Svar på inkomna skriftliga frågor från aktörsmötet för balansmarknader som ägde rum den 15 februari 2019 i Stockholm.

Transkript

1 Marknad Rebecca Nilsson, FRÅGOR OCH SVAR Svar på inkomna skriftliga frågor från aktörsmötet för balansmarknader som ägde rum den 15 februari 2019 i Stockholm. I tabell 2 återfinns de frågor som skriftligen inkommit från elmarknadsaktörer via mail och via verktyget slido.com, inför, under och efter aktörsmöte. Frågorna från aktörerna med svar från Svenska kraftnät är strukturerade utefter agendan som gällde för aktörsmötet. De frågor som inte direkt berör någon agendapunkt för mötet är strukturerade sist i dokumentet under övriga frågor. Svenska kraftnäts svar hänvisar i vissa fall till web-länk, enligt tabell 1 eller sidnummer i presentationen Aktörsmöte 15 februari 2019 presentationen. Tabell 1 Nummer Länk Innehåll 1 eb/ 2 Den europeiska driftnätkoden Electricity balancing Guideline (EB GL) Gemensamt framtagna förslag av de europeiska stamnätsoperatörerna för hur balansmarknader ska fungera med avseende på prissättning, gemensamma plattformar, ect. Förslagen ligger just nu hos respektive tillsynsmyndighet för godkännande. SvK1000, v5.0, arknad/information-om-reserver/ Svenska kraftnäts Elmarknadsråd minnesanteckningar och presentationsmaterial. Mer information om Svenska kraftnäts reserver avseende krav och prissättning. Vi denna länk finns även mailadresser för de olika reservprodukterna att BOX SUNDBYBERG STUREGATAN 1, SUNDBYBERG TEL: REGISTRATOR@SVK.SE

2 2 (19) använda om intresse finns att få mer information och svar på specifika produktfrågor. Tabell 2 Frågor från marknadsaktörer Svar från Svenska kraftnät Agendapunkt 2: afrr kapacitetsmarknad Is there a distribution of minimum afrr volumes allocated to respective bidding area? Can all of the minimum afrr volume be supplied from neighboring area/s? How will the determined market value of reserved capacity be calculated D-2? There is a need for a cost benefit analysis from a system perspective Ja det kommer det att finnas, volymen kommer att utgå från beräkning av obalanser per elområde. Slide 14 i presentationen visar ett exempel på distribution av total 300 MW per budområde beräknat utifrån obalanser per område och för alla timmar för 2016 och Slide 14 ska ses som ett exempel och inte de exakta volymerna som kommer att gälla vid uppstart av kapacitetsmarknaderna. Ja, förutsatt att överföringskapacitet mellan områden finns tillgänglig och att det är det alternativet som är mest samhällsekonomiskt fördelaktigt ur ett nordiskt perspektiv. Prognostiserade marknadsvärdet för överföringskapaciteten mellan elområden baseras på ett valt referensdygn med ett tillägg (mark up) för att ge fördel till dagen-före marknaden detta eftersom den valda marknadsmodellen och det faktum att upphandlingen görs D-2 gör att faktiska värden för överföringskapaciteten ej finns tillgängligt. Mer info om den övergripande designen av afrr kapacitetsmarknad finns på slide 9 44 i presentationen. Mer information om genomförda analyser kommer att finnas med i det förklarande dokument som skickas tillsammans med de legala förslagen till

3 3 (19) Energimarknadsinspektionen i slutet i mars Dessa dokument kommer att publiceras på Svenska kraftnäts externa hemsida. What is the target date for go live? Q What are the next steps? (details, milestones, required volumes, time plan etc.) Following the go live of the Nordic capacity market it has been made clear that the afrr scope will be expanded. From current state of 8h Mon-Fri/300MW to 24h all weekdays and 600MW. Is there a detailed plan in which steps the number of hours and volumes for the afrr auctions is to be increased? Kommer afrr att budas på reglerobjektsnivå precis som mfrr? Har det betydelse var i det synkrona systemet afrr handlas upp, går det inte att ta i kostnadsordning? Legala dokument (enligt artikel 33 och 38 i EB GL) lämnas till Energimarknadsinspektionen i mitten av mars 2019 för godkännande. Efter godkännande från nordiska regulatorer (detta kan maximalt ta 6 månader) kan den nordiska marknaden för afrr startas upp. Idag finns ingen mer officiell detaljerad tidplan för upprampningen av timmar och volym än den graf som visas i presentationen slide 55. De nordiska stamnätsoperatörerna kommer att kommunicera mer detaljerade tidplaner när sådan finns tillgängliga. Upphandlingsplan för afrr för Q2 kommuniceras inom kort. afrr kapacitet kommer att budas på elområdesnivå. Hur budupplösningen kommer att se ut för afrr energibud när vi har en energiaktiveringsmarknad på plats är ännu inte beslutat. Bud kommer att tas i prisordning förutsatt att det finns tillgänglig överföringskapacitet mellan områden. Ur ett driftsäkerhetsperspektiv är det viktigt att afrr finns inom alla budområden.

4 4 (19) Varför reservering av kapacitet som riskerar påverka spotpriset och inte istället utnyttja motköp vid behov? Nationella krav eller per budområde? Inledningsvis är det viktigt att notera att en reservation av transmissionskapacitet som påverkar spotpriserna inte sker mer oftare än att ett behov av motköp uppstår. Med andra ord byts mothandelsverktyget ut mot en marknadsbaserad reservation av transmissionskapacitet. Svenska kraftnät ser redan idag en hög utnyttjandegrad av stamnätet och vi har tidvis problem med strukturella flaskhalsar i stamnätet och brist på reserver framförallt i södra Sverige. Problemen kommer att öka framöver. För att säkerställa driftsäkerheten är mothandel inte en möjlig ordning framförallt i södra Sverige där det inte finns resurser att mothandla med. Svenska kraftnät förespråkar marknadsbaserade lösningar och en ordning med mothandel anser Svenska kraftnät inte är ett en marknadsmässig lösning som främjar likviditet och bygger kapabilitet.. Att däremot på ett transparent sätt allokera överföringskapacitet genom att använda en marknadsbaserad lösning för allokering och använda överföringskapaciteten där den bidrar med störst samhällsekonomisk nytta och anser Svenska kraftnät bidrar till ett ökat förtroende och korrekt prisbildning för att bygga kapabilitet på reservmarknaderna. Kommer kapacitet t.ex. att reserveras mellan SE3 och SE4. Ser Svk prisskillnaderna som ett stort problem med mål att minska dessa? Supportar förslagen detta? Svenska kraftnät tolkar frågan som att kapacitet syftar på överföringskapacitet mellan SE3 och SE4. Överföringskapacitet kommer att reserveras om nödvändigt mellan SE3 och SE4 alternativt mellan SE4 och DK 2 för att säkerställa att reserver finns tillgängliga för SE4.. Optimeringsalgoritmen för afrr kapacitetsmarkand kommer att beräkna nytta på nordisk basis och överföringskapacitet kommer att reserveras mellan områden om värdet på utbyte av afrr kapacitet är större än värdet av överföringskapaciteten detta förutsatt att prognosen visar på flaskhalsar i nätet. För illustrativa bilder se slide i presentationen. Prisskillnader mellan

5 5 (19) elområden genererar flaskhalsintäkter som Svk använder för att investera i nätet och reducera överföringsbegränsningarna. Agendapunkt 3: Dimensionering Why is Finland excluded from the LFC block? What are the potential implications for different LFC blocks vs same synchronous area, e.g calculation of inertia and capacity of xfrr? Hur är det tänkt att volymerna mellan afrr och mfrr skall fördelas i MACE? Finland är inkluderat i det nordiska LFC blocket Finland är inkluderat i det nordiska LFC blocket och LFC blocket täcker därmed hela det nordiska synkrona området Nordiskt dimensioneringsarbetet pågår och det kommer förmodligen finnas vissa nationella friheter att fördela volymerna mellan "a" och "m" beroende på utbud och efterfrågan. För mer info om dimensioneringsarbetet se slide Agendapunkt 3 och 4: Upphandling av störningsreserv och mfrr kapacitetsmarknad When and why will the current Disturbance Reserve (DR) be replaced by mfrr capacity market? Svenska kraftnät har påbörjat arbetet med en strategi för att säkerställa en långsiktig försörjning av mfrr i framförallt södra Sverige (SE3/SE4). I det arbetat innefattas även de långa kontrakt som idag säkerställer gasturbinerna i störningsreserven. I strategiarbetet ingår även diskussioner med gasturbinägarna. En komplicerande omständighet är att det fjärde europeiska lagstiftningspaketet (CEP) bedöms påverka det legala ramverket för Strategin i större omfattning. Lagstiftningen förhandlas fortfarande, men Svenska kraftnät utgår ifrån att det kommer att färdigställas under våren Även om strategin inte är färdigställd är det sannolikt att strategin föreslår flera parallella åtgärder som rullas ut över en flerårsperiod.

6 6 (19) At present investment decisions regarding refurbishment of aged ( >45 years old) gas turbine power plants included in the DR has been put on hold awaiting Svk strategy for future DR. Has the status of available gas turbines been considered and does mfrr capacity market offer incentives for such investments? If no, large amount of present DR is likely to be considered not profitable hence taken off market to be dismantled resulting in low available production capacity for mfrr. In other words, how will sustainable availability of DR/mFRR be guaranteed? Which amount of DR/mFRR will be contracted day by day? How is that determined? En av de huvudsakliga drivkrafterna bakom att arbeta fram en långsiktig strategi för försörjning av mfrr är just att skapa stabila och långsiktiga förutsättningar för investeringar i FRR kapabilitet, fokus på södra Sverige. Detta gäller befintliga gasturbiner såväl som andra tänkbara resurser som Svk idag saknar möjlighet att kontraktera. Idealt skulle Strategin redan varit på plats och förutsättningarna/spelreglerna för investeringar redan varit tydliga. Så är tyvärr inte fallet. Om Svenska kraftnäts strategi leder till att förutsättningarna för investeringar försvinner och befintliga resurser riskerar att ställas av, har inte strategin förbättrat förutsättningarna jämfört med idag och effektmålet har därmed inte uppfyllts. För att kunna svara på frågan måste först innehållet i Strategin beskrivas. I korthet är arbeteshypotesen att det kommer behövas en portfölj av olika möjliga kontrakteringsformer, från korta kontrakt (jmf afrr kapacitetsmarknad) till längre kontrakt (1 år eller längre). Jämför den kompletterande störningsreserven som nu rullas ut. Vilka volymer som upphandlas genom varje kontrakteringsform är inte klart i dagsläget, men bedöms som tidigare nämnts bland annat påverkas av legala förutsättningar (ex. CEP, EB GL/nationell lag som reglerar upphandling) samt vilka kontrakteringsformer som förmår att vara attraktiva för befintliga och nya aktörer. Som en del i strategin arbetar Svenska kraftnät tillsammans med övriga TSO:er i Norden på att utvärdera möjligheten att etablera en nordisk mfrr kapacitetsupphandling som antas utvecklas i linje med afrr kapacitetsmarknad. Volymerna som varje TSO kommer att kontraktera via denna marknad är inte bestämt.

7 7 (19) What will be the required (additional) volume of mfrr to replace DR? What is the volume to be auctioned in the mfrr market? Will the total mfrr be auctioned or only a fraction counting on energy only bidding in Intraday? Hur kommer mfrr kapacitetsmarknaden att fungera? Nödvändiga volymer mfrr för balansering bestäms via det nordiska FRR dimensioneringsarbetet. Varje TSO måste minst kunna säkerställa reserver motsvarande dimensionerande fel och normala obalanser. Tyvärr är inte strategiarbetet färdigställt, och inte heller de legala förutsättningarna som måste tas med i beräkningen (CEP). Därför inte möjligt att kommunicera volymer i MW. Inte heller hur dessa volymer ska upphandlas är bestämt (mfrr-kapacitetsmarknad eller längre kontrakt kontrakt). Det är inte heller bestämt hur stor del av den totala dimensionerande volymen mfrr som kommer säkerställas genom upphandling av kapacitet i förväg och hur stor del som fortsatt kommer hanteras genom frivilliga bud på energimarknaden för mfrr. I nuläget vet vi inte hur en kapacitetsmarknad för mfrr kommer att fungera, mentroligen kommer den på många sätt likna kapacitetsmarknaden för afrr. Svenska kraftnät kommer att involvera aktörer för input när arbetet med kapacitetsmarknaden kommit igång.

8 8 (19) Kapacitetsmarknad för mfrr. Vad menas med kapacitetsmarknad? En primär marknad där systemoperatören/operatörerna köper fördefinierade kontrakt av prekvalificerade systemtjänsteleverantörer. Kontrakten består i att systemtjänsteleverantören förbinder sig att vara i stånd att leverera energi under en framtida tidperiod, alternativt förbinder sig att lämna ett korresponderande energibud på den efter kapacitetsmarknaden följande energimarknaden. Ett balanskapacitetsbud innebär inte per automatik en korresponderande energileverans, systemoperatören har dock köpt rätten att aktivera energi när så behövs. Exempel: Den nuvarande afrr marknaden är en kapacitetsmarknad. Ett afrr kapacitetsbud på 10 MW under 1 timme innebär inte automatiskt en energileverans på 10 MWh. Kapacitetsmarknad i sin snävaste form inkluderar endast en primär marknadsplats med ex. ett auktionsförfarande eller dylikt. I en bredare betydelse inkluderas även andra former för att kontraktera reserver, ex en upphandling (jämför den kompletterande störningsreserven. Nota Bene! En kapacitetsmarknad för FRR/FCR är INTE en kapacitetsmekanism. Dessa två regleras av olika lagstiftning och separeras. Vad har störningsreserven med mfrr att göra med tanke på definition av störningsreserv? Störningsreserven har idag många funktioner och för info om vad störningsreserven är se slide i presentationen. Vid flaskhalsar i nätet och ett behov av att reglera områden var för sig kan idag störningsreserven även användas som en mfrr resurs, förutsatt att inga andra mfrr reglerresurser finns tillgängliga i det specifika området.

9 9 (19) Frågeställning kring långsiktig nordisk lösning för...gasturbinerna. Vilken är den nordiska målmodellen som nämns? Är den gemensam, godkänd, inom EU och finns det en koppling till mfrr? För svar på denna fråga se svar ovan om strategiarbetet. Agendapunkt 5: Svenska kraftnäts strategiska systemansvar Which are the available tools in Svk s tool box? Besvaras i presentationen slide How does Svk plan to use these tools? Besvaras i presentationen slide There is a short term and a long term perspective to this topic. Svk should be clear on how to manage both time frames. Challenges are likely to occur within the next 3-5 years while new solutions are likely to come later. Svenska kraftnät har rollen som systemansvarig myndighet vilket gör att vi använder de förmågor vi har tillgång till för att säkerställa driften av kraftsystemet med av avseende på balans, spänningar, effektflöden och pendlingar. Svenska kraftnät strävar efter att så lång som det är möjligt utveckla och använda marknadsbaserade lösningar för att säkerställa driften. Om inte marknadsbaserade lösningar finns på plats eller är möjligt att skapa så kommer andra avhjälpande åtgärder att användas för att säkra driften. För mer info se slide Agendapunkt 6: Nya krav FCR och ny produkt FFR What is Svk s perspective when they ask questions regarding implementation of new requirements? If requirements for FCR are too high, volumes are likely to be lost. FFR will most likely be delivered from batteries; will these installations be defined as generation or grid stabilizing assets? Hur löser vi en effektiv förkvalificeringsprocess med god genomströmning av kraftverk som önskar att förkvalificera sig och lyckas att förkvalificera sig. Svenska kraftnät instämmer med synpunkten. Det är en avvägning mellan tekniska krav och likviditeten på FCR marknaden. Dock, de aktörer som inte klarar av framtida tekniska krav på FCR-N/-D kan troligen då istället klara av andra tekniska krav, t.ex. a-frr. Svenska kraftnät instämmer och ser också att en möjlig leverantör av FFR kan vara batterier.

10 10 (19) Hur batterier kommer att definieras går i nuläget inte att svara på. How will Svk attract investments in FFR capability in order to assure sufficient volumes? In Systemutvecklingsplan, RR (Restauration Reserve) is together with FFR mentioned as a potential new product. What challenges should RR solve and what is the current view on this product? O3 was down regulated on a few occasions last summer. Has Svk evaluated these events from a system perspective and if so, what were the effects on the system? Utveckling av teknisk kravspecifikation pågår. Därefter ska en pilot planeras för 2020 och en marknadslösning arbetas fram tillsammans med branschen (bland annat via referensgrupp). Det är för tidigt att i dagsläget svara på frågan. RR är en produkt som ryms inom ramen för den europeiska marknadsintegrationen och som används av ett flertal TSO:er (ex. RTE, NG, Swissgrid, m.fl. Det är att likna med mfrr fast med längre full aktiveringstid (30 minuter). Svenska kraftnät har för närvarande inte sett behovet att implementera RR-processen och står därför utanför den europeiska marknadsintegrationen för RR. RR kvarstår dock som en möjlighet. Processen kan användas i s.k. proaktiv reglering, även reglering av nätskäl (ex. mothandel i under vissa förutsättningar). Det är även så att en ny produkt kan möjliggöra för fler aktörer att delta på både den nationella och integrerade marknaden. Som nämnt har dock Svenska kraftnät inte planer på detta i nuläget, det är att betrakta som en framtida möjlighet. Svk ska ta fram en rapport som beskriver just detta och levereras till Energimarknadsinspektionen/Acer/EU. - SO GL art Categories of remedial actions: 2. Where necessary and justified in order to maintain operational security, each TSO may prepare and activate additional remedial actions. The TSO shall report and justify those instances to the relevant regulatory authority and, where applicable, the Member State, at least once every year, after the activation of the additional remedial actions. The relevant

11 11 (19) reports and justifications shall also be published. The European Commission or the Agency may request the relevant regulatory authority to provide additional information concerning the activation of additional remedial actions in those instances where they affect a neighboring transmission system. How has the model used for calculating inertia been established and how has the accuracy been validated and verified? När kommer de uppdaterade kraven för FCR att gälla? Hur kan utlandsförbindelserna utnyttjas i södra Sverige? Under timmen/kvarten (typ afrr) och vid akutlägen? Är hanteringen likställd mellan förbindelserna? - Beräkning: Sn*H per generator, sen summera samtliga brytarlägen i SCADA systemet - Verifiering: Rimlighetsanalyser mot systemstörningar samt simuleringsmodeller. När ett beslut formellt har antagits på Nordiskt nivå. Just nu finns ingen beslutad tidsplan men vi arbetar oss framåt. ENTSO-E har två stycken projekt: - Frequency coupling: Ska se över hur HVDC länkar kan nyttjas för att utbyta tjänster (aktiv effekt) för frekvensreglering (kontinuerlig drift) - Inertia support: Ska se över hur HVDC länkar kan nyttjas för att utbyta tjänster (aktiv effekt) för stabilisering av frekvensen vid mer extrema händelser (N-1 osv.). I Norden ser vi i Inertia 2020-projektet över hur HVDC länkar skulle kunna nyttjas som leverantör av FFR. Kommer FFR att även finnas för nedreglering? Hur ser SvK på att man köper stegvis/centralt styrd FCR från tex. Fingrid som ligger utanför det tänkta kvoten (20/40 MW)? Nej. Vi ser inget behov för FFR för nedreglering (överfrekvens) för tillfället. I dagsläget har vi inte fullt ut harmoniserade krav eller en gemensam marknad i Norden för FCR. Vi önskar givetvis harmonisera kraven och det är också ett av syftena med de nya kraven för FCR. Status FCP-projektet: Hur ser tidplanen nu? Se slide 94 Kommer det bli krav att uppfylla FCR per prisområde och i så fall när? Skick av FCR- FCR-krav per elområde finns det inte några planer på. Det som nätkoderna reglerar är själva dimensioneringen av FCR (per

12 12 (19) bud. Varför måste alla områden skickas i samma bud? land) och handel mellan TSO:er. I Fifty MMS skickas bud på FCR med information om elområde. Bud skickas med QUOTES, som innehåller samtliga elområde i samma meddelande. I de fall både produktionsbud och förbrukningsbud lämnas, så skickas de i samma meddelande. Bud på FCR-N och FCR- D måste alltid skickas i separata meddelande. Bakgrund till vald lösning; - Den är säkrare sannolikhet för fel i samband med upphandling av FCR minskar. Det är speciellt viktigt i tex FCR där klareringen för hela dygnet görs på en gång. - Enklare och mer tidseffektivt för operatör att kontrollera att förväntade bud har mottagits. För mer info om tidplan och för att anmäla intresse till referensgrupp för FCR utveckling se slide 79 i presentationen. FFR när var hur? SvKs s k trafikljus en är en bra utgångspunkt, men hur kan Svk förtydliga volymer, krav och under vilka förutsättningar som de olika verktygen används? Se slide i presentationen I nuläget så finns ingen detaljerad information att ge men i slide i presentationen nämns nuläget. För mer information om "trafikljusen" se slide

13 13 (19) Övrigt relaterat till aktörsmötet IETV AB har under en 20-årsperiod levererat över 200st styrsystem till småskalig vattenkraft. Inte till de allra minsta utan till de i spannet 0,5-3MW. I alla projekt skapas kommunikation mot styrsystemen, inte minst för att åtgärda eller justera under garantitiden. Flera kunder har dessutom valt att placera sin databas/scada hos IETV. Således finns kommunikation mot ett helt kluster av kraftverk. Merparten av verken är strömkraftverk, men det finns även inslag av verk med större magasin, längre uthållighet. Verken ligger i SE3 och SE4. Undertecknad äger och driver 11st egna verk. Idag är det mycket snack och liten verkstad och branschen (småskalig vattenkraft) saknar tydliga mål, ska vi vara med? Är reglerkraften så liten att den ska anses som försumbar trots att den ligger i rätt område? Det skulle inte vara svårt med tanke på var vi står tekniskt idag att minst genomföra ett skarpt prov och utvärdera, men finns det något intresse? Kan man dela upp mindre verk i en FCR-grupp och en FFRgrupp? Vem skulle kunna driva ett projekt och vem betalar? When does SVK allow 5 MW bid in regulation market in SE1, SE2 and SE3? Just exactly as in SE4 and some of the other Nordic price areas for quite a long time now! Publication of the final date will be appreciated by the market, secure competitive equality, provide socioeconomic benefits and could give larger total volume of regulation power in the market. Småskalig vattenkraft i SE3 och SE4 ses ej som försumbar av Svenska kraftnät. Svenska kraftnät ser ett stort behov av ett ökat antal resurser framförallt i SE3 och SE4 där Det idag ofta saknas reglerresurser både för upp- och nedreglering. Vi arbetar exempelvis med att ta fram alternativa kommunikationslösningar för att sända bud och realtidsmätvärden för att möjliggöra för nya och mindre aktörer att bidra med reserver. Dock så kommer det alltid att finnas ett minimikrav (responstid, uthållighet, mätvärdesinsamling ect) på de resurser som deltar på Svenska kraftnäts marknadslösningar för att kraftsystemet vid en aktivering av resursen får det som behövs för att säkerställa säker drift. Om det finns intresse av att bidra med reserver på någon av de marknadslösningar som Svenska kraftnät ansvarar för så kan Svenska kraftnät bistå med information om vilka krav som gäller och vilka kommunikationslösningar som behövs men ett beslut om att delta eller inte kan endast göras av aktören själv. Nya och förändrade krav på produkten FCR kommer att implementeras och för att det ska ske på ett så bra sätt som möjligt och i samarbete med aktörerna kommer en extern referensgrupp att tillsättas. För att delta i referensgrupp för förändrade FCR krav se slide 79 i presentationen från aktörsmötet för mer information. Det som Svenska kraftnät tidigare kommunicerat är att det är möjligt att introducera 5 MW även i SE1-3 när elektroniska avrop är på plats. Datum för när det blir möjligt med elektroniska avrop är satt till 1/ Krav på elektroniska avrop från och med införandet av 15 min avräkning, nu gällande tidplan är december 2020.

14 14 (19) Vad gör Svk för att undvika utbyggnad av fossil balans/reservkraft i framtiden? 22 GW installerad kapacitet förvinner i Tyskland till Vad betyder Tysklands nedstängning av kärnkraft och kolkraft för den svenska balanshållningen? Det är viktigt att små möjligheter tas tillvara, inte minst förbrukning i bristområden. Hur ska/kan dessa fångas upp? Kapacitetsavgifter, andra tekniska krav..? Det har nämnts att en nedreglerande FCR-D tjänst kan komma. Blir det en tjänst som kan offereras oberoende av den existerande uppreglerande tjänsten? Hur arbetar SvK med att stärka transparens och ge tydligare signaler om risk för höga priser, ex vid effektkraftaffärer? Svenska kraftnät är teknikneutral i sina framtagna lösningar och kravspecifikationer. Svenska kraftnät ska givetvis främja möjligheten för nya aktörer och teknologier att delta på via de framtagna marknadslösningar som svenska kraftnät ansvarar för, det bidrar både till förbättrad konkurrens och möjliggör omställningen av elsystemet. Nedläggningen av Tysk kärnkraft har ingen direkt påverkan på svensk och nordiskt balanshållning. Som systemansvarig myndighet ansvar Svenska kraftnät för att bland annat säkerställa tillräckligt med reserver för upprätthålla säker drift av det svenska kraftsystemet. De europeiska nätkoderna lägger dock tillrätta för en ökad koordinering mellan regioner för användandet av resurser till mothandel och ur det avseendet kan nedläggningen av tysk kärnkraft komma att innebära en mer frekvent efterfrågan från Tyskland på nordiska reglerresurser. De marknadslösningar som Svenska kraftnäts utformar nationellt och i samarbete med de övriga nordiska stamnätsoperatörerna utformas ej utifrån specifika produktions- och förbrukningsslag utan är generella och målet är att ta fram lösningar som är så inkluderande som möjligt för att främja god konkurrens och ökad likviditet. FCR-D för nedreglering (överfrekvens) är ett krav från driftkoden SO GL. Kommande marknadslösning för nedreglerad FCR-D kommer vara separerad från uppreglerad FCR- D. En del inom arbetet med Svenska kraftnäts strategiska systemansvar se slide handlar om att tydliggöra de olika drifttillstånden och vilka krav och åtgärdsmöjligheter som finns inom de olika tillstånden.

15 15 (19) Vilka andra åtgärder, än en kapacitetsmarknad, kan SvK tänka sig för att öka aktörernas incitament för mer flexibilitet, ex minskad administration? Hur säkerställs det att obalanser straffas med rätt kostnad? Ex möjligt att använda afrr och på så sätt minska mfrr avropen (och därmed obalanskostnaden) Finns det någon möjlighet för norden att bara använda en produkt, ex kombinera utbyggd afrr med bara scheduled activation? Svenska kraftnät ser just nu över krav på kommunikationslösningar för att möjliggöra för nya och mindre aktörer att bidra med reserver. Svenska kraftnät ser inte separat på hur administrationen kan minskas för att öka flexibilitet men att minimera administrationen vid framtagande av nya och förändrade marknadslösningar är alltid något som tas med. För att fånga upp aktörers syn på administration så förs en dialog med aktörer vid framtagandet av nya och förändrade marknadslösningar Den 18 december 2018 lämnade samtliga europeiska TSOer in ett förslag på harmonisering avseende avräkning av obalanser enligt artikel 52.2 i Kommissionens Förordning (EU) 2017/2195 av den 23 november 2017 om fastställande av riktlinjer för balanshållning avseende el. Förslaget säger bland annat att priset kan baseras på FRR, dvs afrr och mfrr. Hur detta kommer att påverka obalanspriset i de svenska elområdena är i dagsläget oklart men med högsta sannolikhet kommer ett nordiskt harmoniserat regelverk tas fram där obalanspriset baseras på afrr och mfrr. För att läsa de inlämnade förslagen se länk nr 2 i tabell 1. afrr och mfrr kommer även fortsättningsvis att upphandlas och aktiveras som två separata produkter från två separata budstegar. mfrr delas i sin tur in i en planerad aktivering schemalagd produkt (aktivering varje kvart) samt en direktaktiverad produkt (aktiveras direkt när behov uppstår, såsom sker idag). Ett direkt aktiverbart bud kan alltså aktiveras som schemalagt planerad, men inte vice versa. En BSP kan välja att ange budet som direkt aktiverbart, eller endast som schemalagt planerad, vilket kan ses som en ytterligare möjlighet för BSP. På så vis kan BSP själv välja att kombinera eller inte kombinera sina bud.

16 16 (19) Scheduled vs Direct activation, är det formellt olika produkter med olika budstegar? Kommer det att bli marginalpris på alla marknader, både energi och kapacitet? Syftar alltså (se tidigare svar) på två olika sätt att aktivera ett mfrr bud. I händelse BSP önskar att det lämnade budet endast aktiveras schemalagt per kvart (ISP) så kan detta anges och budet exkluderas från budstegen för direktaktiverbara bud. I annat fall är det samma budstege som används. Vad gäller själva produkten är övriga krav såsom full aktiveringstid etc. detsamma. Det kan tilläggas att den slutliga designen inte är färdigställd, så det kommer finnas tillfälle att återkomma till ämnet längre fram. Svenska kraftnät har noterat att detta är en viktig fråga för marknadens aktörer och även Svenska kraftnät förespråkar marginalprissättning för väl fungerande marknadslösningar. Planen är att övergå till marginalprisssättning på afrr kapacitetsmarknaden inom två år från go alive. När det gäller FCR så kommer Svenska kraftnät att under 2019 göra en analys för att få en bild av effekterna (nyttor och kostnader) av en eventuell övergång till marginalpris. IT frågor relaterat till aktörsmötet Vänligen redogör för kraven på realtidsmätning och -kommunikation för respektive balanstjänst (FCR-N/D, xfrr) Vänligen redogör för vilka alternativa protokoll för förenklad kommunikation (istället för ICCP OCH ELCOM) som övervägs. När väntas beslut i frågan? Det pågår ett arbete för att kartlägga krav på rapportering av realtidsmätvärden kopplat nätkoderna. De krav som ställs idag gällande realtidsmätning återfinns i balansansvarsavtalets bilaga 2, bilaga 5 samt de regeldokument som bilagorna hänvisar till. Övrigt: miniminoggrannhet för frekvensmätning vid FCR-leverans är 10 mhz, enligt artikel i förordning (EU) 2017/1485. Mer information om de olika reservprodukterna går ven att finna via länk nr 4 i tabell 1. Svenska kraftnät kan tyvärr inte redogöra för detta i dagsläget och får återkomma angående när beslut väntas.

17 17 (19) Frågor angående mfrr och afrr marknaderna relaterat till aktörsmötet Kommer det att bli 15 min bud för afrr och mfrr för både kapacitet och energi? Om ja, i så fall när? Skall afrr och mfrr energierna budas separat? Vad kommer att bestämma reglerpriset om afrr och mfrr jobbar åt olika håll? Åt samma håll? Kommer tekniska kraven på reserver att harmoniseras mellan länderna? Det har aviserats att mängden inköp av afrr kommer öka. Förväntas då köpen av någon annan tjänst att minska? Ja på sikt är det troligen så men afrr ska mer jämföras mot dagen-före marknadens (DA) tidupplösning än mot mfrr vilket innebär att när det finns en DA på 15 min så kommer även afrr kapacitetsmarknad behöva övergå till 15 min. När och om detta sker styrs till stor del av politiska beslut inom EU. Ja det är olika produkter och det kommer att finnas olika marknadsplatser för de två produkterna. Idag finns redan en energiaktiveringsmarknad för mfrr (den nordiska reglerkraftmarknaden) Det kommer även att komma en energiaktiveringsmarknad för afrr och utveckling av den pågår nordiskt inom det nordiska programmet Nordic balancing model (NBM) När det finns en energiaktiveringsmarknad även för afrr så kommer det att vara ett reglerpris för afrr och ett reglerpris för mfrr i och med att det är olika marknadsplatser Målet är ha en tillräckligt god harmonisering av produkter. 100% harmonisering kommer med en kostnad för aktörer och om denna kostnad överstiger nyttan finns ingen anledning att eftersträva det. Tillräckligt god harmonisering utgår från kraftsystemets behov och nyttan för aktörerna. Det finns en nordisk upprampningsplan för afrr kapacitet där målet år 2021 är att handla upp 600 MW för alla timmar. Vi ser inte att uppköp av någon annan produkt initial kommer att minska men på lång sikt med nya europeiska standardiserade krav på de olika reservprodukterna och ett förändrat sätt att reglera det nordiska och europeiska kraftsystemet öppnar sig nya möjligheter för aktörer att buda in på flera/andra marknader. Denna nya möjlighet kan leda till en

18 18 (19) omfördelning av resurser. Men totalt sett ser Svenska kraftnät att behovet av reglerresurser, oavsett marknad, kommer att öka. Hur kommer afrr energin att avräknas då kapaciteten budas på timnivå och energin avräknas på 15 minuter? Hur kommer afrr energin att avräknas om den aktiveras i SE2 och är reserverad för SE3 och det är olika spotpriser i områdena samt uppreglerat i SE3? När kommer afrr att avräknas per prisområde? Varför är inte afrr uppdelat per reglerobjekt lika som mfrr? Finns det inget intresse att veta var inom området regleringen sker? Inledningsvis kommer afrr energin att aktiveras pro-rata på nordisk basis (som nuläge) och avräkningen av energin sker enligt reglerpris för den nordiska reglerkraftmarknaden och följer således gällande avräkningsperiod (15 min alt. 1 timme). När den nordiska energiaktiveringsmarknaden för afrr är på plats kommer afrr att avräknas enligt marginalpris för aktuell period för prissättning av balansenergi för marknadsplatsen. (I europeisk context förkortas "aktuell period för prissättning av balansenergi" BEPP) Aktiverad afrr-energi kommer ersättas utifrån reglerpris i det område där aktiveringen sker När det gäller afrr kapacitet så kommer avräkning att ske per prisområde vid go-live av den nordiska kapacitetsmarknaden. Aktiverad afrr-energi kommer ersättas utifrån reglerpris i det område där aktiveringen sker. Vid go-alive av den nordiska marknaden för afrr kapacitet finns det inget behov av att veta var inom området aktiveringen sker då den initiala volymen afrr är begränsad MW (enligt upprampningsplan, se slide 55) och aktivering sker enligt pro-rata principen. När aktivering av afrr energi övergår från pro-rata till aktivering i prisordning på energiaktiveringsmarknaden kommer aktiveringen att ta hänsyn till de strukturella flaskhalsarna i nätet och det kan då uppstå behov av information per reglerobjekt. Diskussion gällande reglerobjekt är en del i det pågående nordiska utvecklingsarbetet av den nya nordiska

19 19 (19) balanseringsmodellen (NBM - Nordic Balancing Model) Vilka principer kommer att gälla för valet mellan aktivering av afrr respektive mfrr? Hur säkerställs att afrr ej utnyttjas som mfrr? mfrr används proaktivt/schemalagt så långt det är möjligt, och även reaktivt för dämpa strukturella obalanser och avlasta av afrr så långt det är möjligt. afrr används reaktivt för att dämpa kvarstående/snabba obalanser, men i en framtida balanseringsmodell som är fullt ut baserad på ACE-reglering och optimeringsfunktioner som styr aktiveringen, kommer afrr även ta en del av mfrr:ens reaktiva roll. Så länge det endast finns en kapacitetsmarknad, kommer afrr aktiveras automatiskt pro-rata (~samma andel av avropad kapacitet för alla aktörer) baserat på uppmätt frekvens i synkronområdet. Det är i detta skede som det finns en risk att afrr inte avlastas med mfrr och att aktiverad energi därmed inte blir marknadsmässigt prissatt. När det finns en energiaktiveringsmarknad, kommer afrr-energibud aktiveras automatiskt i prisordning baserat på uppmätt obalans/efterfrågat behov per prisområde Skick av afrr-bud: När dessa blir per prisområden, måste även dessa skicka i samma bud? Generellt går det bra att skicka in/lägga till bud i flera omgångar för de prisområden som en aktör är pre-kvalificerad för. Övrigt ej relaterat till aktörsmötet Hur ska de nätkapacitetsproblem som uppstått på olika platser i landet, inte minst i Skåne, planeras minska/elimineras. Vilka tankar finns kring detta? Hur ser samverkan ut med DSO:er? Finns det lösningar i närtid? På Elmarknadsrådet den 14 februari 2019 togs kapacitetsfrågan i skåne upp som en punkt och svar på frågan hänvisar därför till presentation och mötesanteckningar från det mötet. Mötesanteckningar och presentationsmaterial från Elmarknadsrådet publiceras via länk nr 3 i tabell 1