1 Modell för upphandling

Transkript

1 SvK1000, v3.3, Svenska kraftnät Svenska kraftnät /1057 Version 4 UT- KAST REGELDOKUMENT Regler för upphandling och rapportering av FCR-N och FCR-D - Produktion Detta regeldokument beskriver upphandling, rapportering och tekniska principer för FCR-produkterna: Frekvensstyrd Normaldriftsreserv (FCR-N) och Frekvensstyrd Störningsreserv (FCR-D) som erhålls från produktion. Regeldokumentet består av en huvuddel samt en bilaga avseende prisberäkning av bud. 1 Modell för upphandling Upphandlingsförfarandet går till så att den Balansansvarige lämnar bud på Frekvensstyrd Normaldriftreserv (FCR-N) respektive Frekvensstyrd Störningsreserv (FCR-D). Svenska kraftnät upphandlar reserverna vid två tillfällen inför aktuellt driftdygn, D. Bud kan lämnas för morgondagen (D-1) och för dagen efter morgondagen (D-2). 1.1 Regler för budgivning Buden för D-2 och D-1 handeln ska rapporteras elektroniskt till Svenska kraftnät enligt gällande Ediel-avtal för respektive FCR-N och FCR-D. Ediel-avtal med tillhörande anvisningar finns på Bud som avses gälla för en längre tid än en timme (se Minimum Duration i Edielanvisningarna), s.k. blockbud, ska märkas med antal timmar som avses, för att budet ska kunna avropas. 1/15

2 Blockbud som budas D-2 får maximalt ha en längd på 6 timmar. Blockbud som budas D-1 får maximalt ha en längd på 3 timmar. Bud som innebär krav på avrop av både FCR-N och FCR-D är inte tillåtna. Om regulatorer saknar dödband och därmed inte kan leverera en viss mängd FCR-D, utan att samtidigt leverera FCR-N, kan den Balansansvarige ta hänsyn till detta vid budgivningen genom att lämna in bud som ökar möjligheten för avrop av båda produkterna i de proportioner som den Balansansvarige önskar leverera. D-2: Bud för respektive FCR-N och FCR-D ska vara Svenska kraftnät tillhanda senast kl två dagar före driftdygnet. Exempelvis ska D-2 bud som gäller för onsdagen vara Svenska kraftnät tillhanda på måndagen kl D-2 bud kan därefter inte uppdateras. D-1: Bud för respektive FCR-N och FCR-D ska vara Svenska kraftnät tillhanda senast kl dagen före driftdygnet. D-1 bud kan därefter inte uppdateras. 1.2 Upphandlingsförfarande Upphandlingen av FCRD-2 ska vara slutförd senast kl två dagar före driftdygnet, och av FCR-D-1 senast kl. 20:00 dagen före driftdygnet. Vid varje avrop rapporterar Svenska kraftnät omgående accepterade bud. Rapporteringen sker elektroniskt enligt gällande Ediel-standard. 2/15

3 Figur 1. Upphandlingsförfarande för FCR. Eftersom den Balansansvarige i vissa situationer kan få problem att leverera FCR-N eller FCR-D som denne har sålt till Svenska kraftnät, finns det möjlighet till återköp. Återköp sker på olika sätt beroende på när i tiden det genomförs: > Efter avslutad D-2 auktion (D-2 kl. 16:00) och före D-1 auktionen (D-1 kl ): Aktör skickar in återköpsbud till D-1 auktionen enligt vanligt förfarande för bud. Priset för återköpsbudet sätts till det högsta av: avropat budpris i D-2-auktionen eller avropat budpris i D-1-auktionen. Genomfört återköp återrapporteras enligt Ediel-avtal. > Efter avslutad D-1 auktion (D-1 kl ): Aktör meddelar Svenska kraftnät om behov av återköp via telefon och skickar därefter skriftligt information om produkt, volym samt vilka timmar återköp behöver ske. Svenska kraftnät säkerställer att tillräckligt med FCR finns upphandlad för berörda timmar. Vid behov kontaktas leverantörer av FCR för särskild affär. Priset för återköpet sätts till det högsta av: avropat budpris i D-2-auktionen, avropat 3/15

4 budpris i D-1-auktionen eller priset för den särskilda affären. Genomfört återköp ingår i informationen som visas via webbgränssnittet på Svenska kraftnäts plats för marknads- och handelsinformation. 2 Rapportering av planer När buden är avropade ska den Balansansvarige rapportera planer för FCR-N och FCR-D per Elområde elektroniskt enligt gällande Ediel-avtal till Svenska kraftnät. Planerna för D-2 handeln ska vara Svenska kraftnät tillhanda senast kl dagen innan driftdygnet och planerna för D-1 handel ska vara Svenska kraftnät tillhanda senast kl dagen innan driftdygnet. 3 Rapportering av mätvärden I de fall aktiv effekt inte rapporteras till Svenska kraftnät i realtid ska Balansansvarig spara specifik data, för den Enhet eller Grupp som levererar FCR, avseende aktiv effekt med en upplösning på minst 1 sekund. Balansansvarig ska skicka sparad data till Svenska kraftnät vid begäran. Data ska sparas i minst 14 dagar. Den Balansansvarige ska minst var tredje minut rapportera mätvärden samt övrig information för FCR-N och FCR-D till Svenska kraftnäts driftinformationssystem, via av Svenska kraftnät angiven elektronisk kommunikationskanal. 3.1 Driftskedet (realtid) I driftskedet ska Balansansvarig som deltar i FCR-upphandlingen rapportera följande mätvärden till Svenska kraftnäts driftövervakningssystem: > Total tillgänglig kapacitet FCR-N per Elområde (MW), separat för förbrukning och produktion. > Total tillgänglig kapacitet FCR-D per Elområde (MW), separat för förbrukning och produktion. 4/15

5 > Ekvivalent tidskonstant per Elområde (s). > Aktuellt reglerstyrkeläge (så kallat EP-läge) per aggregat som deltar i FCR. Undantag från kravet på en sådan rapportering kan medges efter särskild överenskommelse med Svenska kraftnät. Ekvivalent tidskonstant är ett mått på tidsresponsen för Balansansvarigs FCR, som beräknas utifrån deltagande aggregatgruppers individuella reglerstyrkor och tidsresponser. Ekvivalen tidskonstant beräknas enligt Ekvation 1. Ekvation 1: Beräkning av ekvivalent tidskonstant: T ekv = R total FCR N n R i FCR N i=1 T i Beräkning av tillgänglig kapacitet görs enligt Ekvation 2 - Ekvation 5. Om en mer precis metod för att beräkna tillgänglig kapacitet finns tillgänglig kan denna användas. I sådant fall ska beräkningsmetoden redogöras för och godkännas av Svenska kraftnät vid prekvalificeringen. Ekvation 2: Beräkning av tillgänglig kapacitet för FCR-Ni: FCR_N i = max(min(0,1 R i FCR_N ; P max upp ; P max ned ); 0) Ekvation 3: Beräkning av tillgänglig kapacitet för FCR-Ntotal: n FCR_N total = FCR_N i i=1 Ekvation 4: Beräkning av tillgänglig kapacitet för FCR-Di: FCR_D i = max(min(0,4 R i FCR_D ; P max (FCR_N i )); 0) Ekvation 5: Beräkning av tillgänglig kapacitet för FCR-Dtotal: n FCR_D total = FCR_D i i=1 5/15

6 Där: Rtotal FCR-N = summan av reglerstyrkan för Enheter och Grupper som tillhandahåller FCR-N. Ri FCR-N = Aktuell FCR-N reglerstyrka för Enhet eller Grupp i (MW/Hz). Ri FCR-D = Aktuell FCR-D reglerstyrka för Enhet eller Grupp i (MW/Hz). Ti = tidskonstanten för Enhet eller Grupp i. n = antalet Enheter och Grupper som tillhandahåller reserven. P max upp = maximal uppregleringsförmåga (Pmax Pbör) för Enhet eller Grupp i (MW), där uppregleringsförmåga är förmåga att öka produktion eller minska förbrukning. P max ned = maximal nedregleringsförmåga (Pbör Pmin) för Enhet eller Grupp i (MW), där nedregleringsförmåga är förmåga att minska produktion eller öka förbrukning. P max = maximal möjlig momentan aktiv effekt för Enhet eller Grupp i. P bör = aktiv effekt enligt plan (då ingen reserv är utreglerad) för Enhet eller Grupp i. P min = minsta möjlig momentan aktiv effekt för Enhet eller Grupp i. FCR-Ni = FCR-N för Enhet eller Grupp i. FCR-Ntotal = summan av FCR-N för Enheter och Grupper som tillhandahåller FCR-N. FCR-Di = FCR-D för Enhet eller Grupp i. FCR-Dtotal = summan av FCR-D för Enheter och Grupper som tillhandahåller FCR-D. 4 Energivolym FCR Energivolymen för FCR-N och FCR-D beräknas per Elområde. 6/15

7 4.1 Bakgrund Energivolymen för FCR-N och FCR-D uppstår som resultat av FCR-aktivering. Beräkningen av energivolym för FCR-N och FCR-D ingår i korrigeringen av den Balansansvariges Balanskraft. Utöver ersättning för upphandlade reglerresurser (FCR-N & FCR-D) ersätts den Balansansvarige för den aktiverade energivolymen för FCR-N. Beräkningen av energivolymen baserar sig på uppmätt medelfrekvens per kvart. 4.2 Beräkning av energivolymen för FCR Energivolymen beräknas av Svenska kraftnät enligt Ekvation 6 - Ekvation 7: Ekvation 6: Beräkning energivolym FCR-N: Energivolym FCR_N = 1 i=4 4 ARS i FCR_N (50 MF i FCR_N ) i=1 Där: ARSi FCR-N = ( AB i FCR N ), avräknad reglerstyrka (MW/Hz). 0,1 ABi FCR-N = planerad FCR-N, medel per kvart i (MW). MFi FCR-N = Uppmätt medelfrekvens per kvart i (Hz). Uppmätt frekvens sätts till 49,90 Hz när frekvensen understiger 49,90 och till 50,10 om frekvensen överstiger 50,10. Ekvation 7: Beräkning energivolym FCR-D: Energivolym FCR_D = 1 i=4 4 ARS i FCR_D pos(49,90 MF i FCR_D ) i=1 Där: ARSi FCR-D = ( AB i FCR D ), avräknad reglerstyrka (MW/Hz). 0,4 ABi FCR-D = planerad FCR-D, medel per kvart i (MW). 7/15

8 MFi FCR-D = Uppmätt medelfrekvens per kvart i (Hz). Uppmätt frekvens sätts till 49,90 Hz när frekvensen är större eller lika med 49,90 Hz och till 49,50 Hz om frekvensen är mindre eller lika med 49,50 Hz. 5 Tekniska krav på FCR > Tekniska krav på FCR anges i balansansvarsavtalet. 6 Prisberäkning av bud till FCR - Produktion Prisberäkningen av bud till FCR-upphandlingen beskrivs i bilaga Regler för prisberäkning av budpris för FCR-N och FCR-D Produktion. 7 Strukturrapport Vad som ska rapporteras kommer att redovisas i den strukturrapport som gäller för, och rapporteras inom, den Balansansvariges åtagande. I strukturrapporten framgår identiteter och andra koder för de dataserier som ska rapporteras både i handels- och driftplaneringsskedet och i avräkningsskedet. 7.1 Handels- och driftplaneringsskedet I handels- och driftplaneringsskedet ska den Balansansvarige rapportera följande till Svenska kraftnät enligt gällande Ediel-avtal: > bud för FCR-N per Elområde (MW), separat för förbrukning och produktion > bud för FCR-D per Elområde (MW), separat för förbrukning och produktion > planerad FCR-N per Elområde (MW), separat för förbrukning och produktion 8/15

9 > planerad FCR-D per Elområde (MW), separat för förbrukning och produktion Planerna ska uppdateras löpande vid varje förändring. I handels- och driftplaneringsskedet rapporterar Svenska kraftnät följande till den Balansansvarige enligt gällande Ediel-avtal: > handel för FCR-N (accepterade bud) > handel för FCR-D (accepterade bud) 7.2 Avräkningsskedet I avräkningsskedet rapporterar Svenska kraftnät följande enligt gällande Ediel-avtal till Balansansvarig som har bidragit med FCR: > medelfrekvens per kvart (Hz) > aktiverad FCR-N (belopp i EUR samt nettoenergi per timme och Elområde, separat för produktion och förbrukning) > aktiverad FCR-D (nettoenergi per timme och Elområde, separat för produktion och förbrukning) > bindande planerad FCR-N (effekt per Elområde, separat för produktion och förbrukning) > bindande planerad FCR-D (effekt per Elområde, separat för produktion och förbrukning) 9/15

10 Bilaga 1 Regler för prisberäkning av budpris för FCR-N och FCR-D Produktion Bud avseende FCR ska vara kostnadsbaserade samt ge ett visst utrymme för vinst- och riskpålägg. Kostnadsbaserade bud innebär att priset är baserat på den faktiska kostnaden för regleringen. Nedan beskrivs metoder för att beräkna de kostnader som ligger till grund för uppskattningen av budpriser för FCR för vattenkraftproduktion. 1 Kostnader till följd av verkningsgradsförluster Verkningsgradsförluster innebär att en större volym vatten krävs per producerad MW och kan uppstå vid FCR-aktivering då en maskin är inställd för produktion vid den bästa verkningsgraden. Avvikelser i frekvensen gör att maskinen reglerar effekten uppåt eller nedåt. När maskinen är inställd på bästa verkningsgrad leder all reglering till en försämrad verkningsgrad. För maskiner som däremot inte är inställda för produktion vid bästa verkningsgrad leder regleringen till att maskinen körs lika ofta på en bättre verkningsgrad som på en sämre verkningsgrad. Hur omfattande förändringarna i verkningsgraden blir till följd av reglering är till största delen kopplad till vilken typ av turbin maskinen har, men det kan även finnas stor skillnad mellan maskiner med turbiner av samma typ. För att undvika komplicerade beräkningar av individuella försämringar i verkningsgraden per maskin är det lämpligt att istället räkna med en generell försämring baserad på den egna maskinparken. 10/15

11 2 Kostnadsberäkningar för primärreglerginens produkter Upphandlingen av FCR är från och med den 1 april 2011 uppdelad mellan de olika produkterna Frekvensstyrd Normaldriftsreserv (FCR-N) och frekvensstyrd störningsreserv (FCR-D). FCR-N används vid normal drift (49,9 Hz<= f <= 50,1 Hz) medan FCR-D aktiveras vid störningar då frekvensen sjunker under 49,9 Hz (49,5 Hz <= f < 49,9 Hz). Beräkningarna ar uppdelade i ett antal olika fall for att kunna tackla de olika kostnaderna som kan uppstå beroende på hur turbinerna i en anläggning behöver köras för att skapa utrymme för FCR. Det slutliga budet kan vara en sammanvägning av olika kostnader. Beräkningarna av kostnaderna utgår bland annat från priset på el, och det är också den faktor som påverkar reglerkostnaden mest. Vid bedömningen av vilket pris som ska användas, kan hänsyn tas till att den volym vatten som förbrukas i samband med frekvensregleringen annars skulle ha kunnat användas för energiproduktion vid ett annat tillfälle. Priset som används bör vara det alternativa pris som elproducenten anser sig kunna ha fått på en annan marknad. Det gäller för den del av produktionen som försvinner på grund av att aggregaten får mindre gynnsamma inställningar för att kunna bidra till FCR. Om maskinen är optimalt inställd och det ändå finns utrymme för reglerresurser, är kostnaden för att erbjuda reserven liten och buden bör då utgå från formlerna som beskrivs i grundfallen respektive Till stor del är metoderna för att beräkna kostnaderna för att tillhandahålla reserver i form av FCR-N och FCR-D lika. Den enda skillnaden är hur kostnaderna beräknas för grundfallet, vilket beskrivs i avsnitt 2.1.1, jämför formel 2.1.1, som gäller för FCR-N, och formel som gäller för FCR-D. Följande beteckningar är generella i alla formler i avsnitt 2.1 och 2.2. Från den 1 april 2011 är det möjligt att lämna bud till FCR även i Euro. K = Reglerkostnaden [SEK/MW] P1 = Inställd effekt vid 50 Hz 11/15

12 P2 = Inställd effekt med icke optimal verkningsgrad ΔP = Flyttad effekt, timmedelvärde [MW] E = Elpris [SEK/MWh] ΔE = Prisdifferens mellan aktuell tidpunkt och tidigare planerad tidpunkt (Prisdiffe- rens mellan höglast och låglast alternativt prisdifferens mellan vintervattenpris och aktuellt pris) [SEK/MWh] t = tid [h], t = 1 används vid budgivning R = Aggregatets möjliga reservbidrag [MW] 2.1 Frekvensstyrd normaldriftsreserv (FCR-N) Grundfall utan omplanering av produktion Det kan antas att avvikelser i frekvens vid normal drift, dvs. vid avvikelser på maximalt 0,1 Hz, sker i stort sett kontinuerligt och aggregatens kostnader p.g.a. de verknings- gradsförsämringar som då uppstår kan uppskattas med formel Även en situation där reglerstyrkeläget ändras omfattas av formel 2.1.1: K = P 1 ( η 1 η 2 E t ) η 2 R Där: η1 = Verkningsgrad vid 50 Hz η2 = Verkningsgrad vid frekvensavvikelse (standardavvikelsen) Grundfall med omställning av börvärde Ibland kan börvärdet behöva ställas om till en lägre effekt för att skapa utrymme för FCR. När produktion planeras med ett effektbörvärde som inte motsvarar den bästa verkningsgraden, blir det i genomsnitt inte några förluster kopplade till frekvensavvikelsen, däremot blir följden en permanent försämring i verkningsgrad. Om man utgår från formel kan kostnaden uppskattas enligt formel 2.1.2: K = P 2 ( η 1 η 2 E t ) η 2 R 12/15

13 Där: η1 = Bästa verkningsgrad η2 = verkningsgrad vid P2 Generellt ger detta högre reglerkostnader än i grundfallet utan omplanering (2.1.1) eftersom försämringen i verkningsgrad oftast blir markant högre Grundfall med omplanering Om produktionen planeras om från höglast till låglast för att skapa mer reglerresurser, innebär det en lägre ersättning än planerat på grund av det lägre priset vid låglast jämfört med höglast. Kostnaderna för att i detta fall erbjuda FCR uppskattas enligt formel 2.1.3: K = ΔP ΔE t R Kostnader enligt formel alternativt formel tillkommer Grundfall med spill Då Svenska kraftnät annonserar att det finns ytterligare behov av FCR, än vad som kommit in i form av bud, och vattenflödet är högt, kan det vara nödvändigt att spilla vatten för att kunna tillhandahålla mer reglerresurser. Kostnader kan då uppskattas enligt formel 2.1.4: K = P s E t ΔR Där: Ps = Spilld effekt [MW] ΔR = reglertillskottet [MW] Kostnader enligt formel alternativt formel tillkommer. Det finns möjlighet att ta hänsyn till ytterligare kostnader orsakade av exempelvis höga vattenflöden och spill i kringliggande kraftverk (egna och andras). 13/15

14 2.1.5 Omplanering från vintervattenpriser Då produktion planeras om från vintern till en tidigare tidpunkt för att skapa mer reglerresurser kan kostnaderna uppskattas enligt formel 2.1.5: K = ΔP ΔE t R Det är den uppskattade skillnaden i marknadspriset mellan vintervattenpriset och nytt vattenpris som är avgörande för hur stor reglerkostnaden blir. Kostnader enligt formel alternativt formel tillkommer Starta aggregat och köra på minimal last Då ett aggregat startas och körs på minimal last för att kunna bidra med reglerresurser uppstår kostnader dels pga. verkningsgradsförluster (enligt formel alternativt 2.1.2) och dels för att flytta effekt (enligt formel 2.1.3). Kostnaden kan uppskattas enligt formel 2.1.6, vilken är baserad på formlerna 2.1.1/2.1.2 och 2.1.3: K = P 2 ( η 1 η 2 ) η 2 Där: η1 = Bästa verkningsgrad E t ΔE t + ΔP R R η2 = verkningsgrad vid P2 2.2 Frekvensstyrd störningsreserv (FCR-D) Grundfall utan omplanering av produktion Den frekvensstyrda störningsreserven (FCR-D) aktiveras inte lika ofta som normaldriftsreserven (FCR-N) och kostnaden för att tillhandahålla FCR-D är därmed i grundfallet låg och approximeras i detta faktablad med att verkningsgradsförsämringen är försumbar. Kostnader för att aggregaten ska tillhandahålla FCR-D kan uppskattas med formel 2.2.1, med värden på som ligger nära noll, dvs. en minimal försämring av verkningsgraden. K = P 1 Δη E t R 14/15

15 Där: Δη = Försämringen i verkningsgrad vid normal drift där frekvensen ändras med max. 0,1 Hz. Formlerna i avsnittet ovan för FCR-N är direkt tillämpliga även vid uppskattningar av kostnaderna för FCR-D. I fall som beskrivs i avsnitt tillkommer det kostnader enligt formel alternativt formel (med värden för FCR-D). 3 Övriga kostnader Utöver de kostnader som redovisas i fallen i avsnitt 2, tillkommer kostnader för slitage på maskinernas mekaniska och hydrauliska delar. Slitaget och kostnaderna för slitaget är individuellt för varje maskin, framför allt varierar det mellan maskiner med olika typer av turbiner. Kaplanturbiner har högre slitagekostnader än Franscisturbiner. Balansansvarsavtalet medger att bud kan lämnas med ett visst utrymme för vinst- och riskpålägg. Exempel faktorer som kan motivera ett pålägg på budet är risk för: > missar i prognoserna (flöden, priser och tillgänglighet i exempelvis kärnkraft), > spill, > att aggregat är upplåsta på andra marknader, > haveri och återköp. 15/15