene
og Statnett.
Koordinerte anskaffelser av FCR og FRR-A
+ Kan redusere kostnadene for leverandørene.
Kompleksitet Daglige innkjøp av FRR-A
- Vil føre til håndterbare endring av rutiner på Landssentralen.
Koordinerte anskaffelser av FCR og FRR-A
+ Vil gi en forenkling for leverandøren.
- Noen endringer i IT-systemer og rutiner hos Landssentralen.
Klimamål - Liten effekt.
Anbefaling Statnett bør innføre de foreslåtte tiltakene på kort sikt.
Tabell 7: Konsekvenser av forslagene til forbedring av FCR og FRR-A.
Flere deltakere og nye produkter i regulerkraftmarkedet
For regulerkraftmarkedet vurderes det nye produkter for å øke volum og antall budgivere. Det er
nordisk enighet å redusere kravet om minimum budvolum fra dagens nivå på 10 MW. I første
omgang er 5 MW mest aktuelt, men det kan senere gå ned til 1 MW. Av praktiske grunner er dette
betinget av at det innføres elektroniske aktivering av RK-bud, som innebærer at Landssentralen ikke
må ringe opp leverandørene manuelt. Et pilotprosjekt for dette vil gjennomføres i Norge i løpet av
2015. Det siktes på å implementere elektronisk aktivering innen 2017.39
Redusering av minstevolum
kan øke likviditeten i markedet med flere bud og lavere kostnader. Det kan i teorien også legge mer
til rette for småkraft, men det krever kostbare styringssystem som få småkraftverk har.
For å sikre nok nedreguleringsressurser er det aktuelt å innføre RKOM nedregulering for
sommerhalvåret. Dette vil gi regulerbare magasinkraftverk større incentiver for å drifte i
lavlastperioder. Det kan imidlertid være noen uheldige bieffekter ved dette. Magasinkraftverk som
har fått tilslag i RKOM-ned må kjøre produksjon og levere energi til Elspotmarkedet. Mange av disse
kraftverkene ville ellers ha spart vannet til vinteren. Kraftverket vil dermed kunne by inn i spot
lavere enn marginalkostnaden ved produksjon og presse Elspotprisen enda lavere fra et allerede
lavt nivå. Å introdusere lite prissensitive aktører i markedet kan ha negative konsekvenser for
39 Statnett (2014) "SMUP 2014-20".
