Aktörsmöte balanseringsreserver

Aktörsmöte balanseringsreserver 2017-12-05

Syfte: nformera om vad som är på gång när det gäller balanseringsreserver både den långsiktigt övergripande planen men även det närmare målet om en nordisk kapacitetsmarknad för afrr. Mål: Deltagarna har en bild av den långsiktiga planen när det gäller balanseringreserver, främst afrr men även mfrr och även mer i detalj känner till hur den nordiska kapacitetsmarknaden för afrr är tänkt att fungera.

Agenda 10:15 11:00 Förändringar i kraftsystemet 11:00 12:30 afrr kapacitetsmarknad 12:30 13:15 Lunch 13:15 14:30 Balanseringskonceptet 14:30 14:40 Kaffe 14:40 15:50 Europeiska plattformar 15:50 16:00 Avslut

Förändringar i kraftsystemet Fredrik Wik

Det händer mycket nu > Förändringar i kraftsystemet, vilket ger nya utmaningar > Energikommissionen > mplementering av EU:s tredje elmarknadspaket > Ett fjärde elmarknadspaket Clean Energy for all Europeans

Det är mycket som händer nu > Förändringar i kraftsystemet, vilket ger nya utmaningar > Energikommissionen > mplementering av EU:s tredje elmarknadspaket > Ett fjärde elmarknadspaket Clean Energy for all Europeans

Det är mycket som händer nu > Förändringar i kraftsystemet, vilket ger nya utmaningar > Energikommissionen > mplementering av EU:s tredje elmarknadspaket > Ett fjärde elmarknadspaket Clean Energy for all Europeans Den 9 januari 2017, överlämnat Energikommissionen sitt betänkande, Kraftsamling för framtidens energi, till regeringen.

Det är mycket som händer nu > Förändringar i kraftsystemet, vilket ger nya utmaningar > Energikommissionen > mplementering av EU:s tredje elmarknadspaket > Ett fjärde elmarknadspaket Clean Energy for all Europeans De sista nätkoderna kommer att komma i laga kraft den 18 december 2018.

Det är mycket som händer nu > Förändringar i kraftsystemet, vilket ger nya utmaningar > Energikommissionen > mplementering av EU:s tredje elmarknadspaket > Ett fjärde elmarknadspaket Clean Energy for all Europeans (CEP) Kommissionen räknar med att CEP godkänns under 2018

Fokus idag Guideline on Electricity transmission System Operation (GL SO) - Dimensionering av reserver - Geografisk distribution - Tekniska krav på reserver - Krav på driftsäkerhet Guideline on Electricity Balancing (GL EB) - Marknadskoppling av balansmarknaderna - Harmonisering av balansmarknaderna (ex. standardprodukter) och balansavräkning (ex. 15 min avräkningsperiod) - Ny roll på marknaden: BSP

afrr nordisk kapacitetsmarknad > Vad är afrr > Historik och nuläge > Krav och prekvalificering > Reservering av överföringskapacitet

Vad är afrr Mikael Winai

afrr - automatic Frequency Restoration Reserve 50.0 Hz Frequency MW FCR Automatic FRR Manual reserves Time (not to scale) > Återställer frekvensen till 50 Hz efter att FCR stabiliserat > Begäran styrs ut centralt, och ska vara fullt utreglerad inom 120 sekunder > Avlastas/återställs av mfrr

Varför afrr? > Ökat antal minuter utanför normalbandet 49,1-50,1 Hz > Mer förändringar av produktion och förbrukning inom dygnet och inom timmen > Mer utbyte mellan synkronsystem > Nya produktionskällor som är väderberoende > mfrr: Utmaning att administrera och snabbt aktivera ökat antal avrop > afrr: Automatisk reglering ger säkrare och mer effektiv drift av kraftsystemet

Historik och nuläge Rebecca Nilsson

Historik afrr > 2013: afrr införs på prov som en reserv i det nordiska systemet > 2014/2015: Pilotprojekt mellan Svk och Statnett för reservering av överföringskapacitet i Hasle > 1 juli 2016: afrr införs som permanent produkt i Sverige > 16 november 2016: Nordiska CEO:er signerade avtal om en nordisk marknad för afrr > April 2017 Svk/SN informerar Fingrid och Energinet om ett förändrat samarbete kring balansering

Nuläge > Upphandling av T-leverantör för handelsplattform pågår > Utveckling, implementation och tester påbörjas under andra halvåret 2018 > Svenska kraftnät, Statnett och Energinet kommer att vara med i den nordiska marknaden > Statnett och Energinet kommer att lämna in en ansökan till respektive NRA > Samråd kommer att ske med nordiska NRA:er > Start av nordisk kapacitetsmarknad under första halvåret 2019

Krav och prekvalificering Mikael Winai

Krav för nordisk kapacitetsmarknad Krav Nuvarande marknad Nordisk marknad Volym / dimensionering Per control area (SE, NO, DK, F) Per elområde Reservering av överföringskapacitet Budstorlek 5 MW 5 MW Asymmetriska bud Portföljbud Upphandling Prissättning för kapacitet Ja Alla bud hanteras som portföljbud för SE2 Veckovis (lördag-fredag) med GCT torsdagar 10:00 Pay-as-bid Ja Portföljbud per elområde Dagligen D-2 med GCT 20:00 Pay-as-bid Aktivering Pro-rata Pro-rata Energiersättning Enligt reglerpris för SE2 Enligt reglerpris per elområde

Prekvalificering nuvarande krav Anmäl intresse: afrr@svk.se Ta del av produktspecifikation och prekvalificeringsdokument Kommunikation, styrning och egen test Test med Svk Utvärdering och beslut Komplettera kommunikation Kommunikationskrav (CCP) Tester av automatisk styrning och finjustering Förfrågan om teknisk installation Signal/Aktiverings test Svars test Teknisk beskrivning Dokumentation från egen test Kommunikation etablerad Noggrannhet i responstest Dedikerad SCADA Konfigurera EDEL för bud, avrop, planer Svk-intern konfigurering

Reservering av överföringskapacitet Rebecca Nilsson

Reservering av överföringskapacitet > Säkerställa reserver enligt GL SO per block (artikel 157) > Använda överföringskapacitet på den marknaden där den bidrar med störst samhällsekonomisk nytta > GL EB entry into force (EF) 18 december 2017 > Leverera metodförslag 2 år efter EF (per kapacitetsberäkningsregion) > Enligt artikel 41 GL EB - Market based allocation

GL EB artikel 41 Market-based allocation process 1. By two years after entry into force of this Regulation, all TSOs of a capacity calculation region may develop a proposal for a methodology for a market-based allocation process of cross-zonal capacity for the exchange of balancing capacity or sharing of reserves. This methodology shall apply for the exchange of balancing capacity or sharing of reserves with a contracting period of not more than one day and where the contracting is done not more than one week in advance of the provision of the balancing capacity. The methodology shall include: (a) the notification process for the use of the market-based allocation process; (b) a detailed description of how to determine the actual market value of cross-zonal capacity for the exchange of balancing capacity or sharing of reserves, and the forecasted market value of cross-zonal capacity for the exchange of energy, and if applicable the actual market value of crosszonal capacity for exchanges of energy and the forecasted market value of cross-zonal capacity for the exchange of balancing capacity or sharing of reserves; (c) a detailed description of the pricing method, the firmness regime and the sharing of congestion income for the cross-zonal capacity that has been allocated to bids for the exchange of balancing capacity or sharing of reserves via the market-based allocation process; (d) the process to define the maximum volume of allocated cross-zonal capacity for the exchange of balancing capacity or sharing of reserves pursuant to paragraph 2. 2. The allocation of cross-zonal capacity based on a market-based allocation shall be limited to 10% of the available capacity for the exchange of energy of the previous relevant calendar year between the respective bidding zones or, in case of new interconnectors, 10% of the total installed technical capacity of those new interconnectors. This volume limitation may not apply where the contracting is done not more than two days in advance of the provision of the balancing capacity or for bidding zone borders connected through DC interconnectors until the co-optimised allocation process is harmonized at Union level pursuant to Article 38(3). 3. This methodology shall be based on a comparison of the actual market value of cross-zonal capacity for the exchange of balancing capacity or sharing of reserves and the forecasted market value of cross-zonal capacity for the exchange of energy, or on a comparison of the forecasted market value of cross-zonal capacity for the exchange of balancing capacity or sharing of reserves, and the actual market value of cross-zonal capacity for the exchange of energy. 4. The pricing method, the firmness regime and the sharing of congestion income for cross-zonal capacity that has been allocated for the exchange of balancing capacity or sharing of reserves via the market-based process shall ensure equal treatment with the cross-zonal capacity allocated for the exchange of energy. 5. Cross-zonal capacity allocated for the exchange of balancing capacity or sharing of reserves via the market-based allocation process shall be used only for the exchange of balancing capacity or sharing of reserves and associated exchange of balancing energy.

Algoritmen > nput > nitial fördelning utfrån historiska obalanser per elområde > Nordiska afrr bud > Prognos spotpriser (gårdagens priser) > Prognos handelsflöden mellan budområden (gårdagens flöden) > NTC mellan budområden > Möjlighet till manuell hantering vid kända förändringar > Output > Avropade afrr bud > Reserverad överföringskapacitet > (TSO-TSO avräkning)

Styrande faktorer i vald modell > Max 10 % av NTC > Uplift 1 EUR på spotprisskillnaden mellan budområden

A B NTC utan reservation 100 MW 10 MW uppreglering: 10 EUR/MW Spotpris 30 EUR/MWh 10 MW uppreglering: 20 EUR/MW Spotpris 35 EUR/MWh Värde afrr: (20-10) * 10 MW = 100 EUR Kostnad spot: ((35-30)+1) * 10 MW = 60 EUR Värde afrr > Kostnad spot medför att reservering av överföringskapacitet kommer att ske Reservation max 10 % av NTC: Max 10 MW kan att reserveras. NTC med reservation 90 MW

A B NTC=100 MW 10 MW uppreglering: 15 EUR/MW Spotpris 30 EUR/MWh 10 MW uppreglering: 20 EUR/MW Spotpris 35 EUR/MWh Värde afrr: (20-15) * 10 MW = 50 EUR Kostnad spot: ((35-30)+1) * 10 MW = 60 EUR Kostnad spot > Värde afrr medför att reservering av 10 MW överföringskapacitet ej kommer att ske

Återstående arbete - kapacitetsmarknad > Volymer och tider > Samarbete med Fingrid > Manuell hantering vid reservation av överföringskapacitet > Systemförändringar (T) > Avtalsförändringar

Kontaktuppgifter afrr Vid frågor gällande den kommande marknadsmodellen för kommande nordiska afrr-marknaden > Rebecca Nilsson, tel. 010-475 81 88, rebecca.nilsson@svk.se Vid frågor gällande nuvarande nationella afrrmarknad, prekvalificering och krav > Mikael Winai, tel. 010-475 87 97, afrr@svk.se

Förändrad balanseringsmodell Anna Jäderström > Varför förändrad balanseringsfilosofi? > Modern Area Control Error (MACE)

Framtidens balansering Aktörsmöte 5 december 2017

Huvudsakliga utmaningar för kraftsystemet Systemstabiliteten utmanas av minskande svängmassa och distribuerad produktion Utmaningar Balanseringen måste klara en lägre andel planerbar produktion Förutsättningar Roller och ansvar måste tydliggöras och kompletteras Nätkapacitet under omställningen, pågående storstadstillväxt och en samtidig förnyelse av nätet Effekttillräcklighet stora strukturella förändringar i produktionsledet Europeisk och Nordisk samverkan harmonisering och ökad sammankoppling

Balanseringskoncept: Balanseringen måste klara en lägre andel planerbar produktion mer flexibilitet kommer behövas. Svenska kraftnät utvecklar nu ett nytt nordiskt balanseringskoncept tillsammans med Statnett. Planering och drift: Ökad insamling av realtidsmätvärden från nät och produktionsläggningar Utveckla T-stöd för en förbättrad systemöverblick och MACE-kontroll Systemdesign och utveckling: Reservering av överföringskapacitet för att möjliggöra ökat utbyte av balanseringstjänster dentifiera hinder och möjligheter för förbrukningsflexibilitet och energilager Avräkning: Avräkningsperiodens längd kortas ned till 15 minuter för en effektivare balansering Mer korrekta prissignaler genom förändrad marginalprissättning och beräkning av obalanspriset Ny strategi för att säkerställa balanseringen Utdrag från SUP - Systemutvecklingsplanen

Varför nytt balanseringskoncept?

Mer förnyelsebar produktion EUregelverk och marknadsintegration Samhällsekonomisk nytta, rättvisa och tydliga incitament Målet: Ett nordiskt kraftsystem som har en förstärkt systemsäkerhet, är effektivt och harmoniserat med Europa

Large structural changes in the power system Parallel implementation of EU regulations in the Nordics Modernisera den operativa balanseringen Hantera ett nytt elsystem och bedriva innovation Efterleva nätkoder och integrera marknader En förändring är nödvändig Nytt nordiskt balanseringskoncept Tätare samarbete Förstärkt samarbete med Statnett och Energinet tidigt i utvecklingsarbetet och gemensam plattform för T-utveckling

Systemoperatörerna i Sverige, Danmark och Norge är eniga om en framtida modell för balansering av det nordiska synkronsystemet. De tre systemoperatörerna lägger nu därför fram ett gemensamt förslag på LFC-blockstruktur för konsultation. Önskan om att även Fingrid skulle gå med, men hittills har Fingrid sagt nej, med önskan om att fortsätta balanseringen så som idag och med samma styr-struktur i Norden vad gäller balansering. Status i det nordiska samarbetet - balansering Konsultation www.svk.se Aktörerna kommer involveras i detta utvecklingsarbete, genom forum och referensgrupper framöver!

Grov tidplan nytt Balanseringskoncept Degree of implementation 2017 Step 1 Step 2 ~2020 Step 3 ~2022 Step 4 Preparation for MACE mplementation mplementation of first generation MACE Full Nordic implementation of MACE European integration (NBC fully realized)

Vad förändras?

Exempel på konkreta förändringar Möjlighet att delta på internationella marknader Ändrade tidpunkter på reservmarknader och drift Nya produktdefinitioner Ändrad sammansättning/användning mfrr/afrr Utveckling av villkor för att leverera systemtjänster/delta på marknader Förändrad TSO-process för balansering (ökad automatisering)

Det nya balanseringskonceptet: MACE control Oskar Sämfors

En kombination av gammalt och nytt Moderna T-lösningar i kombination med beprövad teknik skapar förutsättningar för framtidens kraftsystem MACE control (Modernized Area Control Error)

Det gamla: Traditionell ACE reglering FCR Utbyte med andra områden ACE = Planerat utbyte Uppmätt utbyte FCR = = P - F - FCR

Vi har historiskt tillämpat ACE-reglering i Norden, och på sätt och vis gör vi det även idag... 0 MW 0 MW 0 MW +100 MW -50 MW -30 MW 0 MW -20 MW 0 MW (50,0 Hz)

Vi skall dock inte tillbaka till den gamla lösningen, då den inte säkerställer att vi ex. utnyttjar tillgänglig överföringskapacitet för handel och nettning +100 MW +100 MW -50 MW -130 MW -20 MW 0 MW (50,0 Hz)

Det nya: En överordnad optimering som säkerställer effektivitet MACE controller MACE controllerns uppgift är att säkerställa effektivitet genom att tillgänglig överföringskapacitet utnyttjas för nettning och effektiv aktivering av reserver (mfrr och afrr).

afrr-aktivering afrr börvärde område X = ACE område x Korr MACE område x MACE platform Lokal Total MOL MOL MACE platformens uppgift är att säkerställa effektivitet genom att tillgänglig överföringskapacitet utnyttjas för nettning och effektiv aktivering av afrr. Local MOL LFC controller Local MOL LFC controller Local MOL LFC controller Local MOL LFC controller LFC controllerns uppgift är att beräkna det lokala afrr behovet (utan hänsyn till andra områdens tillstånd), samt att aktiver lokal afrr.

MACE-regleringen underlättar den driftmässiga hanteringen av systemets flaskhalsar och bidrar därför till att nätet kan utnyttjas effektivare Snittflöden som avviker från plan drivs av obalanser som flödar mellan områden. När flöden närmar sig gräns kommer MACE-regleringen att aktivera afrr så att flödet blir konstant.

mfrr in MACE control +5 +100-120 -73-135 -95-155 -93 +120 +35 MACE platform +20 The TSO of an area request mfrr activation for their own area(s) Area mfrr requests are optimized in a central platform Calculates and distributes the optimal reserve activation Regards ATCs, bid prices, netting etc. Local TSO will activate the bids Resembles the European platform for mfrr

Dimensioneringen av hela systemets behov av reserver tar sin utgångspunkt i varje områdes behov och överföringskapacitet mellan områden Analysera varje elområdes historiska obalanser Ta hänsyn till möjligheten att sammanlagra olika områdens obalanser Säkerställ reserver lokalt och/eller boka transmissionskapacitet Fördela kapacitet mellan afrr och mfrr

Better control of exchanged reserves From this All exchange of balancing energy is calculated as a net imbalance per hour to this Most of the exchanged balance power is connected to a trade mfrr afrr Netting mbalance power 07:0 0 08:00 07:0 0 08:00 Exchange of balancing power from area A to area B Exchange of balancing power from area A to area B

Europeiska plattformar > MAR > PCASSO

Europeiska plattformar Kommissionsriktlinjen för balansering av el förespråkar framtagande av europeiska plattformar för utbyte av energi.

Europeiska implementeringsprojekt Reserves/ Frequency FCR FRR automatic manual Time to Restore Frequency RR P t

Konsultation av MAR och PCASSO > ntressenter involveras på följande sätt > Workshop för intressenter (september 2017) > ntressenter har nu möjlighet att lämna synpunkter på alternativa designförslag (november-december 2017) > ntressenter har möjlighet att lämna synpunkter på designförslaget (maj-juni 2018) Viktigt att ni framför era synpunkter! PCASSO MAR

MAR Fredrik Wik

MAR projektbakgrund

nvolverade TSO:er

Project Timeline according to the GLEB 201 6 V V 2017 V V V X X X X V V 2018 V V V X X X X V V 2019 V V V X X X X 2020-2022 NRAs approval of the design Go- Live Preparatory Work DESGN 1 Collection of options DESGN 2 Selection from available options MoU preparation and signature process Press release Governance structure put in place Congestion Mng. Settlement Product and Process Algorithm and Bid Structure Congestion Management Settlement Product and Process Algorithm and Bid Structure MPLEMENTATON SMULATON PUBLC CONSULTATON STAKEHOLDER FEEDBACK

Consultation document structure Product and Process Dealing with the questions on the product shape and the sequence of direct vs. scheduled activation. Algorithm Explaining the main inputs and outputs of the algorithm and identified constraints. Settlement Tackling the issue of how to settle the delivered energy in terms of volume as well as price. Congestion Management Outlining the options, which the TSOs have at hand in case the security of the system would be endangered. Harmonization Providing a list of aspects, which are not an inherent part of the mfrr platform design, however could be considered for harmonization, in case it would have a crucial impact on the level-playing field for the platform users and the liquidity of the platform. Each of the described sections provides a description of the respective issues and identifies several options for the possible future design. Questions for stakeholders are clearly marked at the end of the respective chapters. 65

MAR General Process 66

MAR Following shapes are put forward for the mfrr standard product: 67

MAR Currently foreseen product characteristic 68

-30-25 -20-15 -10-5 +5 +10 +15 +20 +25 +30 Timing of the Scheduled Process MAR Communic ation time TSO- Platform? Assumes 0.5' Processing time platform? Assumes 1' Communic ation time Platform- TSO? Assumes 0.5' GCT TSO submi t needs T-10' T Change of plans of HVDC? Assumes 3' QH 1 Starting point: Ramp of physical exchange starts T-5' FAT=12.5' Communic ation time TSO-BSP? Assumes 0.5' Time from GCT to submit need to full activation of bids: 15'

MAR The nteraction between the Direct and the Scheduled Process 70

MAR Algorithm Components nputs Bids Divisible ndivisible Demands Elastic nelastic Power Flow Limits ATC nternal Zones Optimization Model Objective function Maximizing social welfare (i.e., minimizing balancing cost) Constraints Power balance equation (netting) Power flow constraints HVDC constraints Output Activated quantities Satisfied demands XB marginal prices Social welfare/balancing cost 71 71

PCASSO Jesper Marklund

Kort om PCASSO 1/2 PCASSO EU mandatory afrr target

Kort om PCASSO 2/2 July 2017 Public Project Open for other TSOs Drafting of MoU Between initial members Design of afrr Target Platform Drafting of design proposal Preparation for implementation Summer 2018 mplementation of afrr Target Platform Durations of accession could differ among countries Joint SH workshops Public consultation (2x) nteractions with ENTSO-E NRA joint comfort Change of national frameworks and local implementation Phase 1 N regions allowed Phase 2 1 Platform for all cooperating parties

Aktivering av afrr Automatic Frequency Restoration Process Power balance of the Control Area Control error: Area Control Error (ACE) Set-point value for afrr activation is determined by the secondary controller and sent as a communication signal to the afrr-provider The ACE is controlled to zero through afrr delivery afrr-request afrr Controller P Disturbance ACE Set-point actual afrr afrr Activation afrr Power Balance ACE t

Europeisk afrr-plattform afrr- Activation afrr Control Area Balance Control Area Balance afrr afrr- Activation ACE ACE LFC Area 1 afrr-request afrr Controller afrr Controller afrr-request LFC Area 3 European afrr Plattform LFC Area 2 afrr-request afrr Controller ACE other Control Areas afrr- Activation afrr Control Area Balance

Control Demand och utbyte av ACE AOF P Corr Closed Loop of automatic frequency restoration process (not changed) P nt,ol - P ACE afrr P afrr,set afrr- P afrr Controller P Demand - Provider (P-Controller) P nt,set K f Control Demand Concept and ACE Adjustment Coordinates the imbalances at the input of the control loop Stability proven theoretically and in real operation in Germany, GCC and the afrr cooperation between Austria and Germany The concept will be extended by an ACE adjustment mechanism assigning the ACE resulting from afrr activation dynamics to the importing TSO

TSO-TSO modell BRPs imbalance settlement (TSO-BRP-settlement) imbalances TSO A afrr settlement (TSO-BSP-settlement) afrr product BSPs 78

TSO-TSO modell BRPs Energy Market BRPs imbalance settlement (TSO-BRP-settlement) imbalances imbalances imbalance settlement (TSO-BRP-settlement) TSO A cross-border product afrr cross-border pricing & settlement (TSO-TSO-settlement) TSO B afrr settlement (TSO-BSP-settlement) afrr product afrr product afrr settlement (TSO-BSP-settlement) BSPs BSPs 79

TSO-TSO modell imbalance settlement (TSO-BRP-settlement) BRPs imbalances Energy Market BRPs mbalance settlement harmonisation not part of the framework imbalances imbalance settlement (TSO-BRP-settlement) TSO A cross-border product afrr cross-border pricing & settlement (TSO-TSO-settlement) TSO B afrr settlement (TSO-BSP-settlement) afrr product afrr product afrr settlement (TSO-BSP-settlement) BSPs BSPs 80

Standardprodukt Full Activation Time (FAT) Minimum speed of BSPs Bid resolution (time) For how long is a bid valid? Bid granularity (volume) What is the minimum bid size / increment?

Full aktiveringstid (FAT) OK Not OK MW MW afrr FAT t afrr FAT t

ncitament för snabbare leverans Avräkning efter aktiverad volym. nte beställd volym som vi har idag

Standardprodukt - Bud Current Germany Austria Belgium France Netherlands Minimum bid size 5 MW 5 MW 1 MW 1 MW 4 MW Granularity 1 MW 1 MW 0.1 MW 1 MW 1 MW Divisibility Yes Yes Yes Yes Yes Minimum & maximum bid size [MW] Means the min/max size of the offered bid volumes from the BSPs Affects the number of bids on the MOL (T technical impact) & minimum pool size required (market entry) f bid are divisible, the maximum bid size is to be considered mostly as an T limitation Granularity [MW]: Possible increment of offers above the minimum bid size Divisibility: Means whether a minimum bid volume constraint during activation applies yes/no By nature of the afrr process, energy bids have to be divisible to be activated continuously

Prissättning Pricing Cross-Border Marginal Pricing All BSPs within a non-congested area receive the same marginal price Marginal price is the price of the most expensive bid activated in a non-congested area. With congestion the marginal price is the price of the highest activated bid per uncongested area. Consistent with other market timeframes and mfrr proposal Most accurately reflects the value of energy in uncongested area TSO-TSO Settlement Proportional cost sharing Actual costs for each partner is calculated based local activation for the cooperation Target costs for each partner is calculated based on the respective demand Difference between actual and target costs are compensated between the partners Congestion rent may be generated.

Balancing Energy Pricing Period (BEPP) Control-cycle BEPP 15-min BEPP The BSP settlement is settled on a control-cycle basis (each 4 seconds) The BSP settlement is done on an SP basis (each 15 minutes) The BRP settlement is done on a volume weighted average The BRP settlement results from the market clearing price of the BSP settlement

Congestion management Some bids are filtered by the connecting TSO as it would create congestion in case they would be activated (TSO mark some bids as unavailable) Some additional internal constraints (or/and additional zones compared to XZ D ATC) are modelled in the platform and platform algorithm has to respect it National redispatching after the results of the platform platform time Before optimization During optimization After optimization

HVDC The problem: > Potential deviation between the exported product from a synchronous area and delivered product from the BSP. > Such a deviation would be an imbalance that belongs to the connecting TSO of the BSP > Will result in an imbalance in the other synchronous area -> financial + system security Mitigation measures > Ramp he HVDC cable with the same response as the BSPs. This requires good knowledge about the BSP response and a flexible HVDC ramp controller. Extra difficult if the BSPs deliver differently. > Reduce the maximum exchange rate. f the ramp rate of the afrr delivery on HVDC is limited, this also limits the maximum deviation between HVDC and BSP response afrr ACE correction BSP response HVDC response mbalance for the exporting TSO > Strict BSP ramping requirement. f the BSPs had to follow a certain ramp; the standard product includes a ramping requirement; alignment would be more straight forward

Details that need to be outlined > There are a number of details on the Nordic afrr in relation to the European platform that need to be outlined > What are the conditions for pre-netting on a regional basis, and how are they affected by the LFC block structure? > What are the conditions/need for the use of a European standard product in the Nordics? > What are the conditions for exchange of afrr over HVDC lines?

Uppsummering och avslut Rebecca Nilsson

Uppsummering > Omfattande ändringar i kraftsystemet kräver nya marknader och driftlösningar > Med införandet av ny balanseringsmodell tar vi grep om och säkrar framdrift i det nordiska och europeiska samarbetet > afrr kommer liksom mfrr att få en central roll > Ändringarna kommer att beröra aktörerna > Att som aktör delta genom konsultationer och samråd både på nationell och europeisk nivå, är viktigt!

Med Systemutvecklingsplanen (SUP) vill Svenska kraftnät redogöra för hur vi ser på utmaningarna som kraftsystemet står inför, men även peka på möjliga lösningar. Exempel på områden där Svk behov och nytta av involvering och dialog med branshen är: Utveckling av det nya balanseringskonceptet Definition av behoven och kraven på systemtjänster Framtagande av framtidsscenarier för energimarknaden och kraftsystemet Tydliggörande av roller och ansvar inom kraftsystemet Översyn tariffstruktur 2018 https://www.svk.se/om-oss/rapporter-och-remissvar/