Aktörsmöte balansmarknad. 15 februari 2019

Aktörsmöte balansmarknad 15 februari 2019

Agenda Inledning 09:00 09:15 afrr kapacitetsmarknad (Rebecca Nilsson) 09:15 10:15 Dimensionering FRR (Senad Apelfröjd, Mikael Winai) 10:15 10:40 Störningsreserv och mfrr kapacitetsmarknad (Jesper Nyberg, Pär Lyden) 10:40 11:40 Lunch 11:50 Strategiskt systemansvar, krav FCR och ny produkt FFR 12:40 14:10 (inklusive kaffe) (Maja Lundbäck, Anderas Westberg) Frågestund 14:10 14:40 Avslut 14:40 15:00

3 Inledning Den större bilden Bra att tänka på

Balansering och reserver tid tid Primär 5-30s och 2-3 min Sekundär 2 min Tertiär 15 min

Förändring på flera sätt med många inblandade

Nätkoder för dagen > Driftkoden - System Operation Guideline (SO GL) > Dimensionering, systemdriftstillstånd,. > Balanskoden - Electricty Balancing Guideline (EB GL) > Kapacitetsmarknader, europeiska energiaktiveringsmarknader, > Anslutningskoder > Ställer grundläggande krav anslutna komponenter,

Viktigt att tänka på > Kapacitetsmarknad vs energiaktiveringsmarknad > Nordisk dimensionering av FRR vs nationellt ansvar för att säkerställa driftsäkerhet > Förändrad sätt att se på befintliga reserver och behov av nya typer av reserver

9 afrr kapacitetsmarknad > Den nordiska marknaden Övergripande design av marknaden Beräkning av marknadsvärde för afrr och transmissionskapacitet Varför marknadsbaserad allokering Är mothandel ett alternativ? > Konsultation Gemensamma regler och processer Allokering av transmissionskapacitet > Status i arbetet Pågående arbete Tidplan

Övergripande design av afrr kapacitetsmarknad afrr dimensionering Initial distribution av afrr kapacitet per LFC område Marknadsaktörer Metod för reservation av transmissonskapacitet afrr kapacitetsbud Prognostiserat värde av transmissionskapacitet för dagen-före marknaden Optimeringsalgoritm Hittar den kombination av bud och reservation av transmissionskapacitet som Minimerar socioekonomiska kostnaden på nordisk nivå Upphandlade bud Reserverad transmissionskapacitet

Dimensionering FRR Kontrakterade afrr-bud och reserverad transmissionskapacitet FRR afrr FRR afrr FRR FRR FRR afrr optimering afrr afrr afrr FRR FRR afrr afrr FRR FRR afrr afrr FRR afrr FRR afrr Bilden är endast ett illustrerande exempel

Övergripande design av afrr kapacitetsmarknad > Budområden är lika med elområden (vilket är lika med LFC område & obalansområde) > Daglig upphandling (D-2), per timme > Samma tidzon och tidsupplösning som dagen-före marknaden > Volymer för upp/ned-reglering upphandlas separat > Volymerna som upphandlas är beroende av dimensioneringen samt tillgång på ej upphandlade volymer = frivilliga bud på energiaktiveringsmarknaden. > Vilka volymer som skall upphandlas kommuniceras i förväg

Vad vi vill uppnå Verktyg för att säkerställa reserver per elområde (enligt gällande dimensionering, SO GL - artikel 157) Använda överföringskapacitet på den marknad där den bidrar med störst samhällsekonomisk nytta

Vad vi vill uppnå Nordisk nytta Större marknad Öka konkurrensen Transparens tydliggöra vad överföringskapaciteten används till och hur den allokeras

Exempel på nordisk fördelning av afrr om 300 MW 2015 DK2 FI NO1 NO2 NO3 NO4 NO5 SE1 SE2 SE3 SE4 2015 DK FI NO SE Down 21 44 19 32 11 19 18 30 27 51 27 Down 21 44 99 136 Up 22 42 20 33 11 17 19 31 28 51 27 Up 22 42 99 137 2016 DK2 FI NO1 NO2 NO3 NO4 NO5 SE1 SE2 SE3 SE4 2016 DK FI NO SE Down 22 44 17 32 12 18 17 34 28 48 28 Down 22 44 96 138 Up 22 42 18 32 12 16 18 35 29 48 29 Up 22 42 96 140

Beräkning av marknadsvärde för afrr och transmissionskapacitet 16

Referensdag för att prognostisera värdet för transmissionskapaciteten? Två metoder har diskuterats: Prognos baserad på prisskillnad i dagen-före marknaden för aktuell timme i vald referensdag Referens dag är föregående dag förutsatt att annan dag ej är mer relevant på grund av helg/röd dag Prisprognos baserad på marknadsmodell för dagen före marknaden producerad av externa aktör

Hur används det prognostiserade värdet av afrr och transmissionskapacitet? Prognostiserad prisskillnad på dagen före marknaden mellan områden för val timme och referensdag (inklusive mark-up) multiplicerat med den volym afrr kapacitet som ska utbytas (Värde DA) Mark-up i förväntad flödesriktning 1EUR/MW Mark-up i motsatt flödesriktning 0,1EUR/MW

Hur används det prognostiserade värdet av afrr och transmissionskapacitet? Prisskillnad på reservmarknaden mellan områden för motsvarande timme multiplicerat med den volym afrr kapacitet som ska utbytas (Värde afrr) Om Värde afrr överstiger Värde DA kommer transmissionskapacitet att reserveras och afrr kapacitet att utbytas mellan områden. Max 10% av förväntad NTC Algoritmen optimerar på nordisk nytta

Illustration av värde på reservmarknad

Reservmarknaden i båda områdena samt reservation av transmissionskapacitet [ /MW/h] R FRR Omr B R FRR Omr B P FRR Omr B P FRR Omr B P FRR Omr A P FRR Omr A R FRR Omr A Reservation [MW] R FRR Omr A

Reservmarknaden i båda områdena samt reservation av transmissionskapacitet [ /MW/h] R FRR Omr B R FRR Omr B P FRR Omr B - = P FRR Omr B P FRR Omr A P FRR Omr A R FRR Omr A Reservation [MW] R FRR Omr A

Illustration av värde på dagen före marknad

Dagen-före marknaden [ /MW/h] E DA Omr B E DA Omr B P DA Omr B P DA Omr A P DA Omr B P DA Omr A E DA Omr A Reservation [MW] E DA Omr A

Jämförelse reservmarknad och energimarknad för att avgöra reservation av transmissionskapacitet

Sista steget i exemplet är att jämföra nyttan skapad på reservmarknaden med den nytta som skapades på dagen-före marknaden - = Nettonytta Nytta reservmarknaden Nytta dagen-före marknaden En positiv nettonytta motiverar ytterligare reservation av transmissionskapacitet Optimal reservation av tranmissionskapacitet skulle innebära att ytorna var lika stora, eller: Marginalnyttan på reservmarknaden är lika med marginalnyttan på energimarknaden

Förenkling av verkligheten > Metoden för att reservera transmissionskapacitet innehåller av praktiska skäl några förenklingar som innebär att det inte alltid är möjligt att nå en optimal reservation. > Nedan beskrivs vilka förenklingar som görs och hur de hanteras.

Den metod som de Nordiska TSO:erna föreslår, baseras i huvudsak av tre förenklingar: Förenkling 1: Reservationen baseras på prognostiserade priser på dagen-före marknaden Förenkling 2: Kostnaden för dagen-före marknaden approximeras Förenkling 3: Intra-dag-handeln inkluderas inte

Dagen-före marknaden [ /MW/h] E DA Omr B E DA Omr B Ingen budkurva DA pris- Prognos P DA Omr B P DA Omr A P DA Omr B P DA Omr A E DA Omr A Reservation [MW] E DA Omr A

Varför marknadsbaserad allokering? 31

Co-optimised Market-based Economic efficiency Marknadsvärde för allokerad transmissionskapacitet Verkligt värde Prognos Prognos Marknadsvärde utbyte av reserver Verkligt värde Verkligt värde Prognos Upphandlingsfrekvens och upphandlingsperiod Daglig co-optimerad clearing av dagen-före handeln och reservkapacitet Daglig, reservkapaciteten handlas upp före dagenförehandeln baserat på prognos Metod för långa upphandlingsperioder, typiskt för veckovis eller årsvis reservation av transmissionskapacitet Komplexitet och svårighetsgrad att implementera Komplex och svår att införa. Påverkar DAclearingen Måttligt komplex. Kräver en daglig optimering av transmissionskapacitet baserat på reservpriser Enkel modell, enkel att implementera Effektivitet mätt i korrekt allokering av transmissionskapacitet samt långsiktiga prissignaler Mycket effektiv (simultan clearing). ID beaktas dock inte. Mycket effektiv i normalfallet, men kan göra inkorrekt allokering vid höga priser/oförutsedda prisrörelser Osäker och helt beroende på hur korrekta de långsiktiga prisprognoserna är

Varför inte mothandel? 33

Mothandel kräver tillgång till resurser att mothandla med Mothandel minskar marknadsmässiga signaler för att bygga FRR kapabilitet per område Nordisk marknaden består av flera mindre budområden (11 st) Befintlig FRR inte jämt fördelade mellan områden EBGL article 33.4 - All TSOs exchanging balancing capacity shall ensure both the availability of cross-zonal capacity and that the operational security requirements set out in Regulation (EU) 2017/1485 are met, either by

35 Konsultation > Gemensamma regler och processer (enligt art 33 i EBGL)

Gemensamma regler och processer > Positiva till regional marknader > Synpunkter på att regler inte är tillräckligt harmoniserade > Nationell prekvalificering > Full ActivationTime (FAT) 2,5-5 min

Gate Closure Time (GCT) > Enat svar från alla 4 nordiska länder > Föredrar GCT simultant med lämnandet av kapaciteter till Dagen-före markanden > Bör överväga att lägga GCT 8:30 D-1 > Nu GCT 20:00 D-2 vilket innebär att budgivning måste ske efter 16:00 om man även budar in FCR-N.

Pay-as-bid > Förespråkar marginalprissättning för väl fungerande marknader > Pay-as-bid vanligast för kapacitetsmarknader > Målet för afrr kapacitetsmarknaden är en övergång till marginalprissättning > Mer erfarenheter av marknaden > Fler aktiva aktörer > Ökad reservvolym

Prissättning för afrr kapacitetsupphandling i Europa

40 Konsultation > Allokering av transmissionskapacitet (enligt art 38 EB GL)

Allokering av transmissionskapacitet > Stödjer nordisk- och europeisk marknadsutveckling > Tillåta mer reservering > All kapacitet till dagen-före marknaden (Day-ahead) > Föredrar en modell som optimerar all kapacitet samtidigt (dagen-före + balansmarknad) > Tveksamheter till valet av referensdag för dagen-före prognos > Analyser saknas i förklarande dokument

42 Status i arbetet > Pågående arbetet > Tidplan

Pågående nordiskt arbetet > Förtydliga legala dokument > Vilka parametrar kan förändras och hur > Förslag på förenklad ändringsprocess > Årlig utvärdering av vald modell > Vilken data kommer att publiceras > Nyttor/kostnader/reserverad kapacitet/antagna bud > När publiceras marknadsresultat

Pågående nordiskt arbete > Analyser > Hur väl stämmer föregående dygns dagen-före priser med morgondagens priser (per förbindelse) > Nytta med reservering utifrån 2018 års priser på dagen-före och afrr (alla timmar) > Analys med och utan reservering av överföringskapacitet > Hur påverkar reservering av transmissionskapacitet priserna på dagen-före marknaden

Tidsplan afrr kapacitetsmarknad > Slutet av mars - Legala dokument skicka in till nordiska regulatorer för godkännande > Q3 2019 - Uppstart av nordisk marknad förutsatt godkännande av regulatorer

Hur mycket afrr och mfrr behöver LFC-blocket? 46

Dimensioneringsprocessen Presentation för aktörsmöte 15 februari 2019

48 Agenda > Det nordiska LFC Blocket > Dimensioneringsprocessen > Ramp-up av afrr och kopplingen till dimensioneringsprocessen > Vad händer den närmaste tiden?

Det nordiska samarbetet - NBM > 1 LFC Block > Blocket består av 11 LFC Areas = 11 Bidding Zones = 11 elområden > Gemensam nordisk funktion för dimensionering av reservkapacitet i form av FRR för LFC blocket. > mace

Dimensioneringsprocessen Gemensam nordisk funktion Analysera LFC Blockets historiska obalanser Ta hänsyn till möjligheten att sammanlagra olika områdens obalanser för att optimera på LFC block nivå Ställa krav på reservkapacitet i form av FRR per elområde

Dimensioneringsprocessen Gemensam nordisk funktion Utgångspunkt i varje elområdes historiska obalanser Ta hänsyn till möjligheten att sammanlagra olika områdens obalanser för att optimera på LFC block nivå Ställa krav på reservkapacitet i form av FRR per elområde

Dimensioneringsprocessen Gemensam nordisk funktion Utgångspunkt i varje elområdes historiska obalanser Ta hänsyn till möjligheten att sammanlagra olika områdens obalanser för att optimera på LFC block nivå Varje TSO ska ha tillgång till tillräcklig reservkapacitet i form av FRR för att kunna hantera sitt dimensionerande fel på CA-nivå. Detta innebär att varje TSO kommer att fördela det kravet på sina elområden. Ställa krav på reservkapacitet i form av FRR per elområde

Dimensioneringsprocessen Utgångspunkt i varje elområdes historiska obalanser Ta hänsyn till möjligheten att sammanlagra olika områdens obalanser för att optimera på LFC block nivå Varje TSO ska ha tillgång till tillräcklig reservkapacitet i form av FRR för att kunna hantera sitt dimensionerande fel på CA-nivå. Detta innebär att varje TSO kommer att fördela det kravet på sina elområden. Ställa krav på reservkapacitet i form av FRR per elområde

Vad är dimensionering? Summering > Dimensioneringen av krav på reservkapaciteten i form av FRR med hänsyn tagen till hela systemets, LFC blockets, behov. > Utgångspunkt i varje elområdes statistiska obalansers och överföringskapacitet mellan elområden. > Dimensionering för dimensionerande fel hanteras av varje TSO och fördelas över dess elområden > Resulterande krav på reservkapacitet för upp- och nedreglering.

Ramp-up av afrr och kopplingen till dimensioneringsprocessen Öka antalet timmar Öka volymen 600 MW Alla timmar 300 MW Alla timmar 300 MW Ca 35 timmar/vecka afrr kapacitetsmarknad 2021 afrr energimarknad

Ramp-up av afrr och kopplingen till dimensioneringsprocessen > Vi planerar att under 2020 komplettera afrr ramp-up planen med ett long-term krav på en total reservkapacitet i form av FRR med en långsiktig tidshorisont (säsong/år) > Hela dimensioneringsprocessen förväntas att vara i full drift när mace är implementerat och då kommer även dimensioneringsprocessen att utvidgas med processer i tex D-2

Vad händer den närmaste tiden? En del av arbetet med nätkoden SO GL - riktlinjer för driften av elöverföringssystem > Artikel 157 Dimensionering av frekvensåterställningsreserv > Förslag ska tas fram och lämnas in till tillsynsmyndigheterna i maj 2019, planerad konsultation under april 2019

59 När och varför behövs en kapacitetsmarknad för mfrr? > Komplettering av störningsreserv extra upphandling > Långsiktig lösning - nordisk marknad

Kompletterande upphandling av störningsreserv Presentation för aktörsmöte 15 februari 2019 Jesper Nyberg

61 Pågående upphandling > Upphandlingen sker enligt LUF > I EU:s principer om offentliga upphandlingar ställs krav på likabehandling. Alla leverantörer måste få tillgång till samma information samtidigt. > Frågor om upphandlingen ställs via e-avrop, länk finns på svk.se: > www.svk.se/aktorsportalen/elmarknad/information-om-reserver/storningsreserven/

62 Innehåll > Bakgrund vad är störningsreserven? > Kravbilden > Tidsplan för upphandlingen

Störningsreserven > Driften av det sammankopplade nordiska kraftsystemet förutsätter driftsamarbete mellan de systemansvariga > Hur detta driftsamarbete ska reglereras styrs genom Systemdriftavtalet, vilket bl.a. ställer krav på att en snabb aktiv störningsreserv ska finnas > Snabb aktiv störningsreserv ska finnas för att återskapa frekvensstyrd normaldriftreserv (FCR-N) och frekvensstyrd störningsreserv (FCR-D) när dessa reserver utnyttjats eller fallit bort samt för att återföra överföringar inom gällande gränser efter störningar. > Störningsreserven är inte detsamma som effektreserven

Störningsreserven > Snabb aktiv störningsreserv ska vara tillgänglig inom 15 minuter. > Snabb aktiv störningsreserv ska finnas i den omfattning och vara lokaliserad så att systemet kan föras tillbaka till normal drift efter fel. > Storleken på den snabba aktiva störningsreserven bestäms av det av det aktuella dimensionerande felet > Det största dimensionerade felet i Sverige utgörs normalt av Oskarshamn 3, dvs. cirka 1400 MW

Störningsreserven > 22 stycken gasturbiner och 2 dieslar, total installerad effekt om 1350 MW, varav cirka 800 MW i SE3 och 550 MW i SE4. Utöver dessa delar Svenska kraftnät ytterligare 300 MW med DK2. > I dagsläget har störningsreserven ett underskott som bland annat beror på att gasturbinerna, med en medelålder på dryga 40 år, allt oftare är otillgängliga på grund av nödvändiga underhållsåtgärder. > Behov finns för att komplettera med ytterligare effekt som kan aktiveras inom 15 minuter i störningsreserven, men någon marknad för detta finns inte idag. Hallstavik Värtan Stallbacka Kimstad Arendal Lahall Oskarshamn Halmstad Helsinborg Karlshamn Barsebäck Malmö

Upphandlingen > Svenska kraftnäts upphandling till störningsreserven är nu igång > Upphandlingen avser behovet av effekt, totalt ca 300 MW > Nyttorna med upphandlingen: > säkerställa att det nuvarande effektmässiga underskottet i störningsreserven åtgärdas för att bibehålla driftsäkerheten > skapa nya möjligheter för aktörer med mfrr-resurser att sälja sin kapacitet, exempelvis förbrukningsreduktion

Upphandlingen > Bygger till stora delar på upphandlingen av effektreserven > Avser endast effektresurser inom SE3 och SE4 > Minst 5 MW (såväl produktion som förbrukningsreduktion) > Tillgänglig inom 15 minuter > Uthållighet minst en (1) timme > Repeterbarhet inom 6 timmar

Preliminär tidsplan för upphandlingen Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Jan Feb Mar Apr Maj Annonsering, anbudsinbjudan via e-avrop Sista dag att ställa frågor Sista dag för Svenska kraftnät att svara på frågor Anbud ska vara inkomna till Svenska kraftnät 15 jan 2019 18 feb 2019 22 feb 2019 3 mars 2019 Tilldelning April 2019 Kontraktstecknande Avtalsperiod April/maj 2019 1 juni 2019 31 maj 2020

När och varför behövs en kapacitetsmarknad för mfrr? Diskussionspunkt (mfrr = manuellt aktiverad reserv, energibuden på reglerkraftmarknaden) Pär Lydén

Inledning > Svenska kraftnät ser ett tydligt behov av att förbättra och utöka möjligheterna till att säkerställa tillgång till mfrr > Därför har ett strategiarbete inletts med syftet att hitta de lösningar som långsiktigt säkerställer systemdriftens behov av mfrr > Syftet med agendapunkten är att starta en bredare diskussion där marknadens aktörer kan ge input till strategiarbetet

Marknadsmässigt gångbart för befintliga och nya aktörer Vad sätter ramen för strategiarbetet? Befintlig och kommande lagstiftning STRATEGI Framtida behov av reserver Nuläge och interimslösningar

Vilka befintliga och framtida kontraktsformer ingår i strategiarbetet? Nuvarande Störningsreserven Kompletterande Störningsreserven Nordisk mfrr Kapacitetsmarknad Annan nationell upphandling

Några viktiga överväganden i strategiarbetet > Tidsperspektivet > Fördelar och nackdelar med långa (år eller längre) respektive korta upphandlingsformer (månad eller kortare) > Tid från det att upphandlingen genomförs till det att leverans sker från år till dygn > Marknadslösningar som samverkar eller motverkar varandra > Attraktivt för både befintliga och nya aktörer, - och för olika typer av aktörer > Likviditeten påverkas om många olika upphandlingsformer samexisterar > Fler aktörer bereds möjlighet att delta om olika typer av upphandlingsformer finns tillgängliga > Olika typer av upphandlingsformer som samverkar och gemensamt säkerställer hela systembehovet > Utmaningar i övergångsfaser > Långsiktig trovärdighet i både långa och korta upphandlingsformer > Hur begränsas risken att förlora kapabilitet under en övergångsfas

Diskussionsfrågor > Vilka tidshorisonter ska man sikta in sig på för de olika typer av kontrakt? > Hur skapas en god konkurrens om det finns olika parallella lösningar? > Risker med att gå från dagens lösning till nya upphandlingsformer/marknadslösningar? > Vilka svårigheter finns för befintliga och nya aktörer att delta? > Under vilka former bör fortsatt samverkan ske (referensgrupp/annat)?

Strategiskt systemansvar, FCR krav och FFR 76

Från Systemansvaret till produktkatalogen - Strategiskt systemansvar hur använder Svenska kraftnät kraftsystemets förmågor för att hålla driftsäkerheten? (Maja Lundbäck) - FCR och FFR hur ska framtidens reservprodukter implementeras? (Andreas Westberg)

Innehåll Innehåll - Syfte / Mål / Upplägg - Återkoppling från aktörer - Systemansvaret - Verktygslådan - Frekvensstabilitet - Tekniska krav - Syfte: Att ni som aktörer ska förstå varför Svenska kraftnät måste genomföra denna förändring - Tid: 1 ½h - Mål: God återkoppling från aktörerna kring hur realisering kan ske på ett effektivt sätt - Hur: Beskriv det två-delade-myntet - Realisering - Syfte / Mål / Upplägg Systemdesign Produktkatalog

Upplägg Innehåll - Syfte / Mål / Upplägg - Återkoppling från aktörer - Systemansvaret - Verktygslådan - Frekvensstabilitet Interaktivt upplägg TSO/aktör - Presentation ~45 min - Egen reflektion ~15 min - Samlad diskussion ~30 min - Tekniska krav - Realisering - Syfte / Mål / Upplägg STÄLL FRÅGOR VID BEHOV

Interaktiv återkoppling TSO / aktör Innehåll Systemanalys Förstudie Implementering Förvaltning - Syfte / Mål / Upplägg - Återkoppling från aktörer - Systemansvaret - Verktygslådan - Frekvensstabilitet - Tekniska krav - Realisering - Syfte / Mål / Upplägg Nuläge - Förstudie samt nyttovärdesanalys - Projektplanering under Q1 19 - Genomförande Q2-Q4 19 - Externa referensgrupper - Säkra en trovärdig implementeringsplan av nya tekniska krav för FCR - Intresseanmälan öppnar idag Intresseanmälan: Projektledare: Malin Wester - Malin.Wester@svk.se Nordisk styrgrupp: Therese Fahlberg - Therese.Fahlberg@svk.se Formell inbjudan via: - Drift- / Planerings- / Elmarknadsrådet (i senare skede)

Interaktiv återkoppling TSO / aktör Innehåll - Syfte / Mål / Upplägg - Återkoppling från aktörer - Systemansvaret - Verktygslådan - Frekvensstabilitet - Tekniska krav - Realisering - Syfte / Mål / Upplägg Varför? Större förändringsresa på G inom - Systemansvaret - Produkter för frekvensreglering Vad komma skall? - Möjlighet för er som aktör att komma med inspel till oss när plan för realisering nu ska läggas för utrullning av nya tekniska krav Hur säkrar vi ett effektivt införande av nya tekniska krav? Vad har ni som aktör för behov? Exempelvis: - Vad krävs, förutom en teknisk kravbild och en kommunicerad tidsplan, för att säkra en stabil och effektiv utrullning av nya tekniska krav? - Hur ser en marknad ut med två produkter (en gammal version och en ny version) för FCR? - Hur når vi en hög implementationstakt? Morot / piska? - Vilka är de största flaskhalsarna/riskerna för en lyckad implementation ur ert aktörsperspektiv?

Systemansvaret rollen för en TSO Innehåll - Syfte / Mål / Upplägg - Återkoppling från aktörer - Systemansvaret - Verktygslådan - Frekvensstabilitet - Tekniska krav - Realisering - Syfte / Mål / Upplägg 6. Reglera och anpassa systemet 1. Balansera kraftsystemet avseende produktion och förbrukning 2. Kontrollera spänningarna i systemet 3. Styra effektflöden 4. Dämpa systemet avseende maskinpendlingar 5. Återställa systemet efter sammanbrott Systemdriften ska göras så kostnadseffektivt som möjligt!

2019-02-16 Svk använder kraftsystemets förmågor för att hålla driftsäkerheten > Tekniska förmågor/funktioner från aktörer i systemet är avgörande för driftsäkerheten > Svk är kravställande myndighet för samtliga parters förmågor och funktioner i kraftsystemet > Stödtjänster, avhjälpande åtgärder, systemskyddstjänster och återuppbyggnadsförmåga användandet av kraftsystemets förmågor > Systemutmaningarna gör att Svenska kraftnäts roll som systemansvarig blir mer aktiv för att hålla kraftsystemets driftsäkerhet > Kraftsystemet är komplext och under ständig förändring nya verktyg behöver anskaffas! Elmarknad Elmarknad Nya systemegenskaper behöver hanteras: - Lätt system - svängmassa - Väderberoende produktion - balanshållning

2019-02-16 System states - systemdrifttillstånd(a18 i SO-GL) - Riskkoncept för ett tillräckligt driftsäkert kraftsystem Normaldrift Skärpt drift Nöddrift Nätsammanbrott Återuppbyggnad System-parametrar bra System-parametrar bra Någon systemparameter utanför gräns Minst 50% av förbrukning frånkopplad Har varit i nätsammanbrott Reserver finns, klarar N-1 Reserver begränsade, något fel klaras inte Aktiverat systemskyddsplan plan Verktyg nere Spännings-löst i 3 min Aktiverat återuppbyggnadsplan

Systemansvaret Anslutningskrav > Svenska kraftnät tar fram anslutningskrav tillsammans med övriga TSOer i Europa > I kraven framgår de förmågor som krävs för att bidra till kraftsystemets driftsäkerhet > Utformningen av stödtjänster och avhjälpande åtgärder behöver baseras på anslutningskraven > Anslutningskraven omfattar alla förmågor i samtliga systemdrifttillstånd! f (Hz) 50,5 50,25 emergency alert 50,1 50 49,9 normal 5 min 15 min Tid 49,75 49,5

2019-02-16 Systemansvar - Verktygen stödtjänster och avhjälpande åtgärder ST: Anskaffa marknadslösningar för att systemet ska förbli i normal drift bibehålla marginaler för normal drift AÅ: Anskaffa åtgärder för att behålla systemet i normal drift AÅ: Anskaffa åtgärder för att ta tillbaka systemet till normal drift SSP: Systemskyddsåtgärder Systemansvar: Svenska kraftnät ska ge incitament och ställa krav på aktörerna i systemet så att den tekniska ramen håller ihop samverka driftsäkert! Stödtjänster och avhjälpande åtgärder - Ska anskaffas med motiveringar baserade på kraftsystemets driftsäkerhet Syftar till att hålla kraftsystemet i normaldrift!

Systemansvar Stödtjänster och avhjälpande åtgärder Innehåll - Syfte / Mål / Upplägg - Återkoppling från Marknadsbaserade stödtjänster med marknadsplats Avhjälpande åtgärder upphandlad med konkurrens 1) Avhjälpande åtgärder utan konkurrens 2) Oplanerad bordring (beordring) Avhjälpande åtgärder utan konkurrens och utan ersättning kravställd förmåga aktörer - Systemansvaret - Verktygslådan - Frekvensstabilitet Marknadsbaserade åtgärder Ej Marknadsbaserade åtgärder men med ersättning Ej Marknadsbaserade åtgärder utan ersättning - Tekniska krav - Realisering - Syfte / Mål / Upplägg Budgivning - konkurrens Marknadsplats Frivilligt deltagande Beordring tvingande Ingen konkurrens Ej frivilligt för en SGU Hänsynsförfarande mot SGU Öppenhet och transparens Kostnadsbaserad prissättning

Verktyg: Stödtjänster och avhjälpande åtgärder. Exempel på framtida möjlig klassificering Marknadsbaserade stödtjänster med marknadsplats Avhjälpande åtgärder upphandlad med konkurrens 1) Avhjälpande åtgärder utan konkurrens 2) Oplanerad bordring (beordring) Avhjälpande åtgärder utan konkurrens och utan ersättning Frekvens FFR, FCR-N, FCR-D, mfrr, afrr Överfrekvens skärpt drift Underfrekvens skärpt drift Begränsning av dimensionerade felfall (F3/O3) LFSM-U/-O AFK Spänning Effekt n/a n/a Start av gasturbin Mothandel mellan elområden (counter trade) Överlaster inom elområde (redispatch med konkurrens) Effektreserv (prod) Störningsreserv Dynamiskt spänningsreglering utanför normaldriftskrav (prod) Överlaster inom elområde (re-dispatch) Supportive power mellan synkronområden Spänningsreglering normaldrift Dynamiskt generatorer (prod) Dynamiskt SVC (nät) Statiska komponenter (nät) I och urkoppling av ledningar MFK

För att genomföra nödvändiga förändringar roller och ansvar! Some suggestions - FYRP Chapter 8 Electricity act Direktive 2009/72/EG common rules Article: 2, 12, Regulations Regulations 714/2009 Transparency REMIT Connection 3 st Operations 3 st Market 3 st Article: 2, 4, 11, 13-16, 30-43 RfG HVDC DCC SO ER RiP EB CACM FCA National regulations National regulations National regulations SO: 2, 18-39, 54,55, 108,109 ER: all

2018-03-19 Förslag på instruktion baserat på system states Frekvens tröghet. Exempel på möjlig prioriteringsordning 1) FFR produkt Marknadsbaserad stödtjänst! 2) Begränsning av dim. felfall 3) Nedreglering av HVDC, start av synkronkraftproduktion Avhjälpande åtgärd ej marknadsbaserad! Normaldrift Systemparametrar bra Skärptdrift Systemparametrar bra Nöddrift Någon systemparameter utanför gräns RA ST: Anskaffa marknadslösningar för att systemet ska förbli i normal drift bibehålla marginaler för normal drift AÅ: Anskaffa åtgärder för att behålla systemet i normal drift AÅ: Anskaffa åtgärder för att ta tillbaka systemet till normal drift SSP: Systemskyddsåtgärder Reserver finns, klarar N-1 Reserver begränsade, något fel klaras inte Aktiverat systemskyddspl an plan Verktyg nere

91 Frekvensstabilitet grundläggande behoven Innehåll - Syfte / Mål / Upplägg - Återkoppling från aktörer - Systemansvaret - Verktygslådan - Frekvensstabilitet - Tekniska krav Reserver Frekvensstabilitet Frekvensstabilitet - Transient ( FCR-D ) - Småsignal ( FCR-N ) Balansering ( a-/m-frr ) - Realisering - Syfte / Mål / Upplägg Svängmassa Störningar

Frekvensstabilitet grundläggande behoven Innehåll Dagens rebus återkopplad reglerstabilitet - Syfte / Mål / Upplägg - Återkoppling från aktörer - Systemansvaret - Verktygslådan - Frekvensstabilitet - Tekniska krav - Realisering - Syfte / Mål / Upplägg - Dagens kravställning - Kravställning under utveckling + Kraftverk Kraftverk + Kraftsystemet

Normal krafter Innehåll Teknisk utformning (grov) Historisk tillbakablick - Syfte / Mål / Upplägg 1980 1990 2000 2010 Totala tekniska behovet Teknisk kravställning 2020 - Återkoppling från aktörer - Systemansvaret - Verktygslådan - Frekvensstabilitet - Tekniska krav - Realisering - Syfte / Mål / Upplägg Störd Driv- Kärnkraft byggs ut Avreglering Kostnadsdriv 6 000 MW / Hz 60s-tidskonstant PD079:1 30s Ep3 -störd Degraderad frekvenskvalité Reglerstyrka: 60s 95: 5s/30s FNR: 60s FDR: 5s/30s Omställning av kraftsystemet för förnybart 11: a-frr initieras 15: FCR-N / -D översyn inleds

94 Innehåll Produktutveckling - Syfte / Mål / Upplägg - Återkoppling från aktörer - Systemansvaret - FCR-N/-D: Nya krav under utveckling (LÄNK) - FFR: Helt ny produkt Statnett pilot: (LÄNK) - Stigtid < 2s - Uthållighet > 30s - Repeterbarhet: 15 min Totala tekniska behovet Teknisk kravställning Electricity Electricity Market Market - Verktygslådan - Frekvensstabilitet - Tekniska krav - Realisering - Syfte / Mål / Upplägg Svk SUP

Innehåll Nästkommande steg - Förstudie samt nyttovärdesanalys Totala tekniska behovet Teknisk kravställning - Syfte / Mål / Upplägg - Återkoppling från aktörer - Systemansvaret - Verktygslådan - Frekvensstabilitet - Tekniska krav - Projektplanering under Q1 19 - Genomförande Q2-Q4 19 - Externa referensgrupper - Frequency containment reserve (FCR) hur kan vi implementera nya krav? - Fast frequency reserve (FFR) hur säkrar vi en etablering av denna nya produkt? - Realisering - Syfte / Mål / Upplägg Systemanalys Förstudie Implementering Förvaltning Nuläge

Innehåll Innehåll - Syfte / Mål / Upplägg - Återkoppling från aktörer - Systemansvaret - Verktygslådan - Frekvensstabilitet - Tekniska krav Presentationens - Syfte: Att ni som aktörer ska förstå varför Svenska kraftnät måste genomföra denna förändring - Mål: God återkoppling från aktörerna kring hur realisering kan ske på ett effektivt sätt - Hur: Beskriv det två-delade-myntet - Realiserin - Syfte / Mål / Upplägg Systemdesign Produktkatalog

Från Systemansvaret till produktkatalogen - Strategiskt systemansvar hur använder Svenska kraftnät kraftsystemets förmågor för att hålla driftsäkerheten? (Maja Lundbäck) - FCR och FFR hur ska framtidens reservprodukter implementeras? (Andreas Westberg)

Avslutningsvis 98

Referensgrupper Svenska kraftnät > Aktuella referensgrupper > Fifty IT-utveckling > FTR (HTR) 15 min avräkning > Hubb > Kommande referensgrupper > FCP projektet

Kommande möten > Kommande möten > NBM möte preliminärt maj och november 2019 > Systemdriftstillstånd hösten 2019 > Nationellt aktörsmöte balansmarknad > Ser på möjligheterna att anordna individuella möten (Svenska kraftnät aktör) > Intresseförfrågan via hemsida

Tack! Vid frågor kontakta rebecca.nilsson@svk.se