Värdet av flexibilitet för elsystemet

Transkript

1 Värdet av flexibilitet för elsystemet Niclas Damsgaard

2 Huvudsakliga utmaningar för kraftsystemet Utmaningar Systemstabiliteten utmanas av minskande svängmassa och distribuerad produktion Balanseringen måste klara en lägre andel planerbar produktion Nätkapacitet under omställningen, pågående storstadstillväxt och en samtidig förnyelse av nätet Effekttillräcklighet stora strukturella förändringar i produktionsledet

3 Agenda > Värde för systemstabilitet > Effekt och nätkapacitet

4 Ett förändrat kraftsystem ger nya utmaningar Frekvenskvaliteten i Norden har gradvis försämrats > Mer förnybar production ger mer frekventa, mindre förutsägbara och större obalanser inom drifttimmen. > Fler HVDC förbindelser och mer frekventa förändringar i flöden över landsgränserna > Stängning av termiska kraftverk ger minskad inertia > Flaskhalsar mellan och inom budområden förhindrar effektivt utnyttjande av flaskhalsar för balansering mellan områden

5 Demand side engagement Implicit DR Gate closure Explicit DR

6 Demand side engagement Implicit DR Gate closure Explicit DR

7 FCR, afrr, manuella reserver

8 Marknader - tidslinje Föregående vecka D-2 D-1 D FCR-N upphandling FCR-D upphandling afrr upphandling mfrr budgivning Drift Tid Day ahead öppen Intra day öppen

9 Översikt kravbild reservprodukter FCR-Normal Minsta budstorlek: 0,1 MW Aktiveras: automatiskt vid frekvensavvikelse inom 49,90 50,10 Hz Aktiveringstid: 63% inom 60 s och 100 % inom 3 min Volymkrav: ca 200 MW för Sverige Övrigt: Symmetrisk produkt som ska klara att reglera upp och ned FCR-Disturbance Minsta budstorlek: 0,1 MW Aktivereras: automatiskt vid frekvensavvikelse under 49,90 Hz Aktiveringstid: 50 % inom 5 s och till 100 % inom 30 s Volymkrav: ca 400 MW för Sverige afrr (automatic) Minsta budstorlek: 5 MW Aktiveras: automatiskt via central styrsignal Aktiveringstid: 100 % inom 120 s Volymkrav: ca 150 MW i Sverige mfrr (manual) Reglerkraftmarknaden Minsta budstorlek: 10 MW (5 MW i SE4) Aktiveras: manuellt efter begäran från Svenska kraftnät Aktiveringstid: inom 15 min 1 1. Längre aktiveringstid tillåten

10 Priser reglerkraft mfrr

11 WAP SEK/MW Priser FCR 2017 och FCR-N SEK/MW WAP FCR-D SEK/MW WAP /jan /apr /jul /okt /feb /maj /aug /dec -18 Timme

12 Hinder i dagsläget > I dagsläget sker balansavräkning utifrån två positioner: förbrukning och produktion > Svårigheter att definiera energilager detta kommer att förändras när vi går över till avräkning av en nettoposition > Energilager som ligger bakom mätare kan lättare definieras som förbrukning eller produktion > Systemmässiga problem med att bjuda in efterfrågebud till våra marknader > FCR öppnar för efterfrågebud i 8 maj

13 Agenda > Värde för systemstabilitet > Effekt och nätkapacitet

14 14 Elbrist Grundproblem? Effekttillräcklighet Nätkapacitet Roll? Systemansvarsrollen Nätägarrollen Vad? Risk för att balans mellan produktion och förbrukning inte kan upprätthållas Risk för överbelastade anläggningar Hur? Kapa effekttoppar nationellt Kapa effektuttag regionalt

15 Möjligheter att ansluta ny förbrukning en ögonblicksbild Stockholm Uppsala Västerås Malmö Gävle Göteborg Södermanland/ Östergötland Östersund Luleå Skellefteå

16 Kapacitet (MW) Kapacitetsansökningar volymer (MW) Ansökta volymer nätkapacitet år

17 Nycklar till framgångsrik hantering av nätkapacitetsbrist Öka kapaciteten/bygga ledningar Öka kapaciteten/bygga ledningar Innovation och nya lösningar Effektivare tillståndprocess Bättre prissignaler/systemtjänster Tidig dialog och helhetssyn Förbättrad prognosverksamhet

18 Investeringstakt i anläggningsportföljen mnkr mnkr Anslutning Marknadsintegration Systemförstärkning Förvaltning Utfall I genomförande Planerade 18

19 Market for system services Operating flexibility Analyse understand and develop routines, culture and systems with regard to flexibility TSO/DSO-Coordination Rationale and scalable coordination between TSO and DSO:s Interfaces API:s and interfaces to customer and DSO/TSO legacy systems at (SAP, SCADA etc) Real time metering Software to read smart meters every 15 sec, enabling real time products Flexibility product development Product and contract model development, regulatory and aggregator role Flexibility planning Analyse, understand and develop routines, culture and systems with regard to flexibility Grid forecasting Machine learning and AI to forecast grid state and load impact necessary for flexibility Marketplace A digital site to match supply and demand of local flexibility, and execute trades Load forecasting Machine learning and AI to forecast available flexibility Customer flexibility engagement Identify and recruit and empower customers, and analyze customer needs and conditions to offer flexibility

20 CoordiNET at a glance Large-scale demonstrations of innovative network services through demand response, storage and small-scale distributed generation Project Timeline: 1 of January of June 2022 Project Budget and funding : 19.2M M Total number of partners: Linked Third Parties Objectives: Demonstrate the activation and provision of services through a TSO- DSO coordination Define and test standard products that provide services to the network operators Develop a TSO-DSO-consumer collaboration platform in demonstration areas to pave the way for the interoperable development of a pan- European market

21 Project approach (2) DSOs Identification of the most valuable coordination schemes TSO Activations Activations Different ways of organizing the coordination between system operators. Each coordination scheme is characterized by a specific set of roles taken up by system operators and a detailed market Local market needs design Local market needs CoordiNet Platforms Interface with DSO/TSO systems, data requirements, algorithms for market clearing, demand and generation forecasting Grid services Type of service: Balancing, congestion, voltage control... Timeframe: Day ahead, Intra Day and real time Type of customers providing the service (aggregators, consumers, renewable generators) BIDS ACTIVATIONS Customers consumers, prosumers, aggregators, storage and generators Tentative list of standardized products by service providers Curtailable power Deferrable power profile Flexibility with rebound effect Bi-directional flexibile power

22 Approx.500 connection points Approx connection points Approx.500 connection points Project demo areas VästerNorrland/Jämtland (Up to 10MW) Wind and hydro generators Uppland (Up to 40 MW) 30-40MW local heating company, municipality, aggregated heating pumps, generators, storage Alicante and Murcia (up to 1GW) 30 power plants (wind farms and cogeneration facilities) Further participants are expected to join, especially in the capacity range from 100 kw to 5 MW. Cadiz (up to 160MW) 6 wind farms with an installed capacity power of 160 MW Malaga (up to 200MW) 200 MW of installed capacity (Public buildings, microgrid, congress center etc.) Spanish demo area Update Swedish demo area Greek demo area Malmö (up to 70 MW) CHP plants, heat pumps, smaller loads in municipality, aggregated back-up generators Gotland (up to 120MW) Energy storage, customers, local power reserve (Gas turbines / Diesel generators). Kephalonia (up to 36MW) Wind farms PV Small diesel Genset 10 buildings Attica (up to 285MW) Wind farms Small CHP Small scale batteries PVs 500 consumers DR program 22

23 Tack! Niclas Damsgaard Tel: