Varför ska vi implementera den flödesbaserade

Transkript

1 SvK4000, v4.0, Marknads- och systemutveckling INFORMATION Den flödesbaserade (FB) metoden för kapacitetsberäkning Syftet med det här dokumentet är att ge läsaren en övergripande förståelse av det nordiska metodförslaget till kapacitetsberäkning enligt CACM-förordningen. För mer utförliga beskrivningar och analyser se metodförslaget. Enligt Kommissionens förordning (EU) 2015/1222 av den 24 juli 2015 om fastställande av riktlinjer för kapacitetstilldelning och hantering av överbelastning (CACM), har de Nordiska systemoperatörerna tagit fram ett förslag till en gemensam samordnad kapacitetsberäkningsmetod för dagen-före och intradagmarknaden i den nordiska kapacitetsberäkningsregionen. I september 2017 kommer förslaget att skickas till de nationella tillsynsmyndigheterna i alla Nordiska länder. För dagen-före-marknaden föreslår de nordiska systemoperatörerna att den flödesbaserade metoden ska implementeras. För intradagmarknaden föreslår de nordiska systemoperatörerna att den flödesbaserade metoden implementeras som slutgiltig lösning så fort som intradagmarknadsplattformen tekniskt kan använda flödesbaserade parametrar. För intradagsmarknaden kommer metoden initialt att vara samordnad nettoöverföringskapacitet fram till att den flödesbaserade metoden kan implementeras. Varför ska vi implementera den flödesbaserade metoden? Krav att införa FB från Kommissionsriktlinjen CACM Enligt CACM är den flödesbaserade metoden den metod som ska gälla för kapacitetsberäkning i alla medlemsländer i EU om inte de berörda systemansvariga kan visa att metoden för samordnad nettoöverföringskapacitet (C-NTC) vore mer effektiv. Sedan 2012 har Svenska kraftnät och övriga nordiska systemansvariga arbetat med ett projekt för att bedöma för- och nackdelar med att införa en flödesbaserad metod för kapacitetsberäkning i de nordiska länderna. Det nordiska projektet för kapacitetsberäkningsmetod har utvecklat en flödesbaserad metod för Norden och utvecklat ett verktyg för att kunna beräkna kapacitetsparametrar. Inom projektet

2 2 (7) pågår nu marknadssimuleringar där den flödesbaserade metoden jämförs med vår nuvarande kapacitetsberäkningsmetod. Det pågår även arbete med att utveckla en metod för C-NTC som kommer att jämföras med den flödesbaserade metoden. Resultaten i projektet indikerar att FB medför en ökad elmarknadsnytta för den nordiska elmarknaden jämfört med dagens metod. Vad är flödesbaserad metod för kapacitetsberäkning? Ökad hänsyn till hur kraften fysiskt flödar i nätet Den flödesbaserade metoden är ett sätt att beräkna och allokera kapacitet där nätet och dess begränsningar representeras på ett mer detaljerat sätt jämfört med dagens kapacitetsberäkningsmetod. Metoden tar hänsyn till att kraften inte går raka vägen från producenter till konsumenter utan förgrenar sig i nätet enligt minsta motståndets princip. Det innebär att FB kan hantera så kallade transitflöden när kapaciteten allokeras. I nuvarande Net Transfer Capacity (NTC) metod tas inte hänsyn till att kraften förgrenar sig i nätet enligt minsta motståndets princip. Figur 1: Exempel av hur NTC-metoden och FB hanterar en överföring från NO3 till SE2 Ett transitflöde kännetecknas av att kraften inte går direkt från producenten till konsumenten. Figur 1 ovan visar hur kraften fördelar sig i nätet när en handel sker mellan NO3 och SE2. Endast omkring hälften (56 %) går raka vägen från NO3 till SE2. Resten av kraften flödar via andra elområden innan den slutligen når SE2. Genom att FB kan representera det verkliga fysiska flödet i nätet bättre kan den systemansvarige tilldela flera möjliga lösningar för utbyte till marknaden. I nuvarande NTC-metod behöver den systemansvarige ta hänsyn till att kraften inte flödar raka vägen genom att tilldela mindre kapacitet på elområdesgränsen.

3 3 (7) Ökad flexibilitet för den systemansvarige FB innebär en ökad flexibilitet för den systemansvarige. En av de största fördelarna är att den systemansvarige inte behöver göra en fördelning av kapaciteten mellan olika elområdesgränser innan kapaciteten skickas till elbörsen. Istället ges den maximalt tillgängliga kapaciteten till Elbörserna (marknadskopplingsalgoritmen). Därefter tilldelas kapaciteten till de transaktioner som ger mest elmarknadsnytta när priser och flöden beräknas av elbörserna. Figur 2 visar de förbindelser som begränsas för att hantera Västkustsnittet med nuvarande NTC-metod. I nuvarande NTC-metod begränsas förbindelserna enligt den påverkan de har på västkustsnittet. Figur 2: De förbindelser som blir begränsade för att hantera Västkustsnittet med nuvarande NTC-metod Tabell 1 visar de kapaciteter som var tillgängliga den 26 december mellan 23:00 till 24:00. För att hantera västkustsnittet har Svenska kraftnät reducerat den tillgängliga importkapaciteten från Själland, Jylland, Polen, Litauen och Tyskland samt exportkapaciteten till Norge innan kapaciteten skickas till elbörserna för beräkning av priser och flöden.

4 4 (7) Tabell 1: Kapaciteter som var tillgängliga den 26 december mellan 23:00 till 24:00 på De förbindelser som blir begränsade för att hantera Västkustsnittet med nuvarande NTC-metod I FB hanteras begränsningen där den uppstår och ingen reducering av överföringskapaciteten sker. Istället läggs den kritiska ledningen i västkustsnittet in som en nätbegränsning i marknadsalgoritmen. Därefter tilldelas kapaciteten på elområdesgränserna till de förbindelserna som ger mest elmarknadsnytta när priser och flöden beräknas av elbörserna. Nytt sätt att visa nätbegränsningar för marknadsaktörer En betydande skillnad mellan nuvarande NTC metod och FB är hur nätbegränsningarna tilldelas till marknaden. I nuvarande metod anges ett NTC värde per riktning mellan varje elområde. I FB anges begränsningar mellan elområden av fördelningsfaktorer för kraftöverföring (PTDF) och tillgängliga marginaler för kritiska ledningar (RAM). Fördelningsfaktorer för kraftöverföring anger hur olika elområden påverkar de kritiska ledningarna och de tillgängliga marginalerna anger hur många MW som ledningarna klarar av. Tabell 2 visar hur nätbegränsningar visas i FB. I PTDF matrisen visas hur den kritiska ledningen (CNE) påverkas av ökad produktion i de olika budområdena. Remaining Available Margin (RAM) anger hur stort kraftflöde den kritiska ledningen (CNE) klarar av. Genom att använda informationen i PTDF-matrisen kan det beräknas hur stor del av kapaciteten på ledningen som nyttjas vid handel mellan olika elområden. Exempelvis medför en handel på 1 MW mellan NO1 till DK2 att 0,33 MW (0,14-(-0,19)) kommer att flöda på den kritiska ledningen. NO1 SE2 SE3 SE4.. DK2 RAM Critical Network Element (CNE) 14 % 3% 7.4% -19 % % 1800 MW Tabell 2: Exempel på hur nätbegränsningar visas i FB

5 5 (7) Fördelningsfaktorerna medför att alla utbyten mellan elområden konkurrerar om den tillgängliga kapaciteten, inte bara de elområden som angränsar till varandra. I FB möjliggörs att både enskilda ledningar och snitt bestående av flera ledningar läggs in som begränsningar i marknadsalgoritmen. Icke-intuitiva flöden ökar elmarknadsnyttan När ett utbyte minskar flödet på de kritiska/begränsande ledningarna kan ett så kallat icke-intuitivt flöde uppstå, d.v.s. ett flöde från ett högprisområde till ett lågprisområde. Anledningen till att dessa icke-intuitiva flöden uppstår är att flödet möjliggör ett större flöde mellan andra elområden som ger större elmarknadsnytta totalt sett. När ska vi implementera den flödesbaserade metoden? Metoden ska införas för dagenföre marknaden under 2019 Svenska kraftnät kommer tillsammans med övriga nordiska systemansvariga att lämna in ett metodförslag för en gemensam kapacitetsberäkningsmetod i september Därefter har de nordiska tillsynsmyndigheterna sex månader att godkänna förslaget. Innan förslaget skickas till de nationella tillsynsmyndigheterna ska förslaget ut på samråd. Målet med samrådet är att samla in alla intressenters syn på förslaget. Samrådet pågår mellan den 7 april och den 15 maj. Den godkända metoden ska implementeras i Norden på dagenföre marknaden som tidigast under kvartal 4, För intradagsmarknaden kommer metoden initialt att vara samordnad nettoöverföringskapacitet (CNTC) eftersom den IT-lösning som implementeras för intradagslösningen inte stödjer FB i dagsläget. FB kommer att implementeras som tidigast under Figur 3visar nuvarande tidplan.

6 6 (7) D-2, D-1, ID CGMs available 24/7 Jun 30 Submission of CCM proposal to NRAs Sep 18 CCM approval by NRAs Mar 19 Nordic DA CCM and intermediate ID CCM go-live Oct 1 XBID able to handle FB constraints? Mar Jan 1 Public //run quality criteria are met (prototype tool) Apr 2 Investment decision industrial tool Aug 31 Go-live criteria are met Mar 31 Public //run quality criteria are met (industrial tool), and all TSO input data available Jan 2 - Mar 19 Jan 2 - Sep 30 Jan 2 - Sep 30 CCM approval process Oct 1 - Mar 31 DA CCM Intermediate ID CCM Target ID CCM Figur 3: Nuvarande tidplan för implementering Av vem och var ska den flödesbaserade metoden implementeras? De nordiska systemansvariga är ansvariga för att implementera metoden Metoden kommer att implementeras i den Nordiska kapacitetsberäkningsregionen som består av Sverige, Finland, Danmark och Norge. I hela Europa pågår motsvarande metodutveckling. Sverige är även delaktig i kapacitetsberäkningsregionen Hansa och Baltic. Hur kommer det att påverka den svenska elmarknaden och Svenska kraftnät? FB kommer att medföra en ökad flexibilitet för Svenska kraftnät och potentiellt ett mer effektivt nyttjande av stamnätet. Det är också troligt att vi kommer att få fler prisskillnader mellan elområden fast av mindre storlek. Det beror på att så fort som det uppstår en flaskhals i det nordiska systemet så kommer alla elområden få olika pris. För Sverige innebär det att vi kan ha en prisskillnad mellan svenska elområden även fast kapaciteten inte används fullt ut mellan dessa elområden. Detta inträffar eftersom elområdena har olika påverkan på flaskhalsen och det samtidigt finns andra handelsflöden som ökar den totala elmarknadsnyttan på marknaden. Resultatet från de marknadssimuleringar som gjorts för att jämföra FB med dagens metod visas i figur 4. Totalt har 16 veckor under år 2016 simulerats med dagens marknadsalgoritm Euphemia. Resultatet visar att implementera FB i dagenföre

7 SEW per Stakeholder [MEUR] Total [keur] 7 (7) marknaden medför en ökad nordisk nytta för konsumenter (58 MEUR) medan kapacitetsavgifter (-17 MEUR) och producentöverskott minskar (-38 MEUR). Den ökade nordiska nyttan för konsumenter och minskade nordiska nyttan för producenter beror på genomsnittligt lägre priser i den flödesbaserade metoden. Den totala ökade nyttan för de simulerade veckorna är 3915 keur. 80 Nordic socio-economic welfare, FB compared to NTC Congestion rent Consumer surplus Producer surplus Total Figur 4: Nordisk elmarknadssnytta för all simulerade veckor, FB jämfört med NTC. FB kommer att medföra ett behov av att ändra nuvarande fördelning av kapacitetsavgifter för att kompensera de systemansvariga som har icke-intuitiva flöden (flöden från högpris till lågpris) i sitt nät. Potentiellt kan FB också minska flaskhalsar i nätet vilket skulle få minskade kapacitetsavgifter som följd. För marknadsaktörerna så innebär FB att de kommer att få nätbegränsningarna presenterade på ett nytt sätt där de istället för en gränskapacitet mellan elområden kommer att få se tillgängliga marginaler på de nätdelar som begränsar överföringen samt hur dessa påverkas av alla budområden i det nordiska systemet. Vad gäller elområdesindelning kommer Svenska kraftnät att följa de bestämmelser som finns angivna i CACM-förordningen om hur en elområdesöversyn ska initieras. Det nordiska systempriset bedöms inte påverkas i större utsträckning då det nordiska systempriset beräknas utan överföringsbegränsningar. För prognostisering av elpriser dras slutsatsen att FB troligtvis kommer att ha en inverkan på prisnivån för vissa elområden, men möjligheten att prognostisera framtida elpriser förväntas inte förändras nämnvärt.