MARKEDSLØSNINGER FOR

NESTE GENERASJON KRAFTSYSTEM

3

Forord

KUBE er Statnetts sommerprosjekt for studenter. I løpet av sommeren jobber seks studenter med

ulik fagbakgrunn om en gitt problemstilling. Årets KUBE-team består av studenter med bakgrunn i

økonomi, statsvitenskap og ingeniørvitenskap fra ulike universiteter i Norge og i utlandet.

Utgangspunktet for årets KUBE-prosjekt er utfordringene som oppstår i møte med Neste

generasjon kraftsystem. Neste generasjon kraftsystem fordrer mange komplekse problemstillinger,

både for kraftprodusenter, forbrukere, og for Statnett som systemansvarlig. Årets KUBE-prosjekt

kartlegger hvordan uregulerbar kraftproduksjon og økt handelskapasitet mot utlandet påvirker

systemdriften, og i hvilken grad markedsbaserte løsninger kan bidra til å løse utfordringene som

oppstår i møte med et mer komplekst kraftsystem.

Vi vil gjerne rette en stor takk til årets traineer, som har hjulpet oss og vært gode veiledere gjennom

perioden: Hanna Benterud Gaarder, Emil Andre Bergmann, Vilde Johansen Øverby og Elisabeth

Østreng. I tillegg vil vi takke de ansatte i Statnett som holdt lærerike foredrag for oss i

introduksjonsukene.

Vi vil også rette en takk til de ansatte i Statnett som har hjulpet oss med å avgrense og konkretisere

problemstillingen og som har kommet med god veiledning og innspill gjennom prosessen. Vi vil

særlig takke Bjørn Harald Bakken, Finn Erik Ljåstad Pettersen, Per Arne Vada og Erik Alexander

Jansson.

Vi har hatt seks utfordrende og lærerike uker hos Statnett. Vi vender tilbake til våre respektive

studier med omfattende kunnskap om de mulighetene og utfordringene som oppstår i møte med

Neste generasjon kraftsystem, samt kunnskap om hvordan justeringer i kraftmarkedene kan bidra

til å sikre en mer effektiv utnyttelse og utvikling av kraftsystemet, også i fremtiden. Takk for oss!

Tobias Aasprong Brekke, Miljøfysikk og fornybar energi ved NMBU

Eivind Breidlid, International Economic Policy ved Sciences Po

Julie Johnsen, International Business and Politics ved CBS

Astrid Karsrud, Energi og miljø ved NTNU

Eirik Andre Rye, Elkraft ved NTNU

Martin Sveggen Haraldseth, Samfunnsøkonomi ved NTNU

Nydalen, 07.08.2015

4

Sammendrag

Neste generasjon kraftsystem er betegnelsen gitt for å beskrive en rekke utviklingstrekk i det

nordiske kraftsystemet i fremtiden. Innenfor denne betegnelsen faller utviklingstrekk som økt

uregulerbar kraftproduksjon, forbrukerfleksibilitet, smartere teknologi, økt handelskapasitet mot

utlandet og utfasingen av konvensjonelle termiske kraftverk.

KUBE 2015 vurderer hvorvidt dagens markedsløsninger er adekvate i møte med Neste generasjon

kraftsystem. Rapportens omfang begrenser seg til utviklingstrekk på produsentsiden og hvilke

konsekvenser disse har for systemdriften. Helt konkret vurderer årets KUBE-prosjekt hvordan økt

handelskapasitet mot utlandet og innfasingen av uregulerbar kraftproduksjon utfordrer

systemdriften, og hvordan markedsbaserte ordninger kan benyttes for å møte utfordringene som

oppstår i møte med Neste generasjon kraftsystem.

KUBE 2015 mener at systemdriften, i møte med Neste generasjon kraftsystem, vil bli mer

komplisert. Frekvensstabiliteten har de siste årene blitt svekket grunnet blant annet ubalansene

som følger av økt handel og innfasingen av uregulerbar produksjon. Den negative utviklingen i

Norden vil forsterkes i fremtiden grunnet en ytterligere utbygging av uregulerbar kraftproduksjon

og en stadig økt handelskapasitet. Det er ikke bare frekvenskvaliteten som svekkes. Det kan bli

utfordrende å sikre tilgang på de midler som benyttes for å justere for effektavvik. For eksempel

kan tilgangen på reserver bli mer utfordrende i framtiden, særlig i lavlastperioder med mye import

og høy produksjon fra uregulerbare kraftprodusenter. I tillegg til at uregulerbar produksjon og økt

handel kan genere ubalanser, kan de også fortrenge noe av bidraget til den totale

rotasjonsenergien i det nordiske kraftsystemet.

Markedene er et viktig virkemiddel for å sikre et balansert kraftsystem og må derfor følge

utviklingene i kraftsystemet slik at markedet til enhver tid er tilpasset det fysiske kraftsystemet.

Sikker drift forutsetter velfungerende kraft- og reservemarkeder som bidrar til systembalansen. I

møte med Neste generasjon kraftsystem må kraftmarkedene begrense systemubalansene og sikre

at det til enhver tid er nok reserver og rotasjonsenergi i systemet. KUBE mener at dagens

kraftmarkeder har et forbedringspotensial hva angår bidrag til systembalansen, og at justeringer i

de eksisterende markedene eller implementeringen av nye kraftmarkeder kan være nødvendig.

Endringer i kraft- og reservemarkedene er fordelaktig dersom de øker kraftmarkedenes bidrag til

systembalansen, er kostnadseffektive og gjennomførbare, og samtidig stemmer overens med

politiske målsetninger og forpliktelser.

Ubalansene som preger det nordiske kraftsystemet kan deles inn strukturelle og stokastiske

ubalanser. Disse ubalansene kan begrenses allerede i planfasen, blant annet ved å innføre

justeringer i Elspot og Elbas. De strukturelle ubalansene er direkte knyttet til timesoppløsningen i

dagens markedsdesign. Ved å innføre en finere tidsoppløsning kan man derfor begrense disse

ubalansene. Stokastiske ubalanser er tilfeldige avvik som kan være et resultat av upresise prognoser

for produksjon og forbruk. Ved å innføre justeringer som gir aktører optimale forhold for å gi presise

prognoser kan de stokastiske ubalansene også reduseres. Endringer i markedsdesign i Elbas vil

imidlertid ha liten effekt på stokastiske ubalanser siden vindkraftprodusenter har få incentiver til å

handle seg i balanse før driftstimen.

For å sikre at det er tilstrekkelig med reserver kan det være nødvendig å forbedre dagens metoder

for reserveinnkjøp, og innføre nye markedsløsninger. Hyppigere og koordinerte innkjøp av reserver

bidrar til en mer effektiv utnyttelse av eksisterende reservekapasitet. Flere deltagere, nye

5

produkter i reservemarkedene og økt harmonisering med andre land kan også sikre at Statnett får

en utvidet portefølje av pålitelige reserver som kan benyttes til håndteringen av ubalansene.

De systemansvarlige i Norden har iverksatt tiltak for å kartlegge mengde rotasjonsenergi i det

nordiske synkronområdet, noe som er viktig for å kunne vurdere hvor mye rotasjonsenergi som er

nødvendig for en stabil systemdrift. I denne rapporten diskuteres forskjellige tiltak for å sikre nok

rotasjonsenergi, både ved bruk av allerede eksisterende markedsløsninger, men også muligheten

for å introdusere et eget marked for rotasjonsenergi.

Basert på de gjennomførte analysene kommer KUBE 2015 med en rekke anbefalinger til Statnett.

KUBE mener at Statnett bør:

- Introdusere tiltak for finere tidsoppløsning i RK-markedet, Elbas og Elspot.

- Iverksette daglige innkjøp av FRR-A.

- Koordinere anskaffelser av FCR og FRR-A.

- Redusere kravet til minimum budvolum i regulerkraftmarkedet.

- Utvide handelen med balansetjenester, både internt og over landegrenser.

- Fortsette kartleggingen av behovet for rotasjonsenergi.

- Fortsette investeringsstøtten til rotasjonsenergi for å sikre et tilstrekkelig tilbud.

- Foreta en videre utredning av hvorvidt en synliggjøring rotasjonsbidraget i RK-bud er en

effektiv løsning på rotasjonsproblematikken.

- Utrede hvorvidt markedsløsninger kan bidra til en effektiv håndtering av

rotasjonsproblematikken eller om funksjons- og systemkrav er en mer effektiv løsning.

Kapitteloversikt Rapporten struktureres i 8 kapitler. Nedenfor er en kort oversikt over de ulike kapitlenes

hovedpunkter.

Kapittel 1 gir en introduksjon til kraftsystemet. Det redegjøres for hvordan avvik mellom faktisk og

planlagt produksjon og forbruk skaper ubalanser i kraftsystemet og har konsekvenser for

frekvenskvaliteten og systemdriften. Det redegjøres også for hvordan balansetjenester og

rotasjonsenergi bidrar til kraftsystemets stabilitet

Kapittel 2 gir en introduksjon til kraft- og reservemarkedene. Kapittelet redegjør kort for hvordan

kraftmarkedene Elspot og Elbas fungerer og hvordan Statnett anskaffer reserver og regulerkraft i

balansemarkedene. De to innledende kapitelene er av teknisk art, leseren oppfordres til å bruke

disse kapitlene (og begrepslisten) som oppslagsverk under lesning.

Kapittel 3 belyser utviklingene i kraftsystemet. Kapittelet viser at kombinasjonen av uregulerbar

produksjon og utbyggingen av likestrømsforbindelser bidrar til å øke ubalansene i kraftsystemet.

Kapittelet forklarer også at behovet for reserver og rotasjonsenergi kan øke i møte med Neste

generasjon kraftsystem. Avslutningsvis gjør kapittelet en vurdering av dagens kraftmarkeder og

deres robusthet i møte med Neste generasjon kraftsystem. Kapittelet fastslår at dagens

kraftmarkeder ikke er adekvate. Det argumenteres for at sikker og effektiv drift forutsetter at

kraftmarkedene i større grad bidrar til å redusere ubalanser i planfasen, og tillegg bidrar til å sikre

tilstrekkelige nivåer av reserver og rotasjonsenergi.

Kapittel 4 vurderer diverse markedsendringer som kan bidra til å redusere ubalanser i planfasen.

Kapittelet argumenterer for at en finere tidsoppløsning i alle markeder vil bidra til å redusere de

strukturelle ubalansene. Kapittelet argumenterer også for at tiltak som å introdusere en

sluttauksjon i Elbas for å øke handelen nærmere driftstimen i liten grad vil redusere stokastiske

6

ubalanser så lenge vindkraftprodusenter mangler de rette incentivene for å handle seg i balanse i

intradagsmarkedet.

Kapittel 5 vurderer markedsløsninger som kan bidra til å sikre tilstrekkelig tilgang på pålitelige

reserver. Kapittelet vurderer konsekvensene av økt handel med balansetjenester og konkluderer

med at det er en positiv utvikling for Statnett og norske produsenter. Kapittelet analyserer også

konsekvensene av en rekke tiltak for å redusere kostnader og øke deltakelsen i reservemarkedet,

og anbefaler at flere av tiltakene bør implementeres. Kapittelet drøfter avslutningsvis hvorvidt det

bør i større grad legges til rette for økt integrering av vind- og småkraft i reservemarkedene, og

kommer fram til at dette kun bør gjøres dersom alternative måter å anskaffe tilstrekkelige reserver

viser seg dyrere.

Kapittel 6 kartlegger behovet for rotasjonsenergi i fremtiden. Kapittelet gir en oversikt over hvilke

aktører som kan bidra med rotasjonsenergi. Kapittelet konkluderer med at utfasingen av termisk

kraftproduksjon, innfasingen av uregulerbar produksjon og økt handelskapasitet mot utlandet kan

gjøre rotasjonsmangler til et problem, særlig når spotprisen er lav og få vannkraftverk er i drift.

Kapittel 7 vurderer potensielle markedsløsninger som kan bidra til at det til enhver tid er tilstrekkelig

med rotasjonsenergi i det nordiske kraftsystemet. Kapittelet vurderer endringer i eksisterende

markeder samt implementeringen av et rotasjonsmarked. Kapittelet konkluderer med at å

synliggjøre verdien av rotasjonsenergi i RK bud kan være en effektiv måte å prise rotasjonsenergi

på, men at løsningen ikke nødvendigvis sikrer at det til enhver tid er et tilstrekkelig tilbud av

rotasjonsenergi. Kapittelet konkluderer derfor med at Statnett bør fortsette sitt arbeid med en

investeringsstøtte for rotasjonsenergi for å sikre tilstrekkelige tilbydere, og dersom behovet for

rotasjonsenergi blir prekært opprette et rotasjonsmarked.

Kapittel 8 konkluderer funnene i rapporten. Det anbefales at Statnett arbeider for en finere

tidsoppløsning i alle markeder, foretar en ytterligere utredning av en sluttauksjon i Elbas,

iverksetter en ny praksis for oppkjøp av reserver og fortsetter sitt arbeid med å få på plass en

investeringsstøtte for rotasjonsenergi.

7

Begrepsliste

Automatisk aktivert frekvensreserve (FCR): Se Primærreserver.

Automatiske sekundærreserver (FRR-A): Automatisk aktiverte sekundærreserver som brukes for å

gjenopprette frekvensen tilbake til 50 Hz og frigjøre primærreserven.

Budområde: Det nordiske kraftsystemet er delt opp i geografiske budområder. Budområdene

kommer av begrenset overføringskapasiteten i nettet, kalt flaskehalser.

Dimensjonerende feil: Den største feilen kraftsystemet er dimensjonert for å tåle.

Driftstime: Timen da kraften blir produsert og forbrukt.

Effektubalanse: Avvik mellom produsert og forbrukt effekt.

Flaskehals: Oppstår når overføringsnettet ikke er i stand til å overføre tilstrekkelig elektrisk kraft.

Det vil si, når ønsket forbruk i et området overstiger den mulige produksjon og importkapasitet, og

tilsvarende når ønsket produksjon i et område overstiger forbruk og eksportkapasitet.

Forsyningssikkerhet: Beskriver i hvilken grad energiforsyningen er sikret mot bortfall, enten pga.

avbrudd (leveringspålitelighet) eller mangel på tilgjengelig energi.

Primærreserver (FCR-N): Den raskeste effektreserven. Ved endring i systemfrekvens vil kraftverk

som bidrar med primærreserver endre produsert effekt ved hjelp av en turbinregulator.

Likestrømskabel: En likestrømskabel overfører likestrøm over lange avstander, samt isolerer

synkronområder. Likestrømsforbindelser gir mindre effekttap ved overføring over lengre distanser

enn det som er tilfellet med en vekselstrømskabel.

Konvensjonelle kraftverk: I Norden assosieres som regel konvensjonelle kraftverk med store

vannkraftverk og termiske kraftverk.

Neste generasjon kraftsystem: Er betegnelsen gitt for å beskrive trendene i det nordiske

kraftsystemet. Begrepet beskriver en omfattende portefølje av fysiske, økonomiske, tekniske og

politiske endringer, herunder: Økt handelskapasitet mot utlandet, utfasingen av termisk kraft, økt

innslag av uregulerbar produksjon, forbedret nettkapasitet, mer ekstremvær og tettere integrasjon

med de europeiske kraftsystemene og kraftmarkedene1.

NVE: Norges vassdrags- og energidirektorat.

Regulerkraft (RK/FRR-M): Regulerkraft (FRR-M) er manuelt aktiverte reserver brukt til å håndtere

ubalanser og frigjøre primær- og sekundærreservene. Regulerkraft benyttes også for å håndtere

regionale flaskehalser. RK blir anskaffet i regulerkraftmarkedet.

Rotasjonsenergi: Energien som er lagret i et legeme som roterer. Er gitt av dens masse, radius og

rotasjonshastighet.

Stokastiske ubalanser: Tilfeldige ubalanser som skyldes upresise forbruks- og

produksjonsprognoser, feil på kabler eller utfall av produksjon.

1 Hva som faktisk faller inn under betegnelsen Neste generasjon kraftsystem er ikke fastslått. Statnett jobber i 2015 for å ferdigstille en klar definisjon. I denne rapporten brukes begrepet følgelig som en samlebetegnelse for trolige utviklinger i det nordiske kraftsystemet.

8

Strukturelle ubalanser: Avvik mellom produksjon og forbruk som skyldes tidsoppløsning i

kraftmarkedene. Produksjon klarert i spot på timesbasis kan ikke følge den varierende

forbruksendringen over timen. Strukturelle ubalanser skyldes også krav for utenlandskablene.

Synkronsystem: Et område som er koblet sammen med vekselstrømskabler og innehar samme

frekvens. Det nordiske kraftsystemet er et synkronsystem.

Syntetisk rotasjonsenergi: Hurtig endring av effekt ved et frekvensavvik i kraftsystemet ved hjelp av

kraftelektronikk. Responsen ligner på mange måter den som vanlig rotasjonsenergi gir ved

frekvensendring.

Systemansvarlig: Systemansvarlig eier og drifter sentralnettet. I Norge er Statnett systemansvarlig.

Systemdriftkostnader: Kostnader tilknyttet drift av sentralnettet.

Systemkrav: Krav som systemansvarlig setter for å sørge for stabil drift, både på kort og lengre sikt.

TSO (Transmission System Operator): Se systemansvarlig.

9

Innholdsfortegnelse

Forord ............................................................................................................................................... 3

Sammendrag ..................................................................................................................................... 4

Kapitteloversikt ............................................................................................................................. 5

Begrepsliste ...................................................................................................................................... 7

Introduksjon .................................................................................................................................... 11

Det nordiske kraftsystemet og kraftmarkedenes historiske utforming ...................................... 11

Formål og avgrensninger i rapporten ............................................................................................. 12

Formål og fremgangsmåte .......................................................................................................... 12

Avgrensning ................................................................................................................................ 14

1. Kraftsystemets stabilitet avhenger av reserver og rotasjonsenergi ........................................ 15

Reserver retter opp i ubalanser og fall i frekvensen ................................................................... 16

Rotasjonsenergi .......................................................................................................................... 17

Kraftsystemet er utsatt for ubalanser ......................................................................................... 18

Stort frekvensfall kan føre til mørkleggelse ................................................................................ 19

2. Kraft- og balansemarkedene ................................................................................................... 20

Energimarkedene: Elspot og Elbas .............................................................................................. 20

Reservemarkedene og regulerkraftmarkedet ............................................................................. 22

Primærreserver (FCR) og automatiske sekundærreserver (FRR-A) ......................................... 22

Regulerkraft- og regulerkraftopsjonsmarkedet ...................................................................... 23

Oppsummering ........................................................................................................................... 25

3. Kraftsystemets stabilitet settes på prøve ................................................................................ 26

Kraftmiksen i systemet endres .................................................................................................... 26

Utenlandskabler fører til ubalanser ............................................................................................ 27

Dagens markedsløsninger er ikke adekvate ................................................................................ 28

4. Markedsjusteringer som demper ubalanser ........................................................................... 30

Økt fleksibilitet i planfasen .......................................................................................................... 30

Finere tidsoppløsning i alle markeder reduserer strukturelle ubalanser .................................... 31

Stokastiske ubalanser ................................................................................................................. 34

Kapitteloppsummering: .............................................................................................................. 38

5. Markedsjusteringer som bidrar til å sikre tilstrekkelig tilgang på reserver ............................. 39

Markedsjusteringer ................................................................................................................. 39

Økt harmonisering og flernasjonale markeder ....................................................................... 42

Tilrettelegging for balansetjenester fra småkraft og vindkraft ............................................... 44

10

Kapitteloppsummering ............................................................................................................... 48

6. Rotasjonsenergi i det nordiske kraftsystemet ........................................................................ 50

Kartlegging av rotasjonsenergi i Norden .................................................................................... 50

Behov for rotasjonsenergi .......................................................................................................... 51

Hvilke teknologiske løsninger bidrar med rotasjonsenergi? ....................................................... 52

Diskusjon .................................................................................................................................... 55

7. Tiltak for å sikre rotasjonsenergi ............................................................................................ 56

Endringer i eksisterende marked ................................................................................................ 56

Redusere behovet for rotasjonsenergi ................................................................................... 56

Øke antall aggregater i drift .................................................................................................... 57

Konklusjon .............................................................................................................................. 58

Design av et rotasjonsmarked .................................................................................................... 58

Kostnadsfordeling mellom de nordiske landene i et nordisk marked .................................... 59

Når skal markedet være aktivt? .............................................................................................. 60

Potensielle markedsløsninger for rotasjonsenergi ..................................................................... 61

Antagelser .............................................................................................................................. 61

Day-ahead før Elspot .............................................................................................................. 63

Day-ahead etter Elspot ........................................................................................................... 68

Sikre tilstrekkelig tilbydere av rotasjonsenergi ........................................................................... 73

Investeringsstøtte til fasekompensatordrift i vannkraftverk .................................................. 74

Konsesjonskrav til fasekompensatordrift ............................................................................... 74

Vurdere behovet for et opsjonsmarked ................................................................................. 74

Konklusjon .................................................................................................................................. 76

8. Neste generasjon kraftsystem – fremtidens utfordringer kan håndteres .............................. 78

Vedlegg ........................................................................................................................................... 81

Vedlegg 1: Forbrukerfleksibilitet og energilagring ...................................................................... 81

Vedlegg 2: Støtteordning............................................................................................................ 82

11

Introduksjon

Koordinering av produksjon, forbruk, kraftflyt og utveksling til utlandet er avgjørende for en sikker

systemdrift, - Statnett har som systemansvarlig ansvaret for denne koordineringen. Fremtidens

systemdrift påvirkes imidlertid av endringer i kraftsystemet: markedsintegrasjon, økt nettkapasitet

innenlands og mot utlandet, variabelt forbruk, mer uregulerbar kraftproduksjon og mer ekstremvær

gir i sum raskere endringer av effektflyt, hyppigere effektubalanser og økte systemdriftskostnader2.

Forsyningssikkerheten forutsetter følgelig systemer som understøtter utviklingstrekkene i

kraftsystemet og som tar hensyn til de fysiske begrensningene som oppstår i møte med Neste

generasjon kraftsystem.

Driften av det nordiske kraftsystemet har endret seg de siste årene. Tendensen har vært en svekket

frekvenskvalitet og økte systemkostnader. Fremtidens systemdrift vil påvirkes av ytterligere

endringer i kraftsystemet: det vil blir mer utveksling av kraft både innad i Norden og til tredjeparts

land; kraftproduksjonen blir mer distribuert; og termisk produksjon skal utfases og erstattes med

fornybar produksjon. Dette gjør det nordiske kraftsystemet mindre forutsigbart og

effektubalansene vil trolig øke2.

I henhold til Forskrift om systemansvar (FoS) skal Statnett som systemansvarlig «sørge for

frekvensreguleringen og sikre momentan balanse i kraftsystemet til enhver tid», «utvikle

markedsløsninger som bidrar til å sikre en effektiv utvikling og utnyttelse av kraftsystemet» og «i

størst mulig utstrekning gjøre bruk av virkemidler basert på markedsmessige prinsipper»3. Å sikre

balanse i kraftsystemet er altså en av Statnetts primære oppgaver, og utviklingen av

markedsløsninger som understøtter det fysiske kraftsystemet er et viktig virkemiddel i denne

oppgaven.

Det nordiske kraftsystemet og kraftmarkedenes historiske utforming I 2015 er det 24 år siden den norske kraftmarkedsreformen, med utgangspunkt i energiloven fra

1990, ble iverksatt. Det er 19 år siden etableringen av det første integrerte kraftmarkedet i verden

mellom to land; det norsk-svenske kraftmarkedet. Koblingen av det norske og det svenske

kraftmarkedet i 1996 la grunnlaget for videre markedsintegrasjon i Norden og etableringen av et

nordisk kraftmarked - med en egen nordisk modell for kraftomsetning - som også innbefatter

Finland og Danmark (med unntak av Jylland). Den nordiske modellen for kraftomsetning, bestående

av Elspot, Elbas og reservemarkedene, tar sikte på å øke samfunnsøkonomisk effektivitet gjennom

etablering av et markeds- og konkurransebasert omsetningssystem for kraft med offentlige

reguleringsprinsipper.4

Gjennom nordisk kraftmarkedsintegrering har man lykkes i å enes om et relativt enkelt og fleksibelt

omsetningssystem for kraft med god likviditet og mange deltakere. Det eksisterende kraftmarkedet

har fungert godt for driften av det eksisterende kraftsystemet. Det sentrale spørsmålet er imidlertid

om eksisterende reguleringer og markedsordninger kan løse fremtidige utfordringer knyttet til

håndteringen av frekvensavvik og ubalanser, eller om markedsjusteringer og omreguleringer er

nødvendige.

2 Statnett (2014) "SMUP 2014-20". 3 Forskrift om systemansvar (2002) FOR-2002-05-07-448 § 4b, 4c og 4d. 4 Hope, Einar (2006). Kraftmarkedet - fungerer det?.

12

Formål og avgrensninger i rapporten

Formål og fremgangsmåte Årets KUBE-prosjekt tar for seg en rekke egenskaper ved Neste generasjon kraftsystem som vil

påvirke og utfordre de etablerte ordningene for systemdriften. Det legges til grunn (jf. Elforsk6,

Thema5 og SMUP2) at økt produksjon fra uregulerbare kraftprodusenter og økt handelskapasitet

mot utlandet vil føre til økte ubalanser i det nordiske kraftsystemet. I tillegg legges det til grunn at

uregulerbare kraftprodusenter i liten grad bidrar med effektreserver, og at kombinasjonen av en

endret kraftmiks og økt handel over likestrømsforbindelsene kan fortrenge noe av

rotasjonsenergien fra konvensjonelle kraftverk.

Som et resultat av økt handelskapasitet og innfasingen av ny kraftproduksjon står kraftsystemet

overfor økt risiko: Systemet blir trolig mer utsatt for ubalanser, og sikker og effektiv drift forutsetter

dermed, gitt produksjonssammensetningen, at det foreligger tilstrekkelige nivåer av effektreserver

og rotasjonsenergi tilgjengelig for effektjustering. Disse utfordringene kan tilnærmes med

sentraliserte markedsordninger som:

a) Reduserer ubalanser

b) Sikrer tilstrekkelige tilgang på pålitelige reserver

c) Sikrer tilstrekkelige nivåer av rotasjonsenergi

KUBE har som formål (jf. FoS §4c og 4d) å vurdere hvorvidt dagens markedsløsninger er adekvate i

møte med Neste generasjon kraftsystem, eller om markedsjusteringer og nye markedsløsninger er

nødvendig for å bedre balanseringen av produksjon, forbruk og utveksling, og håndteringen av

frekvensavvik.

Rapporten tar sikte på å besvare følgende:

Kan markedsjusteringer og nye markedsløsninger sikre en mer effektiv utnyttelse av fremtidens

kraftsystem og samtidig innfri de økonomiske og politiske krav som stilles til kraftmarkedenes

utforming?

Noen av markedsløsningene som diskuteres i denne rapporten er også utredet i rapporter av

Thema og Elforsk og i SMUP 2014-20. Thema5 og Elforsk6 sine rapporter vurderer

markedsløsningers bidrag til systembalansen. Elforsk vurderer hvorvidt høyere tidsoppløsning i

kraftmarkedene, avsluttende auksjonsrunde i Elbas og utsettelse av klarering i Elspot kan bidra til å

redusere effektubalanser. Thema argumenterer for at økt integrering og harmonisering av

reservemarkedene vil ha en positiv effekt på frekvenskvaliteten. KUBE på sin side mener at dersom

omfattende markedsjusteringer er nødvendige må (jf. FoS) en rekke hensyn (utover bidraget til

systembalansen) avveies. Det er derfor blitt utviklet et sett med vurderingskriteria som appliseres i

vurderingen av markedsjusteringer og nye markedsordninger (se Tabell 1). Disse

vurderingskriteriene er utviklet med basis i Statnetts interne strategi for sikker og effektiv drift,

internasjonale avtaler og rammeverk som setter føringer og begrensninger for kraftmarkedenes

utforming, samt de krav og ansvar som pålegges Statnett i Forskrift om systemansvar.

5 THEMA Consulting Group (2015) "Capacity adequacy in the Nordic electricity market". 6 Elforsk (2014) "Further Development of Elspot. New order formats and changes in market design".

13

Vurderingskriterium Vurdering

Bidrag til systembalansen

+ Kan markedsjusteringen bidra til å redusere ubalanser?

+ Kan markedsjusteringen sikre tilstrekkelige nivåer av

reserver?

+ Kan markedsjusteringen sikre tilstrekkelige mengder

rotasjonsenergi?

Kostnad + Er markedsjusteringen kostnadseffektiv?

+ Stimulerer markedsjusteringen rasjonalitet hos forbrukere

og produsenter?

- Kan markedsjusteringen redusere effektiviteten i etablerte

omsetningssystemer?

- Fører markedsjusteringen til økte kostnader for

produsenter, forbrukere eller systemansvarlig?

Klimamål + Er markedsjusteringen forenelig med internasjonale og

nasjonale klimaambisjoner?

+ Legger markedsjusteringen til rette for markedsdeltagelse

fra miljøvennlige kraftprodusenter?

Kompleksitet + Er markedsjusteringen i konflikt med ENTSO-Es Network

Codes?

+ Er markedet tilgjengelig og håndterbart for aktørene i

markedet og systemansvarlig?

+ Har Statnett posisjon til å implementere

markedsjusteringen eller er forvaltningsgodkjennelse

nødvendig?

Anbefaling KUBEs anbefaling.

Tabell 1: Vurderingskriteria som er blitt brukt i vurderingen av markedsjusteringer og nye markedsløsninger.

Markedsjusteringer og -endringer som er relevante og gunstige for Statnett som systemansvarlig

må legge til rette for et effektivt kraftmarked, bidra til forsyningssikkerheten og systembalansen på

en samfunnsmessige rasjonell måte og være i tråd med nasjonale og internasjonale klimamål7. I

tillegg skal det jf. FoS § 1 tas hensyn til de allmenne og private interesser som blir berørt.

Markedsløsningene må også gi like forutsetninger for alle kraftprodusenter, og kompleksitet i

gjennomføring og implementering bør vurderes. Det stilles altså en rekke krav til nye

markedsløsninger og en omfattende aktørgruppe påvirkes når nye markedsformer implementeres.

Det kan derfor være utfordrende å møte Neste generasjon kraftsystems funksjonelle utfordringer

med løsninger som er utelukkende basert på markedsmessige prinsipper. I dette henseende vil

Statnett og overordnede forvaltningsmyndigheter måtte foreta en avveining mellom hvorvidt

funksjonelle utfordringer bør løses gjennom etableringen av nye markedsordninger eller om

system- og funksjonskrav er en mer rasjonell og effektiv tilnærming.

7 Statnett (2015). "Statnetts konsernstrategi 2015-2019 – Sikker og effektiv drift nå og i fremtiden".

14

Avgrensning Årets KUBE-prosjekt vurderer markedsløsninger som kan implementeres på systemnivå og belyser

derfor ikke prissettingen av lokale tjenester som for eksempel kortslutningsytelse, spenningsstøtte,

hurtigoppkjøring og dødnettstart. Rapporten fokuserer på produsentsiden i kraftmarkedet, følgelig

vektlegges ikke markedsjusteringer som bringer etterspørselssiden eksplisitt inn i markedssettet.

Det noteres at økt forbrukerfleksibilitet og "smarte målere" kan bidra til stabiliseringen av

kraftsystemet, og at batterier og energilagre kan bidra til en effektiv energibalanse og

systemstabilitet ved å redusere ustabiliteten knyttet til topplast og håndteringen av variabel

produksjon fra vind og solkraft. Grunnet rapportens fokus på produsentsiden vil likevel effekten av

disse utviklingene ikke belyses8.

8 Implikasjonene av økt forbrukerfleksibilitet, energilagring og pumpekraft kan leses om i vedlegg 1.

15

1. Kraftsystemets stabilitet avhenger av reserver og rotasjonsenergi

Det nordiske kraftsystemet er et integrert mellomstatlig kraftsystem. Kraft produseres i Norge,

Sverige, Finland og Danmark, omsettes på Nord Pool, og transporteres fra produsenter til

forbrukere via sentral-, regional-, og distribusjonsnettene. Det må til enhver tid være balanse

mellom produksjon, forbruk og utveksling for at frekvensen skal holdes stabil. Hvis det oppstår et

avvik mellom forbruk og produksjon endres frekvensen, frekvens kan således forstås som et mål på

dette avviket.

Frekvenskvaliteten i Norden har sunket de seneste årene. Figur 1 viser at det nordiske

kraftsystemet har vært preget av hyppigere frekvensavvik de siste ti årene. En av årsakene til dette

er strukturelle ubalanser som oppstår i synkronsystemet på grunn av det timesoppløste

markedsdesignet til kraftmarkedet9.

Frekvensstabiliteten avhenger av rotasjonsenergien i systemet, samt hurtigheten og mengden av

tilgjengelige reserver. Så lenge frekvensen er innenfor normalfrekvensbåndet (49,9- 50,1 Hz) er

reservene skalert slik at det er nok reserver i bakhånd for å håndtere de største enkeltfeilene som

er kjent i kraftsystemet. Risikoen for at reservene ikke skal håndtere store feil øker når frekvensen

er utenfor normalfrekvensbåndet. Dette gjør forverringen av frekvenskvaliteten bekymringsverdig.

9 Statnett (2014) "SMUP 2014-20 (2)".

Figur 1: Utviklingen av frekvensavvik fra 1996 til juni 2013, angitt med antall minutter utenfor 49,9 - 50,1 Hz pr. uke.

16

Reserver retter opp i ubalanser og fall i frekvensen FCR-N (Frekvensstyrt Normaldriftsreserve)

er automatiske primærreserver som

opprettholder effektbalansen i normaldrift.

FCR-N aktiveres automatisk når frekvensen

varierer mellom 50,1 Hz og 49,9 Hz. Hvis

frekvensen faller under 49,9 Hz aktiveres

Frekvensstyrt Driftsforstyrrelsesreserver

(FCR-D) for å motstå effektavviket og

stabilisere frekvensen.

Figur 2 viser hvordan reservene reagerer

ved fall i frekvensen, for eksempel ved utfall

av en produksjonsenhet. Hvor hurtig

frekvensen faller avhenger av mengden

roterende masse i systemet, eller rotasjonsenergien. FCR-D aktiveres for å stanse fallet og for å

gjenopprette og stabilisere frekvensen på et høyere nivå. Automatiske sekundærreserver (FRR-A)

aktiveres deretter for å gjenopprette frekvensen til normaldrift og for å frigjøre primærreserven

slik at den kan håndtere nye avvik. Responstiden for FRR-A er mellom 120 og 210 sekunder etter

mottatt signal fra Statnett. Manuell regulerkraft aktiveres både for å gjenopprette frekvensen og

for å frigjøre primær- og sekundærreserver. Aktiveringstiden for regulerkraft er opp mot 15

minutter.

Faktaboks 1: Statikkinnstilling

Det er krav til at alle aktører med generatorer over 10

MVA kan ha maksimalt 12 % statikk (6 % i

sommerhalvåret). Ved hjelp av en turbinregulator kan

generatoren automatisk bidra med litt mer produksjon

dersom det er underskudd i systemet og regulere ned

dersom det er overskudd i systemet. Dette kalles

innstilling av generatorens statikk. Aktørene får betalt

for denne tjenesten ved å få tilslag i

primærreservemarkedet eller gjennom avregning for

restleveranse. Ved å stille statikken lavere eller ved å

kjøre opp flere aggregat kan de by inn en større mengde

med primærreserver.

Figur 2: Figuren viser hvordan reserver og rotasjonsenergi vil være med på å stabilisere systemet etter en feil.

17

Rotasjonsenergi Rotasjonsenergi er den energien som er lagret i et legeme som roterer. Rotasjonsenergien er gitt

av legemets masse 𝑚 [𝑘𝑔] , radius 𝑟 [𝑚] og mekaniske vinkelhastigheten ω [rad/s]:

𝑅𝑜𝑡𝑎𝑠𝑗𝑜𝑛𝑠𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖 =1

2𝑚𝑟2ω2 [𝑊𝑠]

Alle roterende maskiner som er direkte koblet til nettet har den samme elektriske frekvensen (og

dermed den samme elektriske rotasjonshastigheten), men vinkelhastigheten til maskinene vil ikke

nødvendigvis være lik. Den mekaniske vinkelhastigheten til en maskin er koblet til

systemfrekvensen på følgende måte:

ω = 𝑓𝑟𝑒𝑘𝑣𝑒𝑛𝑠

𝑎𝑛𝑡𝑎𝑙𝑙 𝑚𝑎𝑔𝑛𝑒𝑡𝑖𝑠𝑘𝑒 𝑝𝑜𝑙𝑒𝑟 × 𝜋 [𝑟𝑎𝑑/𝑠]

Hvis frekvensen faller vil den mekaniske rotasjonshastigheten til maskinene også falle. Dette fører

til at maskinene øker produksjonen fordi tapet i rotasjonsenergi (som følge av redusert hastighet)

vil bli omgjort til elektrisk energi. På denne måten motvirker rotasjonsenergien frekvensendringer,

og er med på å avgjøre hvor fort frekvensen endres.

Figur 3 viser simulert frekvensrespons ved et utfall av en stor produksjonsenhet som en funksjon

av total rotasjonsenergi. Figuren viser at jo mer rotasjonsenergi et system innehar, jo lengre tid tar

det før frekvensen faller, og frekvensen vil ikke rekke å falle like mye. Et kraftsystem med mye

rotasjonsenergi omtales ofte som et tungt nett, da det kreves mye energi for å endre systemets

tilstand. Et lett nett vil ha lite rotasjonsenergi, og frekvensen vil endres raskere ved et effektavvik.

Figur 3: Simulert frekvensrespons over tid ved utfall av en stor produksjonsenhet, som en funksjon av forskjellige nivåer av rotasjonsenergi10.

Den totale rotasjonsenergien i et kraftsystem kan endre seg fra et øyeblikk til et annet, og er

avhengig av hvilke kraftverk som er koblet til nettet og deres H-konstant. Faktaboks 2 gir en kort

forklaring på hva en H-konstant er.

10 ENTSO-E (2015) "NAG Frequency quality report".

18

Syntetisk rotasjonsenergi

Syntetisk rotasjonsenergi har lignende fordeler for kraftsystemet som "vanlig" rotasjonsenergi.

Med syntetisk rotasjonsenergi kan man, ved hjelp av kraftelektronikk, mate inn mer effekt i

systemet når det er behov for det. Mens vanlig rotasjonsenergi virker momentant, er responstiden

til syntetisk rotasjonsenergi på ca. 500 ms.

Syntetisk rotasjonsenergi er mer kontrollerbar, da

man til en viss grad kan styre når og hvordan

responsen utarter seg. Det er ikke tilfellet med

vanlig rotasjonsenergi viss respons er utelukkende

styrt av fysiske lover. Med syntetisk

rotasjonsenergi kan aktører som ikke bidrar med

konvensjonell rotasjonsenergi, som for eksempel

vindkraft og likestrømsforbindelser, bidra til å

motvirke frekvensendringer.

Vindkraft er indirekte koblet til nettet. Man kan ved

hjelp av en kontrollmodul detektere

systemfrekvensen og bruke den kinetiske energien

som er lagret i vindturbinen til å mate inn mer aktiv

effekt. Resultatet er at hastigheten på turbinen

reduseres. Simuleringer utført av Elforsk11 viser at

effekten kan økes med 5 til 10 % av opprinnelig

effekt, og at den kan opprettholdes i flere sekunder. I etterkant av dette følger en periode hvor

vindturbinen produserer mindre effekt enn den opprinnelige gjorde slik at den oppnår samme

hastighet som den hadde før frekvensdippen. På denne måten vil responsen fra vindturbinen i sum

være nær energinøytral.

Syntetisk rotasjonsenergi kan være et godt supplement til konvensjonell rotasjonsenergi, men det

er usikkerhet tilknyttet kostnader og hvor stort det potensielle bidraget er.

Kraftsystemet er utsatt for ubalanser Selv om balansering av produksjon og forbruk etterstrebes i kraftmarkedene Elspot og Elbas

oppstår det likevel effektavvik under drift. Denne differansen har flere årsaker, som kan deles inn i

stokastiske og strukturelle ubalanser.

11 Elforsk (2013). "The utilization of synthetic inertia from wind farms and its impact on existing governors and system performance".

Faktaboks 2 - H-konstant

H-konstanten sier noe om rotasjonsenergi-

bidraget fra et kraftverk, og bestemmes utfra

kraftverkets design, vekt og mekanisk hastighet.

H-konstanten til et kraftverk er gitt ved:

𝐻 = 𝑊

𝑆𝑅 [𝑠]

hvor 𝑊 er rotasjonsenergi ved 50 Hz og 𝑆𝑅 er

den nominelle effekten til kraftverket.

H er gitt i sekunder og beskriver hvor lenge

generatoren kan levere nominell effekt når

rotasjonsenergien er lik W.

19

Stokastiske (tilfeldige) ubalanser

Stokastiske ubalanser er ubalanser som skyldes tekniske feil og andre plutselige og uforutsigbare

hendelser i driften, herunder:

Usikkerhet i prognosene for

forbruk

Forbruket avviker fra prognoser, og ny teknologi (som el-

biler og induksjonsovner) fører til større

forbruksvariasjoner over timen.

Usikkerhet i prognosene for

produksjon

Produksjon avviker fra prognosene grunnet f.eks. usikre

værprognoser.

Driftsforstyrrelser Utfall av linjer og feil på elektrisk utstyr som kan føre til at

produksjon eller forbruk avviker fra prognosene.

Strukturelle ubalanser

De strukturelle ubalansene i

kraftsystemet skyldes etablerte

regler for kraftomsetning og

administrative lover for

utlandsforbindelser: Når kraft

omsettes på markedet settes det

én pris for hver time i markedet,

basert på estimert produksjon og

forbruk. Produksjonen over en

time er i utgangspunktet satt til å

være konstant, mens forbruket på

sin side varierer gjennom timen. Derfor vil produksjonsnivået ofte fravike fra det faktiske forbruket.

Avviket mellom produksjon og forbruk er spesielt tydelig ved store forbruksendringer som gjerne

oppstår i skillet mellom natt og morgen, dag og kveld, og kveld og natt. Når spotmarkedet opererer

med timesoppløsning og forbruket endres kontinuerlig oppstår det et avvik som påvirker

frekvensen, illustrert i figur 4.

Stort frekvensfall kan føre til mørkleggelse

Hvis frekvensen faller for lavt kan det føre til mørkleggelse. Ved store effektavvik aktiveres flere

automatiske prosesser for å stabilisere kraftsystemet. Rotasjonsenergien motvirker momentant

frekvensdippen, etterfulgt av automatisk aktiverte primær og sekundærreserver. Hvis det er lite

rotasjonsenergi i systemet kan frekvensen likevel falle til et kritisk nivå før reservene evner å

stabilisere.

Figur 4: Frekvensavvik ved differanse mellom forbruk og produksjon.

20

2. Kraft- og balansemarkedene

Det nordiske markedssettet for kraftomsetning

består av tre integrerte og harmoniserte markeder:

Elspot, Elbas og reservemarkedene. Elspot er

primærhandelsmarkedet for kraft, og første instans

for balanseringen av produksjon, forbruk og

utveksling. Intradagsmarkedet Elbas tillater

produsenter og forbrukere å handle seg i balanse,

dersom forbruk eller produksjon avviker fra de

opprinnelige prognosene. Dersom aktørene

fortsatt er i ubalanse etter klarering i Elbas, handler

Statnett inn regulerkraft på vegne av aktørene som

er i ubalanse. Faktaboks 3 til høyre gir en oversikt

over tidsforløpet i kraft- og reservemarkedene.

Energimarkedene: Elspot og Elbas

Elspot er hovedmarkedet for krafthandel blant de nordeuropeiske landene. Dette spotmarkedet

består av aktører i Norden (Norge, Sverige, Danmark og Finland) og de baltiske landene (Litauen,

Estland og Latvia). Aktører i Elspot kjøper og selger kraft for alle timene det neste døgnet. Elspot er

delt inn i forskjellige budområder, som vist i Figur 5. De ulike budområdene reflekterer

begrensninger i overføringskapasiteten i nettet og er et virkemiddel for å håndtere flaskehalser.

Når markedet klareres beregner Nord Pool priser for hvert budområde og flyt mellom lavpris- og

høyprisområder. I Spotmarkedet mottar alle produsenter innenfor et budområde en uniform pris.

Denne prisen bestemmes av krysningen mellom høyeste aksepterte tilbud og laveste aksepterte

kjøpsbud. Prissettingen i Elspot illustreres i Figur 6 på neste side.

Figur 5: Budområdene i Nord Pool Spot bidrar til å klarere priser som tar hensyn til begrensningene i nettet.

Faktaboks 3: Hver dag (for kommende døgn)

< 09:30 De nordiske TSO-ene setter

handelskapasiteten for neste dag

< 12.00 Aktørene sender Elspot-bud til Nord Pool

-12.42 Nord Pool offentliggjør prisene og flyt mellom

områder

> 14:00 Elbasmarkedet åpner

<18:00 Statnett kjøper inn nødvendige

primærreserver

< 19:30 Produksjonsplaner sendes til Statnett

< 21:30 Bud i regulerkraftmarkedet

> 00:00 Driftsdøgnet starter

21

Figur 6: Grafen viser priskrysset som dannes der etterspørsel og tilbudet møtes. Den mørkeblå kurven symboliserer

tilbudet og den lyseblå symboliserer etterspørsel. Den grønne stiplede linjen symboliserer mengden og prisen som blir

gjeldende i Elspot.

Handelen i Elspot står for mesteparten av kraftomsetningen i det nordiske kraftsystemet. Grunnet

usikkerhet i prognosene for både forbruk og produksjon har aktørene mulighet til å handle seg i

balanse i intradagsmarkedet, Elbas. Elbas er åpent fra 14:00 frem til en time før hver driftstime12

starter. I dette markedet kan aktører handle seg i balanse ved å kjøpe eller selge ledig kapasitet, se

Figur 7.

Figur 7: Grafisk fremstilling av hvordan forskjellen mellom planlagt produksjon og faktisk produksjon balanseres i Elbas i løpet av driftsdøgnet. Den sorte kurven representerer faktisk produksjon og de blå søylene representerer den planlagte

produksjonen. Ligger denne sorte kurven over de blå søylene, må produsenten selge kraften sin i Elbas og når de blå søylene er over den sorte kurven må det kjøpes kraft.

12 Driftstime: Timen der den fysiske kraften leveres.

22

Elbas har kontinuerlig handel, det vil si at aktørene handler kontinuerlig med hverandre fram til

timen før levering13. Handelen foregår ved at aktørene legger inn kjøps- og salgsbud som klareres

når det er samsvar mellom kjøpspris og salgspris. Dyreste kjøpsbud og billigste salgsbud blir klarert

først, uavhengig av når budet blir lagt inn. Elbas er et såkalt "Pay As Bid"-marked, noe som betyr at

prisen betalt til produsenten er basert på deres faktiske bud, i motsetning til marginalprising der

alle leverandører får samme pris basert på høyeste aksepterte bud.

Reservemarkedene og regulerkraftmarkedet

Statnett sikrer at kraftsystemet har tilstrekkelige reserver og balanseringsressurser gjennom

reservemarkedene og regulerkraftmarkedet. Reservemarkedene består av primær-, sekundær- og

regulerkraftopsjonsmarkedet.

Primærreserver (FCR) og automatiske sekundærreserver (FRR-A) Primærreservene, også kalt Frequency Containment Reserves (FCR), håndterer den momentane

effektbalansen og aktiveres automatisk ved frekvensendringer. Faktaboks 4 viser hvor mye

primærreserver Statnett må anskaffe.

Markedet for primærreserver (FCR) består av et uke- og

et døgnmarked. Statnett handler i ukesmarkedet for å

sikre tilstrekkelig primærreserver før markedsklarering i

Elspot. Handelen i døgnmarkedet foregår etter klarering i

Elspot og dekker resterende behov inkludert

utvekslingsønsker fra andre TSOer.

Primærreservemarkedet benytter seg av marginalprising,

som betyr at høyeste aksepterte bud setter prisen alle

aktørene mottar. Imidlertid kan lokale nettforhold eller behov som oppstår etter klarering av

døgnmarkedet føre til at Statnett inngår spesialkjøp til en høyere pris enn marginalprisen.14

Automatiske sekundærreserver, også kalt Frequency Restoration Reserves Automatic (FRR-A)

kjøpes gjennom en ukentlig auksjon før handelen i kraftmarkedene åpner. I Norden blir det

anskaffet 300 MW FRR-A (105 MW i Norge) for tidspunkt med store lastendringer (morgen og

kveld). Anskaffelse av FRR-A er dermed dynamisk ved at det anskaffes reserver kun i timene der

frekvensproblemene normalt har vært størst. Sekundærreservemarkedet består av to produkter;

reservert kapasitet og aktivert energi. Reservert kapasitet er FRR-A som leverandørene stiller

tilgjengelig for aktivering. Aktivert energi er FRR-A som faktisk blir aktivert.

Prissettingen av reservert FRR-A kapasitet er lik som for FCR. Aktører får betalt marginalprisen, men

Statnett kan inngå spesialkjøp til høyere pris ved behov. Aktivert FRR-A følger i dag

regulerkraftprisen, som vil si at prisen på oppregulering FRR-A er lik prisen på oppregulering av

regulerkraft, mens nedregulering FRR-A har lik pris som nedregulering regulerkraft. Anskaffelsen av

FRR-A gjøres nasjonalt, men det jobbes med å etablere et felles nordisk marked for

sekundærreserver.15

13 Intraday Market. http://www.nordpoolspot.com/How-does-it-work/Intraday-market/ (Hentet: 04. august 2015). 14 Statnett (2013) "Vilkår for tilbud, aksept, rapportering og avregning i Marked for primærreserver". 15 Statnett (2014) "SMUP 2014-20".

Faktaboks 4: Systemkrav

Systemkrav for FCR-N i Norden er 600

MW der Norges andel er mellom 205-210

MW. Kravet for FCR-D er 1200 MW i

Norden der Norges andel er rundt 350

MW.

23

Regulerkraft- og regulerkraftopsjonsmarkedet Regulerkraft, også kalt Manual Frequency Restoration

Reserve (FRR-M), benyttes for å redusere ubalanser slik

at primær- og sekundærreservene kan frigjøres og

håndtere neste avvik. Regulerkraft brukes i tillegg til å

håndtere regionale flaskehalser. Flaskehalser oppstår

når overføringsnettet ikke er i stand til å overføre nok

elektrisk kraft mellom områder, noe som fører til

regionale prisforskjeller. Regulerkraft er manuelle

reserver med en aktiveringstid opp mot 15 minutter.

Mengden regulerkraft som anskaffes er betinget av den

dimensjonerende feilen, se faktaboks 5.

Handel av FRR-M skjer i det felles nordiske

regulerkraftmarkedet (RKM). Både forbrukere og produsenter kan by inn i RKM for å endre forbruk

eller produksjon, og budene kan endres inntil 45 minutter før driftstimen. Dersom Statnett ikke

disponerer tilstrekkelige effektreserver etter klarering, vil Statnett kunne gjøre vedtak overfor

aktørene etter FoS §12 fjerde ledd ("vanskelige

driftsforstyrrelser), der Statnett krever at all tilgjengelig

regulerytelse blir anmeldt i RKM. Budene havner i en

felles nordisk liste og aktiveres i henhold til

prisrekkefølge der den billigste reguleringsressursen

benyttes først, og alle budgivere mottar marginalprisen.

Faktaboks 6 gir en mer detaljert beskrivelse av

prissettingen i regulerkraftmarkedet.

Dersom markedet ikke gir en samfunnsøkonomisk

effektiv prissetting kan Statnett suspendere bud i RKM og

bruke anmeldt volum til gjeldende spotpris i området.16

Dette kan gjelde dersom det oppstår en flaskehals

mellom områder som skaper store prisforskjeller og gir

lokale leverandører incentiver til å legge inn bud over

marginalkostnaden. Dersom driftsmessige hensyn tilsier

det, kan Statnett også ta i bruk spesialregulering og

benytte bud fra RKM-lista uavhengig av prisrekkefølge.

Leverandøren vil da motta prisen som er meldt inn (pay-

as-bid), og Statnett dekker mellomlegg mellom RK-prisen

og produsentens bud. Minstekvantum for bud er 10 MW,

men for bud som er anmeldt etter vedtak i henhold til

FoS § 12 fjerde ledd, fastsettes minstekvantum lavere

enn 10 MW.

Aktørene må selv betale for egen ubalanse. Oppgjøret for produsenter i regulerkraftmarkedet

følger et toprissystem (Tabell 2), der avvik som går mot systembalansen straffes. Dersom en

16 Forskrift om Systemansvar i kraftsystemet (2002) § 11: https://lovdata.no/dokument/SF/forskrift/2002-05-07-448 (Hentet: 07. juli 2015).

Faktaboks 6: Prissetting i

regulerkraftmarkedet

Regulerkraftprisene fastsettes per

Elspotområde.

En regulering må ha vart i mer enn

ti minutter av timen for å være

prisbestemmende.

Ved oppregulering blir den dyreste

aktiverte frekvensreguleringen

prisbestemmende.

Ved nedregulering blir billigste

aktiverte reserve

prisbestemmende.

Ved frekvensregulering i begge

retninger, setter dominerende

reguleringsretning prisen basert på

netto energivolum i timen.

Dersom det er flaskehalser blir den

rimeligste ressursen som befinner

seg på riktig side av flaskehalsen

benyttet. Dette fører til ulik

regulerkraftpris mellom markedet.

Faktaboks 5: Dimensjonerende feil

Systemdriftsavtalen krever at

regulerkraften er tilstrekkelig for å

håndtere dimensjonerende feil i hvert

land. Dimensjonerende feil er det største

produksjonsutfallet eller bortfall av

import som systemet er dimensjonert for

å tåle, som for Norge er 1200 MW. I

tillegg sikrer Statnett 500 MW for å

håndtere regionale flaskehalser og

ubalanser.

24

produsent produserer mer enn hva som er meldt inn i Elspot/Elbas og systemet er i underskudd

(behov for oppregulering), vil produsenten bli betalt spotprisen for sin overskuddskraft. En

produsent som produserer mindre enn det som er meldt inn blir imidlertid avkrevd RK prisen for å

dekke ubalansen. Siden RK prisen er høyere enn spotprisen ved oppregulering vil produsentene i

ubalanse i sum gå i minus. Dette gir incentiver for produsentene å være i balanse. Dersom systemet

er i overskudd og det er behov for nedregulering vil produsenter som har produsert for mye få

betalt RK-prisen, mens produsenter som har produsert for lite må betale spotprisen. Siden RK-

prisen alltid er lavere enn spotprisen når det er overskudd, vil produsenter som går mot

systembalansen straffes (overproduserer når det er behov for nedregulering), mens produsenter

som går med balansen ikke blir "belønnet". Aktørene vil i sum gå i minus grunnet deres ubalanse.17

Avviket fra produksjonsplan gir dermed Statnett en systeminntekt som i praksis bidrar til redusert

tariff for forbrukerne. Imidlertid vil systemkostandene ved spesialregulering være høyere, noe som

bidrar til økt tariff.

Forbrukere følger imidlertid en-prissystem, der aktørene betaler eller får betalt RK prisen uavhengig

av om de går med eller mot systembalansen. Kraftstasjoner med en samlet installert ytelse under

3 MW er også unntatt toprissystemet og avregningen behandles som forbruk etter en-

prissystemet.18

Tabell 2: Betaling for avvik mellom Elspot forpliktelse og faktisk produksjon eller forbruk.

Regulerkraftopsjonsmarkedet (RKOM) er et virkemiddel for å sikre tilstrekkelig mengde tilbudt

oppreguleringsressurser i RKM for å dekke nasjonalt behov.

RKOM er et kapasitetsmarked ved at tilbydere får betalt for

å garantere at de deltar i RK med oppreguleringsbud, enten

gjennom oppkjøring av produksjon eller nedkjøring av

forbruk. Statnett sikrer opsjonene i RKOM-sesong og

RKOM-uke. I RKOM-sesong kjøper Statnett opsjoner for

hele den forventede vintersesongen. Vintersesongen er en

høylastperiode med høye Elspotpriser som gjør at

produsenter har incentiv til å produsere maksimal effekt

uten mulighet til ytterligere oppregulering. Kjøp av

opsjoner i RKOM-uke tas ut fra en vurdering av

17 Ekspertutvalget om driften av kraftsystemet (2010) "Flere og riktigere priser – Et mer effektivt kraftsystem". 18 Forskrift om måling, avregning og samordnet opptreden ved kraftomsetning og fakturering av nettjenester § 5.2.

Faktaboks 7: RKOM Høykvalitet og RKOM

Med Begrensninger

I RKOM-markedet tilbys to ulike produkter:

"RKOM Høykvalitet" er uten begrensninger

på varighet eller hviletid, mens "RKOM Med

Begrensninger" kan inneholde

begrensninger på varighet og opptil 8

timers hviletid. Hviletid innebærer at en

tilbyder som får aktivert et bud får en pause

før neste bud kan bli aktivert.

25

kraftsituasjonen, ut i fra prognoser på produksjon, forbruk, utveksling mot utlandet og mulige

flaskehalser. I RKOM-uke kan budgiver gi tilbud for opptil 8 uker fram i tid, der hver uke blir

behandlet separat og bud deles i dag og natt. Primært kriterium for aksept er tilbudspris der

høyeste aksepterte bud setter marginalprisen. Imidlertid kan lokale nettforhold føre til behov for å

hoppe over bud, og at behov for minimum volum av RKOM Høykvalitet gjør at det er behov for å

hoppe over bud av RKOM Med begrensninger (se faktaboks 7). Elspotområder får lik RKOM-pris når

det ikke forventes flaskehalser mellom områdene. Aksepterte effektvolum i RKOM skal være

tilgjengelig i RKM i den aktuelle perioden, og må være lik eller større enn forpliktelsen i RKOM.

Forpliktelsen i RKOM gjelder kun mellom kl. 5 og midnatt.

Oppsummering Det nordiske kraftsystemet er synkronisert og kraftmarkedene er harmonisert. De nordiske TSO-

ene med ansvar for systemdriften er avhengige av velfungerende kraftmarkeder som understøtter

kraftsystemets utvikling. Det er altså en implisitt link mellom kraftsystemet og kraftmarkedenes

utforming, og endringer i kraftsystemet kan derfor bety at kraft- og reservemarkedene må justeres

eller endres slik at omsetningssystemene igjen tar hensyn kraftsystemets fysiske begrensninger. I

kapittelet som følger trekkes det frem to sentrale egenskaper ved Neste generasjon kraftsystem,

som vil sette sitt preg på kraftsystemet og som setter nye krav til kraft- og reservemarkedenes

utforming.

26

3. Kraftsystemets stabilitet settes på prøve

Kraftmiksen i systemet endres Hvis Norge skal nå sine nasjonale klimamål og internasjonale forpliktelser forutsetter det økt

produksjon fra fornybare energikilder. I Norge og Sverige skal det, gjennom el-sertifikatordningen,

realiseres 28,4 TWh fornybar produksjon innen 2020. Denne produksjonen vil hovedsakelig komme

fra vind- og småkraftverk. Danmark og Finland har også ambisiøse mål om å øke sin andel fornybar

produksjon. I tillegg vil det nordiske kraftsystemet - gjennom nye kabelforbindelser - bli tettere

integrert med det europeiske kraftsystemet med lignende politiske målsettinger. Den nye

produksjonsmiksen som vil prege det nordiske kraftsystemet vil både være mindre forutsigbar,

mindre regulerbar og ha begrensede og uforutsigbare muligheter til å tilby roterende masse. Figur

8 viser forventet utvikling i produksjonssammensettingen i det nordiske kraftsystemet fra 2012 til

2030.

Figur 8: Kraftproduksjon og etterspørsel i Norden i 2012 og forventet i 2020 og 203019.

Mindre presise prognoser i neste generasjon kraftsystem

Produksjon fra vind- og solkraft er preget av svært usikre produksjonsprognoser og det kan

være store avvik mellom planlagt og faktisk produksjon. Vind- og solkraftproduksjon er også

utsatt for høye variasjoner i produksjonsnivået fra en time til den neste; disse stokastiske

variasjonene er vanskelige å forutsi før driftstimen. Når andelen av energiforsyningen som

normalt varierer stokastisk fra en time til den neste øker, vil også virkningen av feilaktige

produksjonsprognoser øke20.

De nye kraftprodusentene stiller med få eller ingen reserver

Prognosene til vind- og solkraftverk er svært usikre også tett opp mot driftstimen. Det

nordiske kraftsystemet vil derfor være svært avhengig av reserver fra andre

19 Statnett (2014) "SMUP 2014-20". Figuren hadde opprinnelig en feil i forbruket til Finland i 2012, men dette er rettet opp i figuren som vises her. 20 ENTSO-E (2010) "Impact of increased amounts of renewable energy on Nordic power system operation", side 22.

27

kraftprodusenter som raskt kan regulere sin egen produksjon, og sådan bidra til å justere

for avvik mellom produksjon og forbruk.

De nye kraftprodusentenes evne til å tilby rotasjonsenergi er begrenset og lite forutsigbar:

De fornybare kraftkildene bidrar i liten grad med roterende masse og reserver. Økt andel

vind- og småkraft i systemet kan dermed gi mindre totalt treghetsmoment, noe som kan

medføre større momentane frekvensavvik21

Produksjon fra uregulerbare produksjonsenheter påvirker altså kraftsystemet. Innfasingen av

uregulerbar produksjon vil forsterke de ubalansene som allerede preger det nordiske

kraftsystemet. Innfasingen av produksjonsenheter med manglende reguleringsevne, som f.eks.

små vannkraftverk vil også redusere den relative andelen av balansevirkemidler tilgjengelig for

avviksjustering.

Utenlandskabler fører til ubalanser Det nordiske synkronsystemet er tilkoblet resten av Europa via flere likestrømsforbindelser (HVDC-

kabler). Det er i dag totalt 7940 MW overføringskapasitet over likestrømsforbindelser mellom det

nordiske synkronsystemet og kontinentet21. Av dette kommer 2400 MW fra Norge, og innen 2020

er det vedtatt å bygge ut ytterliggere 2800 MW. Figur 9 gir en oversikt over overføringskapasiteten

fra det nordiske synkronsystemet til utlandet.

Kablene utgjør en enorm kapasitet og kan bedre norsk forsyningssikkerhet under tørrår. De nye

kablene har potensiale til å overføre systemtjenester mellom landene, f.eks. til å levere reserver.

Dette gjøres ved å reservere en del av kabelens kapasitet som da ikke omsettes i spotmarkedet.

Hvordan man best kan utnytte denne funksjonaliteten i praksis for at det skal være gunstig for

begge parter er under utprøving. Den nye kabelen Skagerrak 4 (SK4) til Jylland skal levere 100MW

systemtjenester i perioden 2015-2020 for rask opp- og nedregulering.21

Figur 9: Likestrømsforbindelser fra det nordiske synkronsystemet til andre områder, både eksisterende og planlagte21.

21 Statnett (2014) "SMUP 2014-20".

28

Ny utvekslingskapasitet medbringer hurtigere og større flytendringer. I dag er rampingrestriksjonen

satt slik at totalflyten til kontinentet maksimalt kan endres opp til 600 MW/time, og effekten ikke

kan endres hurtigere enn 30 MW/minutt per kabel.22 Dette tilsvarer en effektendring på

180MW/minutt med dagens kabler fra Norge, noe som kan være problematisk for systemdriften.

Flere kabler vil føre til ytterliggere utfordringer. Restriksjonene kommer av at det er forskjellige krav

og behov på hver side av kabelen, men det vurderes flere endringer for å øke utnyttelsen.

Kombinasjonen av store flytendringer og mindre forutsigbarhet i produksjonen gir flere ubalanser

og krever økt tilpasning før driftstimen. I tillegg vil de nye kablene til Storbritannia og Tyskland øke

den dimensjonerende feilen i Norge. Dette øker kravene til reserver, samt behovet for roterende

masse i systemet.

Dagens markedsløsninger er ikke adekvate Kombinasjonen av uregulerbar kraftproduksjon og økt handelskapasitet mot utlandet over

likestrømsforbindelsene utfordrer det nordiske kraftsystemet. Ved mer produksjon fra ikke-

regulerbare produksjonsenheter og økt handelskapasitet mot kontinentet er det sannsynlig at

ubalansene i kraftsystemet vil øke. Samtidig vil økt import og uregulerbar kraft føre til flere perioder

der konvensjonelle magasinkraftverk ikke er i drift. Det kan da bli utfordrende å skaffe tilstrekkelig

volum av både frekvensstyrte reserver og regulerkraft, samt at bidraget til rotasjonsenergi

reduseres. Begrenset nedreguleringskapasitet er også blitt et større problem, og i perioder om

sommeren med lav last, høy import og mye uregulerbar produksjon har tilbud om nedregulering

nådd en kritisk lavt nivå22.

I sum, kan disse utviklingene føre til en ytterligere svekkelse av frekvenskvaliteten, økte

systemkostnader, og en mer utfordrende og komplisert systemdrift.

De nordiske omsetningssystemene for kraft har fungert godt for driften av det eksisterende

kraftsystemet, men er ikke adekvate i møte med Neste generasjon kraftsystem. For å opprettholde

forsyningssikkerheten i fremtiden trengs det (markedsbaserte)ordninger som understøtter den

fysiske systemdriften. Det vil si ordninger som tillater innfasing av ny fornybar kraftproduksjon og

samtidig sikrer tilstrekkelige midler for håndteringen av strukturelle og stokastiske ubalanser. Slike

ordninger kan være ordninger som gir uregulerbare produksjonsenheter mulighet til å gi nøyaktige

prognoser, eller justeringer som sikrer en sammenkobling mellom kraftmarkedets tidsoppløsning

kraftsystemets drift og utforming. Slike markedsordninger kan bidra til å redusere ubalanser

allerede i planfasen. Tidligere reduksjon av systemubalanser vil være fordelaktig for systemdriften

og samtidig bidra til å holde systemkostnadene nede. Således bør det legges til rette for at

markedsaktørene, og særlig produsentene, i større grad skal kunne bidra til balanseringen av

produksjon og forbruk i Elspot og Elbas. Markedsjusteringer som legger til rette for at aktører kan

bidra med å redusere ubalanser i planfasen er et sentralt moment i EUs Network Codes23.

Alternative markedsbaserte ordninger kan være ordninger som sikrer et tilstrekkelig nivå av

reguleringsmuligheter og rotasjonsenergi, også når andelen av konvensjonelle kraftverk reduseres.

Slike ordninger reduserer ikke nødvendigvis systemubalanser, men kan sikre at det er tilstrekkelige

midler for å kunne håndtere og justere for ubalansene.

22 Statnett (2013) "Søknad om konsesjoner for tilrettelegging av kraftutveksling med Tyskland og Storbritannia". 23 ENTSO-E (2014) Market Design Policy Paper. https://www.entsoe.eu/Documents/Publications/Position%20papers%20and%20reports/140915_Market_Design_Policy__web.pdf (Hentet: 10. juli 2015).

29

Utviklingene i kraftsystemet stiller altså nye krav til kraftmarkedenes utforming. I kapitlene som

følger foreslås det følgelig en rekke markedsjusteringer og nye markedsløsninger som kan bidra til

å:

- Redusere ubalanser i planfasen.

- Sikre tilstrekkelige tilgang på pålitelige effektreserver.

- Sikre at det til enhver tid er tilstrekkelige mengder rotasjonsenergi i systemet.

30

4. Markedsjusteringer som demper ubalanser

Det er overveiende sannsynlig at ubalansene i det nordiske kraftsystemet vil øke. For å håndtere

de økte ubalansene er det nødvendig at det foretas justeringer i energi- og balansemarkedene.

Dersom stokastiske og strukturelle ubalanser reduseres allerede i planfasen vil det være en effektivt

bidrag til systembalansen. I følgende kapittel demonstreres det hvordan produksjonsglatting og

kvartersflytting øker både produsentenes og systemansvarliges fleksibilitet i planfasen, noe som

bidrar til å redusere ubalanser. Økt fleksibilitet er et effektivt virkemiddel for å redusere ubalanser

og det vurderes derfor, i dette kapittelet, andre markedsjusteringer som kan øke produsenters

fleksibilitet i regulerkraftmarkedet, Elspot og Elbas, og som sådan bidrar til systembalansen ved at

strukturelle og stokastiske ubalanser reduseres ytterligere i planfasen.

Økt fleksibilitet i planfasen

Krav til kvartersplaner og etablering av produksjonsglatting er tiltak som er innført for å håndtere

strukturelle ubalanser. Justerte krav for kvartersplaner implementeres 1. september 2015, og

gjelder all fleksibel kraftproduksjon som har produksjonsendringer over et timeskift større enn 200

MW. Krav til kvartersplaner er faste krav om fordeling av produksjonsendring ved timeskift i flere

trinn. Ved planlagte produksjonsendringer over 200 MW over et timeskift må opp/nedkjøring deles

i 3 like trinn, med 1/3 av endringene 15 minutter før timeskift, 1/3 på timeskift og 1/3 15 minutter

etter timeskift. Ved produksjonsendringer over 400 MW over et timeskift, deles opp/nedkjøring i

fire like trinn med ¼ av endringen 30 minutter før timeskift, ¼ 15 minutter før timeskift, ¼ 15

minutter etter timeskift og ¼ 30 minutter etter timeskift. 24

Produksjonsglatting og produksjonsflytting reduserer de strukturelle ubalansene ved å fremskynde

eller utsette tidspunktet for produksjonsstart. Produksjonsglatting er en frivillig ordning som ble

innført juni 2015. Aktørene som deltar her leverer produksjonsglatting på bestilling fra Statnett i

stedet for kvartersplaner i henhold til faste krav. Aktørene som deltar i produksjonsglatting må ha

jevnlige produksjonsendringer (minst ukentlig) på over 200 MW over timeskift pr. prisområde. Etter

at aktørene har sendt inn produksjonsplanene sine for neste driftsdøgn, analyserer Statnett

behovet for produksjonsglatting for alle timer i neste døgn. Deretter sender Statnett bestilling av

produksjonsglatting til aktørene som enten aksepterer Statnetts tilbud eller gjør eventuelle

justeringer på bestillingen. Deretter skal aktørene holde Statnett løpende oppdatert om eventuelle

justeringer inntil 45 minutter før driftstimen.

Bestilt produksjonsglatting må ses i sammenheng med aktørenes forpliktelser for levering av

reserver. Produksjonsglatting må ta hensyn til FCR-forpliktelser, FRR-A kapasitet, og RK-bud.

Energiavvik som skyldes produksjonsglatting kompenseres med beste pris av spotpris og RK-pris.25

Systemansvarlig bruker produksjonsflytting for å utsette eller framskynde planlagt produksjon med

inntil 15 minutter (se Figur 10). Produksjonsflytting er ikke frivillig og eventuelle tap dette påfører

produsenten skal betales av systemansvarlig. Dagens manuelle rutiner for produksjonsflytting

legger begrensninger på omfanget som kan håndteres, og automatisk produksjonsflytting som

24 Statnett (2015) "Krav til kvartersplaner ved store produksjonsendringer: Nye krav til kvartersplaner gjeldende fra 1.9.2015". 25 Statnett (2015) "Produksjonsglatting: Vilkår for deltakelse, håndtering og kompensasjon".

31

beregner og bestiller produksjonsflytting vurderes på sikt. Dette vil føre til mindre manuelt arbeid

for landssentralen og vil kunne optimalisere prosessen.

Finere tidsoppløsning i alle markeder reduserer strukturelle ubalanser

Finere tidsoppløsning i regulerkraftmarkedet

Som en videreutvikling av regelverket for kvartersplaner vil kvartersprodukter i

regulerkraftmarkedet være sannsynlig på mellomlang sikt.26 En utfordring med at effektkvantum

for bud i RK har timesoppløsning er at Landssentralen ikke har full oversikt over hvorvidt alt

kvantumet som er meldt inn er tilgjengelig hele timen. For eksempel kan et bud på 50 MW over

timen i realiteten være fordelt på 25 MW de første 30 minutter og fullt budvolum de resterende.

Første steg mot kvartersoppløsning i RKM kan innføres ved at aktører som deltar i

produksjonsglatting eller kvartersplaner kan sende inn fire differensierte verdier av RK-volum per

time. Andre aktører leverer inn fire like verdier per time. Det er inntil videre kun en pris per time,

men en framtidig implementering av kvartersoppløsning vil føre til at alle aktører legger inn

kvartersbud slik at det blir ulik pris innenfor timen.

Landssentralen vil dermed få en bedre oversikt over hvor mye regulerkraft som faktisk er

tilgjengelig i løpet av timen, noe som gjør avvik mellom produksjon og forbruk lettere å håndtere.

Samtidig kan kvartersbud og kvarterspriser gi aktørene bedre prissignal basert på tilbud og

etterspørsel i løpet av timen, noe som kan redusere Statnetts kostnader til reserver.

En utfordring med å innføre kvartersoppløsning i regulerkraftmarkedet er at det kreves nordisk

enighet. Regulerkraftressurser fra de ulike nordiske landene har svært forskjellig aktiveringstid.

Mens de norske ressursene har en svært rask oppkjøringstid, kan enkelte av de danske budene ta

opp mot 20 minutter å aktivere. En omlegging til kvartersoppløsning kan dermed favorisere norske

produsenter, noe som er komplisert å få gjennom på nordisk nivå. Samtidig er det lite

26 Rapport fra systemansvarlig, Statnett 2015.

Figur 10: Med produksjonsflytting kan systemansvarlig utsette eller fremskynde planlagt produksjon inntil 15 minutter. Dette bidrar til å redusere de strukturelle ubalansene.

32

hensiktsmessig å utestenge aktører fra RK-markedet siden mindre konkurranse kan føre til høyere

priser i RK-markedet og dermed høyere kostnader for aktører som har ubalanser.

For å håndtere trege aktiveringsbud ved en kvartersoppløsning må Landssentralen i samarbeid med

de andre TSO-ene allerede før driftskvarteret gi beskjed om hvilken opp- eller nedreguleringspris

de legger seg på. Dette gir trege budgivere mulighet til å starte oppkjøring tidlig. Det er imidlertid

et tungvint system siden Statnett først må diskutere med SvK, deretter informere de danske og

finske TSO-ene før de igjen må ringe opp sine aktører. Dette er en tidkrevende prosess som vil bli

svært tungvinn dersom det innføres kvartersoppløsning. Behovet for elektronisk aktivering av RK-

bud vil dermed bli enda større med en slik ordning, og det arbeides allerede med å implementere

elektronisk aktivering i Landssentralens regulerings- og markedssystem (LARM) som skal være klart

innen 2017.27

Tabell 3 oppsummerer styrkene og svakheten ved forslaget om kvartersoppløsning i RK-markedet.

Kvartersoppløsning er et svært godt tiltak for å motvirke strukturelle ubalanser, og det bør dermed

arbeides for å implementere tiltaket så snart som mulig. Selv om tiltaket kan møte noe motstand

fra de andre nordiske landene bør juridisk og politisk uenighet i lengden vike for tekniske behov.

Det forventes dermed at kvartersoppløsning i regulerkraftmarkedet vil innføres i løpet av de

nærmeste årene.

Vurderingskriterium Vurdering

Bidrag til

systembalansen

+ Effektiviserer håndtering av strukturelle ubalanser.

Kostnader + Effektiviserer utnyttelsen av ressurser og reduserer

reservekostnadene.

+ Bedre tilpasning ved store produksjonsendringer er en

sentral forutsetning for å oppnå en effektiv utnyttelse av

likestrømskablene.

- Krever endringer i IT-systemer for Statnett og aktører.

Klimamål + Forbedret håndtering av strukturelle ubalanser legger til

rette for ny fornybar produksjon og utenlandshandel, som

er i samsvar med Norges og EUs klimamål.

Kompleksitet - Må gjennomføres på nordisk nivå. Kan bli krevende politisk.

- Kan bli utfordrende å integrere trege leverandører i et

kvartersmarked.

- Medfører noen administrative endringer for produsenter

(anmelding av bud) og Statnett (avregning og aktivering).

Anbefalinger Statnett anbefales sterkt å jobbe for å innføre finere tidsoppløsning i det nordiske RK-markedet.

Tabell 3: Vurdering av kvartersoppløsning i RK-markedet.

27 Statnett (2014) "SMUP 2014-20".

33

Finere tidsoppløsning i energimarkedene

På lengre sikt er det ønske om å introdusere 15 minutters tidsoppløsning i energimarkedene.27 I

første omgang er kvartersoppløsning mest aktuelt i reservemarkedene og Elbas, men

kvartersoppløsning i Elspot kan også være en løsning på lang sikt28.

Figur 11: Resultatet av å innføre høyere tidsoppløsning. Grafen til venstre viser timesbasert oppløsning og grafen til venstre viser kvartersoppløsning. Det blå området illustrerer effektubalansen mellom forbruk og produksjon.27

Figur 11 viser sammenhengen mellom strukturelle ubalanser og tidsoppløsning i energimarkedene.

Med dagens tidsoppløsning oppstår det store energiavvik rundt timeskiftet, og innføringen av

kvartersoppløsning vil føre til hyppigere, men betraktelig mindre avvik i løpet av driftstimen.

Dersom kvartersoppløsning innføres i Elbas vil de strukturelle ubalansene reduseres.

Kvartersoppløsning tillater aktører å balansere produksjonsvariasjon innad i timen før selve

driftstimen. I motsetning til kvartersoppløsning i reservemarkedene gjør denne løsningen det mulig

for aktørene selv å bidra til reduseringen av ubalanser, noe som er ønskelig ifølge EUs

kraftmarkedspolitikk29. Utviklingen på kontinentet tilsier at det mest sannsynlig vil innføres

kvartersoppløsning i kraftmarkedene, og det er derfor viktig at Norden innfører en lik

tidsoppløsning slik at kraftutvekslingen mellom landene blir optimalisert. Det er for eksempel

allerede innført kvartersoppløsning i intradagsmarkedet til Tyskland, som vil kobles tettere sammen

med Norden i fremtiden30.

En finere tidsoppløsning i kraftmarkedene gir systemansvarlig mer detaljert informasjon over

effektbalansen i driftstimen, og Statnett kan dermed planlegge bruken av produksjonsglatting og

regulerkraft mer presist. En kvartersoppløsning i Elspot sees på som en mer langsiktig løsning fordi

forbrukssiden må involveres i større grad, og avregningsmetodene må endres. Det har ingen

hensikt at produsentene byr inn kvartersverdier, hvis aktørene på forbrukssiden melder inn

konstant forbruk over timen. Da denne endringen ventes å komme senere enn kvartersoppløsning

i RK er det ventet at flere produsenter allerede har tilrettelagt for kvartersverdier.

Selv om en finere tidsoppløsning i energimarkedene vil ha en positiv effekt på håndteringen av

ubalanser, innebærer denne ordningen også at andelen produkter per døgn øker fra 24 (med

28 Statnett (2014) "Rapport fra Systemansvarlig: Om kraftsystemet i Norge 2014". 29 ENTSO-E (2014) "Market Design Policy Paper". 30 Elforsk (2014) "Further development of Elspot".

34

timesoppløsning) til 96 produkter (med kvartersoppløsning). Dette øker kompleksiteten i

algoritmen for markedsklarering. Det krever mer informasjon fra aktørene, og hyppigere

kalkulasjoner øker beregningstiden. På sikt antas det likevel at utviklinger og forbedringer innenfor

automatikk og IKT-systemer vil forenkle kalkulasjon- og informasjonsprosesser. Økt antall

produkter burde derfor ikke ses på som en begrensende faktorer i vurderingen og gjennomføringen

av denne markedsendringen.

Fordelene og ulempene ved en finere tidsoppløsning er oppsummert nedenfor i Tabell 4. For

Statnett som systemansvarlig vil finere tidsoppløsning i energimarkedene være fordelaktig da det

bidrar til å redusere strukturelle ubalanser. For produsenter og forbrukere vil imidlertid en

kvartersoppløsning medbringe mer informasjon fra aktørene, samt potensielt et behov for å

oppgradere eller installere nye måleinstrumenter som håndterer mer dataoverføring og hyppigere

målinger.

Vurderingskriterium Vurdering

Bidrag til

systembalansen

+ Reduserer strukturelle ubalanser.

+ Mer detaljert informasjon om produksjon og forbruk gjør det

enklere for Statnett å justere for ubalanser.

Kostnad - Det må påregnes noe kostnader for tekniske oppgraderinger.

+ Reduksjon av ubalanser bidrar til reduserte systemkostnader.

Klima + Ved å redusere strukturelle ubalanser kan fornybar energi

bedre integreres uten at driftssikkerheten svekkes for mye.

Kompleksitet - Vil føre til flere kalkulasjoner og målinger.

- Må harmoniseres på nordisk nivå.

Anbefalinger Det anbefales at Statnett i første omgang jobber for kvartersoppløsning i Elbas.

Tabell 4: Fordeler og ulemper ved innføring av finere tidsoppløsning i energimarkedene

Stokastiske ubalanser

Utsettelse av klarering i Elspot

For å kunne håndtere de usikre prognosene fra uregulerbar kraftproduksjon er det foreslått å

utsette tidspunktet for klarering i Elspot, slik at auksjonen avsluttes nærmere driftsdøgnet.

Hensikten bak en utsettelse av klareringstidspunktet er å gi uregulerbare kraftaktører, som for

eksempel vindkraft, muligheten til å lage bedre prognoser før de byr inn i spotmarkedet.

Skiftende værforhold gjør det utfordrende å forutsi kraftproduksjonen, og analyser viser at selv 3-

4 timer før driftstimen er prognosene til produsentene særdeles usikre31. Tidspunktet for klarering

må dermed settes nesten helt opptil driftstimen for at utsettelsen skal ha noen effekt.

Selv om det vil være gunstig for uregulerbare kraftprodusenter å kunne fastlegge produksjonen så

nærme driftstimen som mulig, vil en utsettelse av sluttauksjonen kunne ha negative innvirkninger

for aktørene som må ha tid til å planlegge neste dags drift. Det må være tilstrekkelig tid til å beregne

resultatene fra markedsklareringen, og distribuere disse til samtlige aktører, slik at de rekker å

agere før driftstimen, samt for systemansvarlig til å planlegge drift.

31 Elforsk (2014) "Further development of Elspot".

35

Videre vil en utsettelse av klarering i Elspot resultere i et kortere intradagsmarked, noe som kan

minke likviditeten i Elbas, og i verste fall gjøre Elbas til et overflødig marked. Dette vil også påvirke

andre markeder, som innkjøp av de reservene som kjøpes inn etter spot. Utsettelse av klarering i

Elspot kan således ha en negativ effekt på det helhetlige markedet, og markedsendringen har derfor

uintenderte konsekvenser.

Fordeler og ulemper ved å utsette klareringstidspunktet i Elspot er samlet i Tabell 5. Selv om denne

markedsjusteringen har som formål å gi uregulerbare kraftprodusenter muligheter til å gi mer

presise prognoser når de byr inn i Elspot, vil klareringstidspunktet måtte settes veldig nærme

driftstimen for at det skal ha noen effekt. Dette vil kunne redusere likviditeten i Elbas og ha en

negativ påvirkning på innkjøp av reserver, endringen vurderes derfor som lite hensiktsmessig.

Vurderingskriterium Vurdering

Bidrag til

systembalansen

Ingen klar påvirkning på systembalansen, da det er uklart om

løsningen endrer den totale likviditeten i markedet.

Kostnad + Ingen klar kostnad.

Klima + Kan gi bedre konkurransevilkår for uregulerbare

kraftprodusenter.

Kompleksitet - Kan komplisere fastsettelsen av priser

- Systemansvarlig og aktører får mindre tid til å planlegge neste

dags drift.

- Forkorter intradagmarkedet.

- Statnett har begrenset myndighet ovenfor Elspot.

Anbefalinger Statnett anbefales ikke å arbeide for en utsettelse av klareringen i

Elspot.

Tabell 5: Fordeler og ulemper ved å utsette klareringen til Elspot.

Sluttauksjon i Elbas kan være hensiktsmessig på sikt

Handel i Elbas er preget av lite likviditet og lite handel rett før driftstimen. Et forslag for å øke

likviditeten nærmere driftstimen er å kombinere den kontinuerlige handelen med en avsluttende

auksjon før hver driftstime. En sluttauksjon vil fungere på lik linje med markedsklarering i Elspot.

Aktører legger inn bud opp til en time og et kvarter før driftstimen. Basert på disse budene beregner

NordPool en uniform markedspris der tilbuds- og etterspørselskurven møtes.

Målet med en sluttauksjon er å konsentrere likviditeten nærmere driftstimen og dermed gjøre

handel i Elbas mer attraktivt for uregulerbare produsenter, hovedsakelig for sol- og

vindkraftprodusenter. Fordi prognosene for vind- og solkraft er svært varierende vil faktisk

produksjon avvike fra produksjonen solgt i Elspot. Disse ubalansene må rettes opp i enten Elbas

eller regulerkraftmarkedet. For systemdriftsansvarlig er det en fordel at aktørene handler seg i

balanse før driftstimen slik at behovet for å justere ubalanser gjennom regulerkraft i driftstimen

reduseres. Siden værprognosene er mest presise nærmere driftstimen, er det optimalt for vindkraft

å handle seg i balanse så nærme driftstimen som mulig.32 Dersom tiltaket fører til at flere

vindkraftprodusenter handler seg i balanse før driftstimen vil det redusere de stokastiske

32 Elforsk, "Further development of Elspot".

36

ubalansene. Om det faktisk vil skje avhenger av hvordan aktørene vil reagere på denne

markedsendringen.

Vindkraft har i dag små incentiver til å handle seg i balanse i Elbas. Likviditeten i Elbas er lav, noe

som ikke alltid sørger for en effektiv og transparent prissetting. Å handle i Elbas krever store

ressurser og det benyttes i dag kun av de største vindkraftprodusentene. Den lave likviditeten fører

også til store prisvariasjoner for samme produkt, noe som gjør at det kreves kostnadskrevende

markedsovervåkning for å identifisere de beste prisene33. I tillegg blir vindkraftprodusenter i

begrenset grad straffet for avvik i forhold til sin handel i Elspot. Alle vindkraftstasjoner med samlet

ytelse over 3 MW skal følge toprissystemet. Imidlertid kan en vindkraftprodusent delvis unngå

topriskostnadene dersom den rapporterer nye og bedre produksjonsplaner nærmere driftstimen.

Den fysiske ubalansen blir ikke eliminert, men deler av den flyttes over til en-prisavregning samtidig

som TSOen får bedre produksjonsplaner34. Kostnadene for vindkraftaktører for ikke å handle seg i

balanse er dermed små, noe som blir forsterket av de relativt lave regulerkraftprisene i Norden.

En eventuell sluttauksjon kan ha flere positive effekter for incentivene til vindkraftaktører. Å

kontinuerlig justere handelen i Elbas grunnet endrede værprognoser er sub-optimalt og fører til

unødvendig handel35. Ved å konsentrere handelen på et tidspunkt for hver driftstime kan

transaksjonskostnadene reduseres og mer aktivitet oppmuntres. Samtidig vil den uniforme

markedsprisen som sluttauksjon skaper redusere behovet for kontinuerlig markedsovervåking.

Dersom sluttauksjon fører til økt likviditet rett før driftstimen kan også prissettingen bli mer effektiv

og transparent.

Med liten likviditet i intradagmarkedet kan store handler påvirke prisen betydelig. Aktører med

store volum deler dermed opp sine bud i flere enheter for å redusere effekten på pris35. Naturlige

motparter til vindkraft som vannkraftprodusenter vil dermed ikke konsentrere handelen rett før

driftstimen i dagens kontinuerlige handel. Imidlertid er det et spørsmål om hvorvidt økt likviditet

før driftstimen ikke også kan oppnås med kontinuerlig handel. Dersom vindkraftaktører virkelig

ønsket å handle seg i balanse rett før driftstimen så burde fleksible vannkraftprodusenter kunne

tilpasse seg etterspørselen og sørget for tilstrekkelig tilbud og likviditet. Det er dermed uklart

hvorvidt en trenger sluttauksjon for å oppnå dette.

Sluttauksjon kan også ha noen negative konsekvenser. Dersom likviditeten øker rett før driftstimen,

vil likviditeten reduseres i den kontinuerlige handelen tidligere på dagen. Kontinuerlig handel gjør

det mulig for deltakere å handle når de forventer gevinst ved handel. Enkelte vindkraftaktører kan

vurdere det fordelaktig å handle seg i balanse tidligere på dagen når de har mer risiko på

værprognoser, men mindre risiko for pris. Enkelte termiske produsenter som trenger lengre tid på

å regulere vil kanskje også delta mindre i Elbas-markedet. Dersom disse trege kraftverkene kunne

tilbudt balansering til lavere kostnader enn markedsklareringsprisen, kan de overordnede

balanseringskostnadene øke35. Det er umiddelbart heller tvilsomt hvor stor effekt dette vil ha i det

nordiske markedet da disse kraftprodusentene ikke spiller en stor rolle i Elbas i dag.

Sluttauksjonen vil heller ikke endre hovedutfordringen for likviditet i Elbas, nemlig at det er få

incentiver for vindkraftprodusenter å handle seg i balanse. Det hadde vært mulig å endre

avregningen av vindkraftaktører slik at de ikke hadde muligheten til å unngå to-prising av ubalanser

gjennom å sende inn oppdaterte produksjonsplaner. En fare ved en slik endring er imidlertid at

33 Scharff. Richard & Amelin. Mikael (2015). "Trading behavior on the continuous intraday market Elbas". 34 Kristian Lund Bernseter, (07.08.15), korrespondanse på e-post 35 Elforsk, Further development of Elspot

37

vindkraftaktører får mindre incentiv til å sende inn oppdaterte produksjonsplaner slik

systemdriftsansvarlig har mindre oversikt over planlagt produksjon. De negative konsekvensene for

systemdriften vil sannsynligvis mer enn veie opp for eventuell økt handel i Elbas. For at det skal

lønne å handle i Elbas må prisen være såpass mye mer gunstig enn den forventede

regulerkraftprisen at den dekker transaksjonskostnadene33. Per dags dato er regulerkraftprisen

såpass lav at straffen for å ikke handle seg i balanse ikke vil være stor selv med innstramning av to-

prisavregningen. Et slikt tiltak kan vurderes dersom likviditeten i Elbas øker, og regulerkraftprisen

er såpass høy at det lønner seg betydelig å handle seg i balanse før driftstimen.

Den fremtidige økte andelen av vind- og solkraft kan føre til at flere er interessert i å delta i Elbas

for å balansere produksjonen sin. Aktiviteten i Elbas kan også forbedres gjennom integrasjon med

andre land som også har en stor andel vind- og solkraftproduksjon, særlig Tyskland. Regulerkraft i

disse landene er ofte dyrere enn i Norden, noe som øker incentiver for å handle seg i balanse

tidligere. Når antall ufleksible aktører i markedet øker, vil da også andelen fleksible tilbydere øke.

Spesielt er den fleksible vannkraften i Norden ettertraktet av utenlandske kraftprodusenter som

må ha muligheten for å balansere produksjonen sin ofte i løpet av driftsdøgnet. Elbas kan dermed

bli et ideelt marked for utenlandske vind- og solkraftprodusenter som vil handle kraft nærme

driftstimen.

Når det er flere aktører som har interesse av å handle i Elbas er det mer aktuelt å iverksette tiltak

som kan legge til rette for økt likviditet før driftstimen. Uten sluttauksjon kan det være risikabelt

for aktører å utsette handelen til rett før driftstimen, fordi de ikke har informasjon om det vil være

nok tilbydere. Innføring av sluttauksjon kan redusere kostnader og overkomme det kollektive

handlingsproblemet ved å øke sannsynligheten for at det er nok likviditet før driftstimen. Suksessen

til tiltaket er betinget av hvordan aktørene selv vil reagere på endringen. Det kreves dermed videre

utredning gjennom markedssimuleringer og dialog med produsenter før en endelig konklusjon kan

tas. De utredede fordelene og ulempene av å innføre en sluttauksjon er presentert i Tabell 6.

Vurderingskriterium Vurdering

Bidrag til

systembalansen

+ Med konsentrert likviditet nærmere driftstimen, har særlig

vindkraft bedre muligheter til å handle seg i balanse når

værprognosene er mer sikre. Dette kan redusere de stokastiske

ubalansene.

Den totale likviditeten i dagens Elbas er for lav til at en

sluttauksjon vil ha noen påvirkning på aktørenes handel. Lave

RK-priser fortrenger handel i Elbas.

Kostnad + Kan minimere handelskostnadene til aktørene ved å bare

handle kraft én gang for hver driftstime.

- Prisen kan være høyere ved sluttauksjonen hvis det er høy

etterspørsel.

Klima Kan legge til rette for mer fornybar kraftproduksjon, men er

usikkert.

Kompleksitet + Aktørene kan lettere planlegge handel når det er likviditet i

Elbas.

38

- Må ha to systemer som har oversikt over prisene fra den

kontinuerlige handelen og den uniforme prisen fra

sluttauksjonene.

- Statnett har ikke direkte myndighet over markedsutformingen

i Elbas

Anbefalinger En sluttauksjon i Elbas kan være et aktuelt fremtidig tiltak, men må

utredes nærmere.

Tabell 6: Positive og negative effekter av å innføre en sluttauksjon i Elbas.

Kapitteloppsummering:

De overnevnte markedsjusteringene kan bidra til å redusere de stokastiske og strukturelle

ubalansene som det nordiske kraftsystemet står overfor. Kvartersplaner, produksjonsglatting og

produksjonsflytting er systemkrav og tjenester som allerede er iverksatt for å dempe de strukturelle

ubalansene som oppstår ved timeskift. En finere tidsoppløsning i energi- og reservemarkedene er

også justeringer som har en klar positiv effekt på frekvensstabiliteten, og det antas at

kvartersoppløsning vil innføres på kort sikt i regulerkraftmarkedet og på litt lengre sikt i Elbas.

De stokastiske ubalansene kan potensielt reduseres ved å utsette klareringen av Elspot, ved at det

gir uregulerbare kraftprodusenter mulighet til å gi mer presise prognoser. Men for at prognosene

skal bli gode nok må klareringen settes så nærme driftstimen at det medfører flere ulemper enn

fordeler, og en utsettelse av klarering i Elspot er derfor en lite hensiktsmessig justering.

En sluttauksjon i Elbas bør vurderes når det er tilstrekkelig antall aktører som har incentiver til å

handle seg i balanse i intradagsmarkedet. Effekten av tiltaket er imidlertid svært avhengig av

hvordan aktører tilpasser seg endringen og må utredes nærmere gjennom dialog med

produsentene.

De utredede markedsjusteringene vil være med på å dempe de økende ubalansene som kommer

med Neste generasjon kraftsystem, men mange av tiltakene må harmoniseres i Norden og vil derfor

være langsiktige løsninger. Det bør derfor vurderes å innføre tiltak som ikke bare reduserer

ubalanser, men som bidrar til en effektiv håndtering av ubalansene. Med økt uregulerbar kraft og

mellomlandsforbindelser kommer ubalansene til å være store og det vil være essensielt å kreve

tiltak for å optimere framtidige anskaffelser av reserver som kan benyttes for å justere for

ubalanser.

39

5. Markedsjusteringer som bidrar til å sikre tilstrekkelig tilgang på reserver

Økte ubalanser må håndteres gjennom effektive anskaffelser av reserver. Behovet for økning av

automatiske reserver som følge av økt utvekslingskapasitet er beregnet til å være 10 % av

forbindelsens kapasitet36. Samtidig vil de nye kablene til Tyskland og Storbritannia på 1400 MW per

kabel øke kravet om reserver, for å håndtere økningen i dimensjonerende feil, fra 1200 MW til 1400

MW.37 Det kan derfor være nødvendig å foreta justeringer i reservemarkedene for å sikre at

reserver og annen regulerkraft ikke bare prises, men at det også sikres tilstrekkelig tilgang. I

kapittelet som følger vurderes det hvorvidt økt harmonisering og flernasjonale markeder,

hyppigere og koordinerte innkjøp av automatiske reserver, og flere deltakere og nye produkter i

regulerkraftmarkedet, kan bidra til å sikre tilstrekkelige tilgang på reserver og redusere

systemkostnadene. Det vurderes også hvorvidt det er nødvendig å legge til rette for at småkraft og

vindkraft skal kunne tilby balansetjenester.

Markedsjusteringer

Hyppigere og koordinerte innkjøp av automatiske reserver

For reservemarkedene generelt går det i retning av oftere innkjøp, flere produkter og koordinerte

anskaffelser av ulike typer reserver. Mens automatiske sekundærreserver (FRR-A) nå anskaffes

ukentlig vil det være fordelaktig med daglige innkjøp nærmere spotmarkedet. FRR-A kan da

anskaffes kvelden før spotmarkedet klareres og to dager før levering. For å handle FRR-A over

landegrenser er det nødvendig å beregne hvor mye overføringskapasitet som skal reserveres før

handelen i Elspot åpner. Alternativkostnadene ved å reservere kapasitet vekk fra handel i Elspot er

betinget av Elspotprisen. Jo nærmere klarering av Elspot anskaffelsen av FRR-A skjer, jo mer presis

blir prisprognosene og jo mer presis blir beregning av alternativkostnadene. Dette vil gjøre handel

med FRR-A mer samfunnsøkonomisk effektiv. I tillegg må produsenter i ukesmarkedet forplikte seg

til å holde kapasitet tilgjengelig på en gruppe aggregater hele den neste uken.38 Ved innføringen av

daglige innkjøp vil denne forpliktelsen falle bort, noe som kan redusere kostnadene for FRR-A.

Det er også aktuelt å koordinere anskaffelsestidspunkt og blokkstørrelse for FRR-A med FCR

(primærreserve). Kostnaden for å garantere en reserve kan være avhengig av om aktøren også skal

levere andre reserver. Det vil dermed være hensiktsmessig å koordinere anskaffelser av ulike typer

reserver, og dermed flere reserver fra samme aktør. Dette kan gi økt effektivitet hos leverandørene

som kan optimere produksjonsparken for å kunne levere reservene.

Tabell 7 oppsummerer styrker og svakheter til forslagene. Kostnadene ved å implementere disse

tiltakene ser ut til å være håndterbare, samtidig som de kan redusere kostnadene ved anskaffelsene

av FCR og FRR-A. Det blir dermed anbefalt at Statnett bør arbeide for å implementere forslagene i

løpet av kort tid.

36 Statnett (2013) "Søknad om konsesjon for tilrettelegging av kraftutveksling med Tyskland og Storbritannia". 37 Statnett (2014) "SMUP 2014-20". 38 Lindberg E. (2014) "Automatisk frekvensregulering i det nordiske kraftnettet", NEF Teknisk møte 2014.

40

Vurderingskriterium Vurdering

Forsyningssikkerhet Daglige innkjøp av FRR-A

+ Mer effektiv handel og lavere kostnader kan gjøre det mulig å

anskaffe FRR-A for flere tidsperioder.

Koordinerte anskaffelser av FCR og FRR-A

+ Lavere kostnader grunnet koordinerte anskaffelser kan gjøre

det mulig å anskaffe FRR-A over større deler av dagen og

dermed øke forsyningssikkerheten.

Kostnader Daglig innkjøp av FRR-A

+ Vil gjøre beregningen av alternativkostnaden mer presis, og

dermed handelen av FRR-A mer samfunnsøkonomisk effektiv.

- Vil medføre noen økte administrasjonskostnader for aktørene

og Statnett.

Koordinerte anskaffelser av FCR og FRR-A

+ Kan redusere kostnadene for leverandørene.

Kompleksitet Daglige innkjøp av FRR-A

- Vil føre til håndterbare endring av rutiner på Landssentralen.

Koordinerte anskaffelser av FCR og FRR-A

+ Vil gi en forenkling for leverandøren.

- Noen endringer i IT-systemer og rutiner hos Landssentralen.

Klimamål - Liten effekt.

Anbefaling Statnett bør innføre de foreslåtte tiltakene på kort sikt.

Tabell 7: Konsekvenser av forslagene til forbedring av FCR og FRR-A.

Flere deltakere og nye produkter i regulerkraftmarkedet

For regulerkraftmarkedet vurderes det nye produkter for å øke volum og antall budgivere. Det er

nordisk enighet å redusere kravet om minimum budvolum fra dagens nivå på 10 MW. I første

omgang er 5 MW mest aktuelt, men det kan senere gå ned til 1 MW. Av praktiske grunner er dette

betinget av at det innføres elektroniske aktivering av RK-bud, som innebærer at Landssentralen ikke

må ringe opp leverandørene manuelt. Et pilotprosjekt for dette vil gjennomføres i Norge i løpet av

2015. Det siktes på å implementere elektronisk aktivering innen 2017.39 Redusering av minstevolum

kan øke likviditeten i markedet med flere bud og lavere kostnader. Det kan i teorien også legge mer

til rette for småkraft, men det krever kostbare styringssystem som få småkraftverk har.

For å sikre nok nedreguleringsressurser er det aktuelt å innføre RKOM nedregulering for

sommerhalvåret. Dette vil gi regulerbare magasinkraftverk større incentiver for å drifte i

lavlastperioder. Det kan imidlertid være noen uheldige bieffekter ved dette. Magasinkraftverk som

har fått tilslag i RKOM-ned må kjøre produksjon og levere energi til Elspotmarkedet. Mange av disse

kraftverkene ville ellers ha spart vannet til vinteren. Kraftverket vil dermed kunne by inn i spot

lavere enn marginalkostnaden ved produksjon og presse Elspotprisen enda lavere fra et allerede

lavt nivå. Å introdusere lite prissensitive aktører i markedet kan ha negative konsekvenser for

39 Statnett (2014) "SMUP 2014-20".

41

prismekanismen i Elspot. Hvor mye spotprisen påvirkes avhenger av hvor mye

nedreguleringsressurser som er akseptert i RKOM. Det er kun den produksjonen som kreves for å

nedregulere som blir prisuavhengig bydd inn i spot. Større produksjon enn dette minstevolumet vil

avhenge av om spotprisen er høyere enn vannverdien.

Tabell 8 nedenfor oppsummerer kort styrkene og svakhetene ved de to forslagene. Lavere

minimumsbud og elektronisk aktivering vil bidra positivt til frekvenskvaliteten ved å øke tilgangen

på reserver. RKOM nedregulering medfører imidlertid noen kostnader som det er nødvendig å ta

hensyn til og som bør utredes nærmere. Med økt behov for nedreguleringsressurser fremover er

det anbefalt å implementere RKOM nedregulering dersom det er mer effektivt enn alternativene,

som i lavlastperioder vil være nedregulering fra vind- og småkraft. En ekstra fordel med RKOM-

nedregulering er at ved å få flere magasinkraftverk i drift om sommeren, kan den bidra med økt

rotasjonsenergi som er nødvendig for å opprettholde frekvenskvaliteten.

Vurderingskriterier Vurdering

Forsyningssikkerhet Lavere minimumsbud og elektronisk aktivering

+ Kan øke likviditeten i RKM og dermed øke tilgangen til

reserver.

RKOM nedregulering

+ Vil øke tilgang på nedreguleringsressurser. Kan øke

rotasjonsenergi i systemet i kritiske perioder.

Kostnader Lavere minimumsbud og elektronisk aktivering

+ Vil kunne redusere regulerkraftprisen

- Elektronisk aktivering vil medføre noe IT- og

installeringskostnader for Statnett og budgiverne.

RKOM nedregulering

- Opsjonsutgifter. Negative eksternaliteter for andre aktører i

spotmarkedet.

Kompleksitet Lavere minimumsbud og elektronisk aktivering

+ Vil forenkle administrering for systemansvarlig.

- Implementering av nye datasystemer for Statnett og

leverandørene.

- Statnett må aktivere flere bud for å regulere samme effekt,

men dette vil ikke være problematisk med elektronisk

aktivering

RKOM nedregulering.

- Vil kunne påvirke prissettingen i Elspot, noe som ikke er ønskelig

politisk.

42

Klimamål Lavere minimumsbud og elektronisk aktivering

+ Økt tilgang på reserver vil legge til rette for mer uregulerbar

fornybar kraft i systemet.

+ Aggregerte småkraftverk kan enklere delta i

regulerkraftmarkedet noe som er en potensiell ekstra inntekt.

RKOM nedregulering.

- Kan påvirke lønnsomheten til uregulerbar fornybar produksjon

negativt i lavlastperioder.

Anbefalinger Lavere minimumsbud og elektronisk aktivering bør

implementeres.

RKOM nedregulering må vurderes opp mot kostnader knyttet til

alternative kilder til nedregulering i lavlastperioder.

Tabell 8: Konsekvenser av nye produkter i regulerkraftmarkedet.

Økt harmonisering og flernasjonale markeder

EU-kommisjonen ønsker å få et europeisk marked for aktivering av FRR-A og FRR-M i løpet av det

neste tiåret. Det gjennomføres en nordisk pilot for å vurdere hvilke forbindelser det kan være

aktuelt å utveksle FRR-M over, og hvordan det skal løses. Det har blitt laget og planlagt utredning

om utveksling til de baltiske landene, Polen, Nederland og Tyskland. Som med annen energihandel

kan prisdifferanser mellom landene gjøre handel av regulerkraft lønnsomt. Med handel av

regulerkraft vil det bli behov for å standardisere europeiske RK-produkter.37

Nordisk marked for FRR-A

Hasle-piloten er en pilot der Statnett og TSO-en i Sverige, Svenska Kraftnät (SvK), over 8 uker høsten

2014 reserverte Elspotkapasitet på forbindelsene mellom NO1 og SE3 for videresalg av FRR-A. En

evaluering utført av Statnett og SvK fant at utvekslingen ga en positiv samfunnsøkonomisk gevinst

og ingen betydelige operasjonelle problemer. Det er imidlertid behov for oppgradering av IT-

systemer dersom handelen blir permanent.40

Det er foreløpig målsetning om et felles nordisk marked for sekundærreserver. Kostnadene for

sekundærreserver er svært høye sammenlignet med andre reserver, og Statnett kjøper bare inn

sekundærreserver til timer i døgnet med store lastendringer. Kostnadene for FRR-A er ganske

rimelige i Norge, men dyrere i Sverige og Finland. Ved å åpne opp for handel kan prisdifferansene

utjevnes og de nordiske systemkostnadene reduseres. Dette kan legge til rette for økt bruk av FRR-

A noe som kan forbedre frekvenskvaliteten da FRR-A er en mye raskere ressurs enn regulerkraft.

Etter innføringen av FRR-A har man også faktisk sett en forbedring av frekvenskvaliteten.41

De nordiske landene har blitt enige om en tidsplan for implementering av felles nordisk

kapasitetsmarked (2016) og aktiveringsmarked (2017) for FRR-A.42 Kapasitetsmarkedet vil sørge for

at tilstrekkelig FRR-A ressurser er tilgjengelig, samtidig som flaskehalser er håndtert. I dag settes

prisen for aktivert FRR-A administrativt basert på regulerkraftpris. I et framtidig marked vil tilbydere

kunne legge inn et separat bud for å reserve reguleringskapasitet, og et bud for den faktiske

40 "Market based transmission capacity reservation 27th of October 2014 to 19th of December 2014" 41 "Søknad om pilot for utveksling av FRR-A kapasitet mellom Norge og Sverige (Hasle pilot)" 42 Statnett (2015) "Rapport fra Systemansvarlig: Om kraftsystemet i Norge 2014".

43

aktiveringen av FRR-A. Ved å skille FRR-A aktiveringspris fra RK-prisen vil det bli gitt mer presise

prissignaler basert på behovet for ulike produkter. Samtidig er det fare for at aktører kan spekulere

i markedet ved å by inn lavt i kapasitetsmarkedet og by inn svært høyt i aktiveringsmarkedet slik at

de får betalt for kapasitet uten at de faktisk må aktivere energien. Denne problemstillingen er

imidlertid lik for RKOM, og Statnett kan møte problemet gjennom dialog med aktørene.

Hasle-piloten fulgte pro-rata aktivering av FRR-A, som vil si at aktiveringen av FRR-A ble delt likt

mellom norske og svenske ressurser. I et framtidig nordisk marked vil det være ønskelig å følge

prisrekkefølge tilsvarende den nordiske prislisten i RKM. Grunnet flaskehalser i systemet må FRR-A

ressursene ha en viss geografisk distribusjon. For primærreserver (FCR) er regelen at et land kun

kan importere eller eksportere 1/3 av sitt behov for primærreserver, og det er nærliggende å tro at

noe lignende vil gjelde for FRR-A.43 For å handle FRR-A må det også reserveres overføringskapasitet

før handel i Elspot, og alternativkostnaden av denne reservasjonen avhenger av prisen i

Elspotmarkedet. 44 Selv om handelen er begrenset vil et nordisk marked medføre at norske FRR-A

ressurser blir mer etterspurt. Det er relativt få aktører som tilbyr FRR-A i dag, og økt etterspørsel

kan dermed øke prisen betydelig. Det er likevel grunn til å tro at et nordisk marked med økte priser

på norske reserver vil gi incentiver for flere aktører å installere nødvendig funksjonalitet slik at

tilbudet øker og at prisøkningen på norske FRR-A ressurser dermed blir marginal.

Handel over likestrømsforbindelsene

Statnett ønsker å legge til rette for handel av balansetjenester mellom land over

likestrømsforbindelsene. Forskjell i kraftmiks mellom Norge og Europa gjør at prisen på reserver

varierer. Prisforskjeller gjør handel lønnsomt ved at ressursene allokeres mest effektivt.45 Denne

handelen forutsetter at det er tilgjengelig nettkapasitet mellom områdene. Kapasiteten bør til

enhver tid brukes i de markedene som gir størst samfunnsøkonomisk verdi. På Skagerak 4 er det

avtalt å selge 10 MW primærreserve og 100 MW sekundærreserve til Danmark de fem første årene

etter idriftsettelse. Siden kostnadene for å produsere slike tjenester stort sett er lavere i Norge er

det forventet en betydelig gevinst som deles mellom Statnett og Energinet.dk, og det er forventet

en videreføring av reservasjonen etter de første fem årene.46 Statnett har i sin konsesjonssøknad

for mellomlandsforbindelser til Storbritannia og Tyskland planlagt å reserve opptil 300 MW av

kapasiteten til utveksling av automatiske reserver. Kapasiteten som faktisk reserves til handel med

balansetjenester vil variere med lønnsomheten. Handel med balansetjenester må være minst like

lønnsomt som handel i Elspotmarkedet, og overføringskapasiteten bestemmes av priser for kjøp av

reserver og prognoser for Elspotpriser. Statnett har beregnet merverdien for denne handelen med

balansetjenester til å være 50 millioner kroner per år.45

Imidlertid vil handelen med balansetjenester sannsynligvis føre til økt etterspørsel etter norsk fleksibel kraft, nettoeksport og høyere priser for norske reserver (men lavere priser i Europa som helhet). Dette kan øke systemkostnadene for Statnett. På den andre siden kan handelen over likestrømsforbindelsene gi Statnett betydelige systeminntekter. Samtidig kan økt etterspørsel øke incentiver for aktører å tilby mer reserver. En større portefølje av tilbydere kan også i Norge øke forsyningssikkerhet og redusere pristopper. For eksempel, under Hasle- piloten førte flom til at

43 ENTSO-E (2006) "Agreement regarding operation of the interconnected Nordic power system". 44 "Søknad om pilot for utveksling av FRR-A kapasitet mellom Norge og Sverige (Hasle pilot)". 45 Statnett (2014) "SMUP 2014-20". 46 Statnett (2009) "Skagerrak 4: Søknad om konsesjon, ekspropriasjonstillatelse og forhåndstiltredelse".

44

norske FRR-A priser konvergerte til svenske priser, og i noen blokker var prisen for nedregulering høyere i Norge enn i Sverige.

Tabell 9 oppsummerer konsekvensene av økt handel av balansetjenester i henhold til rapportens

vurderingskriterier. Handel med balansetjenester vil gi betydelig samfunnsøkonomisk gevinst for

Norge, samtidig som det kan bidra til at EU når sine fornybare mål. Økt etterspørsel etter norske

ressurser kan øke prisen på reserver, men tilgang til flere kilder kan øke forsyningssikkerheten.

Fordelene er store og i tråd med EUs energipolitikk, og det anbefales at Statnett fortsetter å jobbe

for å styrke handel med balansetjenester der det er samfunnsøkonomisk lønnsomt.

Vurderingskriterium Vurdering

Bidrag til systembalansen + Øker tilgangen til reserver.

+ Mer bruk av FRR-A kan forbedre frekvenskvaliteten.

Kostnader + Samfunnsøkonomisk gevinst ved mer effektiv bruk av

ressurser.

+ Merinntekter for norske produsenter og for Statnett ved

mellomlandsforbindelser.

- Økt etterspørsel etter norske ressurser vil imidlertid øke prisen

på norske reserver og dermed øke Statnetts systemkostnader.

Kompleksitet - Nordisk marked for FRR-A krever økt automatisering og

oppgradering av IT-systemer for aktørene.

- FRR-A handel innebærer å reservere kapasitet vekk fra

spotmarkedet. Det gir usikre beregninger av

alternativkostnader, samtidig som det politisk er ønskelig at

spotmarkedet preges minimalt.

Klimamål + Å tilby regulerbare norske vannkraftressurser vil kunne gjøre

det lettere å integrere ny fornybar energi i europeiske

kraftsystemer, og dermed bidra til at EU når sine klimamål.

Anbefalinger Nordisk marked for FRR-A bør innføres.

Handel med reserver over likestrømsforbindelser bør innføres der

det er samfunnsøkonomisk lønnsomt.

Tabell 9: Vurdering av økt handel og integrasjon av balansetjenester.

Tilrettelegging for balansetjenester fra småkraft og vindkraft

Med økt innslag av småkraft og vindkraft i kraftsystemet, kombinert med økt behov for reserver, er

det naturlig å vurdere hvorvidt det bør legges mer til rette for at disse aktørene kan delta i

balansemarkedet. For at disse aktørene skal kunne regulere opp må de imidlertid kjøre kontinuerlig

under maksimal produksjon, noe som fører til tapt energi. På samme måte vil nedregulering føre til

tapt energi, men kun for perioden der det nedreguleres. Til sammenligning kan et stort

magasinkraftverk spare på vannet og produsere energi ved et senere tidspunkt.

45

Dette tapet av energi må imidlertid ses opp mot alternative måter å anskaffe nødvendige reserver

i lavlastperioder. Gjennom ukesmarkedet for FCR-N og FFR-A kan magasinkraftverk med høyere

vannverdi enn spotprisen forpliktes til å kjøre for å levere automatiske reserver. Siden de nå er nødt

til å produsere strøm vil de legge inn lavere bud i Elspot enn hva de ellers ville ha gjort. Dette vil

kunne føre til at spotprisen reduseres, noe som igjen vil minke inntjeningen for uregulerbar kraft. I

tillegg kan kjøp av FCR i døgnmarkedet føre til økt produksjon som gjør at annen produksjon må

nedreguleres, med risiko for at vann i småkraftverk uten magasin ikke blir utnyttet. 47 Som

diskusjonen rundt RKOM nedregulering viste, kan det også bli kostbart å sikre nedregulerings-

ressurser fra magasinkraftverk som ellers ikke ville holdt seg i drift. Jo lavere spotprisen er og jo

høyere vannverdien er, jo mer attraktivt vil det være å anskaffe nedreguleringsressurser fra vind-

og småkraft.

Bidrag til primærregulering

KUBE 2013 identifiserte betydelige endringer i spesifikasjonskrav og investeringer for at småkraft

skal bidra med frekvensregulering. Hovedfunnene er gjengitt i faktaboks 8. En forutsetning for at

Statnett skal kunne stille krav om nødvendig funksjoner for frekvensregulering (f.eks.

turbinregulator) er endringer i konsesjonsbetingelsene som sørger for en hensiktsmessig utforming

av vannveier og tilknyttede magasiner.47 Konsesjonsbetingelser er det imidlertid NVE som har

ansvar for, og Statnett må gå i dialog med dem dersom det er ønskelig å endre

konsesjonsbetingelsene. Samtidig er det begrenset hvor mye primærregulering småkraft kan bidra

med. Det kan være at handel med FCR over likestrømsforbindelsene er et bedre alternativ.

47 Statnett (2014) "SMUP 2014-20".

Faktaboks 8: Hovedfunn fra KUBE 2013: Småkraftverks mulige bidrag til frekvensregulering

Tekniske utfordringer for frekvensregulering

For at småkraftverk skal kunne tilby frekvensregulering er det behov for turbinregulator og

tilstrekkelig vann å regulere med. De fleste småkraftverk lages i dag med tynne rør og uten

svingekammer/luftputekammer. Det gjør at kraftverket mangler vannvei til å drive frekvensendring,

og at det dermed ikke er noe poeng å investere i en turbinregulator.

Eksisterende småkraftverk med tilstrekkelig vannvei og vannmengde kan tilby frekvensreserver

dersom de ser det som lønnsomt eller blir kompensert for å installere turbinregulator.

For småkraft uten mulighet for utvidelse av inntaksdam er det mulig å tilby frekvensregulering ved å

kjøre konstant under merkeproduksjon, noe som imidlertid vil bli kostbart i lengden.

Selv med urealistiske antagelser er maksimal bidrag til frekvensregulering fra småkraft 32 MW/0,1 Hz.

Til sammenligning kan likestrømskabelen til Nederland bidra til 70 MW/0,1Hz, da kablene tåler en

overlast på 110-115% over en 10-15 minutters periode

For at småkraften skal integreres i markedet må flere kraftverk slå seg sammen for å tilby større volum

av reserver. Disse gruppene må ha en kontaktperson som kan gi Landssentralen informasjon om

produksjon og utføre Landssentralens ordre.

Politiske vridninger

Elsertifikatordningen gir mindre tilbud av reserver fra uregulerbar kraft fordi elsertifikatinntekter er

knyttet til produksjon, noe som vil bli redusert både som følge av opp- og nedregulering.

46

Ut i fra gjeldende funksjonskrav i FIKS skal vindparker med en samlet effekt på over 1 MVA ha evne

til å bidra med opp- og nedregulering48. For at en vindpark skal kunne delta i

primærreservemarkedet må den per dags dato kunne tilby både opp- og nedreguleringsreserver,

og reserven skal kunne holde inne i inntil en time49. Nedreguleringsressurser er lette å tilby; det

eneste som kreves er at bladene på turbinen blir innrettet slik at nyttiggjort vind er mindre enn

potensialet. Det er av økonomiske årsaker mindre gunstig å tilby oppreguleringsressurser. Ulike

typer teknologier kan benyttes for at vindparker kan tilby oppreguleringsreserver.

Et alternativ er å produsere mindre enn optimalt ved å justere bladene på turbinen slik at mindre

av vindens bevegelsesenergi blir utnyttet. Når behovet for oppreguleringsressurser melder seg kan

man så stille inn bladene slik at mer av energien blir nyttiggjort, og effekten ut vil øke. For at en

vindkraftprodusent skal gå med på dette må inntektene fra deltakelse i primærreservemarkedet

overgå den tapte inntjeningen ved å la vind "gå til spille". Dette kan komme til å bli veldig dyrt.

Et annet alternativ er å bruke kraftelektronikk til å hente ut noe av rotasjonsenergien som er lagret

i vindmøllene og på den måten øke effekten ut. Med dette alternativet er ikke vindparken nødt til

å i forkant produsere mindre effekt enn den ellers ville ha gjort. Det er derimot begrenset hvor

lenge en vindmølle kan bidra med ekstra effekt siden denne responsen fører til at turbinhastigheten

reduseres. Simuleringer gjort av Elforsk50 tyder på at en vindmølle vil kunne produsere rundt 5-10

% ekstra effekt i ca. 15 sekunder før effekten reduseres til et nivå lavere enn det den i

utgangspunktet lå på. I Norden må FCR-reserven kunne være aktivert til timeslutt, dvs. opp mot 60

minutter. Det kan være mulig å øke tiden oppregulering kan tilbys av vindparker ved å hente ut

rotasjonsenergien til vindmøllene sekvensielt. Dette må undersøkes nærmere, men det virker

vanskelig å få til og vil muligens ikke være lønnsomt. En stor ulempe ved dette alternativet er at

etter de 15 sekundene med ekstra produsert effekt vil det følge en periode hvor vindmøllen

produserer mindre enn den opprinnelig gjorde50. Selv om kravet om aktivering av FCR reduseres til

30 minutter slik det vurderes i EU er det tvilsomt om vindkraftprodusentene kan dra nytte av dette.

Siden det er billigere for vind- og småkraft å tilby nedreguleringsressurser enn

oppreguleringsressurser er det muligens en god idé å skille mellom disse produktene i

primærreservemarkedet, i alle fall om man ønsker at disse aktørene skal delta. På den måten kan

vind- og småkraft velge å tilby kun nedreguleringsressurser, slik at energi ikke sløses i like stor grad.

I en rapport utredet for Gothia Power argumenteres det for at det er størst potensiale for å bruke

vindkraft kun som nedreguleringsressurs i perioder med svært lave spotpriser (sommernetter).51

Bidrag til regulerkraft

Vindkraftverk og småkraftverk uten magasiner kan bidra med regulerkraft (FRR-M) nedregulering

ved å slippe vann eller vind forbi turbinen. Uten mulighet til å kunne nyttiggjøre energien ved et

senere tidspunkt vil disse produsentene kun spare sin svært lave marginalkostnad ved

nedregulering. Med grønne sertifikater hvor produsenten blir kompensert per produsert MWh, må

48 Statnett (2011) "Funksjonskrav i kraftsystemet". 49 I dag er det nordiske kravet 1 time, men dette kan endre seg med innføringen av EUs nettverkskoder. I siste versjon av nettverkskodene er det foreslått at FCR reservene skal være kontinuerlige tilgjengelig i normaldrift og kunne være aktivert dobbelt så lang tid det tar å reetablere frekvensen (2x15 minutter). 50 Elforsk (2013) "The utilization of synthetic inertia from wind farms and its impact on existing speed governors and system performance". 51 Jansson. A. (2012), "Primary frequency control reserves from new producers".

47

aktøren også bli kompensert for tapte elsertifikatinntekter. Aktørene kan dermed ende opp med å

tilby negative priser, som innebærer at de blir betalt for å regulere ned. Nedregulering fra vindkraft

og småkraft innebærer dermed langt høyere kostnader enn nedregulering fra regulerbar vannkraft.

Småkraftverk med magasin kan på lik linje med store vannkraftprodusenter lagre vann i perioder,

avhengig av tilsig og magasinstørrelse. I teorien kan disse kraftverkene da bidra med regulerkraft

uten å tape energi. Unntaket er dersom magasinet er fullt og produsenten må tømme vann fordi

den deltar i regulerkraftmarkedet og dermed ikke produserer maksimalt. NVE setter også krav om

høyeste regulerte vannstand (HRV) for kraftverk med små magasiner52, noe som videre begrenser

hvor mye vann som kan lagres i magasinet ved nedregulering. Samtidig vil nedregulering føre til at

disse kraftverkene holder igjen vann ovenfor turbinen, noe som kan skape problemer med NVEs

krav om minstevannføring. Om kraftverkene ikke slipper forbi nok vann kan det medføre bøter.

Småkraftverk med magasin vil også i langt større grad være i drift om sommeren da de ikke har

mulighet til å lagre vann over sesonger. Som med annen småkraft bør disse aktørene aggregeres

sammen slik at de har en kontaktperson som kan informere om produksjon og motta

aktiveringsbestillinger fra Landssentralen. Reduksjon av minimum budvolum kan gjøre det lettere

for disse aktørene å delta i regulerkraftmarkedet. Imidlertid er det en svært liten andel av småkraft

som har magasinkapasitet samtidig som de fleste nye småkraftverk bygges uten magasiner. Det kan

tenkes at framtidige funksjonskrav stiller krav om magasinkapasitet for nye småkraftverk av en viss

størrelse. Det vil medføre økte kostnader ved utbygging av småkraft. Samtidig er det begrensninger

på hvor mye disse aktørene kan bidra med av regulerkraft grunnet krav om HRV og

minstevannføring. Den samfunnsøkonomiske lønnsomheten ved kravet er dermed usikker. Å få

tillatelse for magasin vil videre medføre en mer omfattende konsesjonssøknad grunnet

miljøhensyn, noe som i stor grad er en politisk diskusjon denne rapporten ikke vil gå videre inn på.

Mulige tiltak for å integrere uregulerbar kraft i balansemarkedene støter på flere utfordringer som

må løses. Tabell 10 oppsummerer styrkene og svakhetene til de foreslåtte tiltakene. Det synes å

være hensiktsmessig å jobbe for endrede konsesjonsbetingelser slik at Statnett kan stille

funksjonskrav for at småkraft skal kunne bidra med frekvensregulering. Å tillate FCR-N

nedregulering ser også ut som et godt tiltak. For at småkraft skal bidra mer aktivt i

regulerkraftmarkedet bør Statnett også oppmuntre til at produsentene aggregerer seg opp til en

større enhet. Økt magasinkapasitet for småkraft ville vært et positivt for systembalansen, men det

er svært tungt politisk og miljømessig å få gjennomslag for dette. Bidraget fra uregulerbare aktører

er dermed hovedsakelig aktuelt for kun nedregulering, men det er usikkert om dette er

kostnadseffektivt. Selv om økt reservebidrag fra vind- og småkraft kan bli nødvendig i

lavlastperioder, er det viktig å understreke at en stor andel av reservene bør komme fra store

magasinkraftverk siden de i større grad bidrar med andre systemtjenester, blant annet med

roterende masse.

52 NVE (2010) "Veileder i planlegging, bygging og drift av små kraftverk".

48

Vurderingskriterium Vurdering

Forsyningssikkerhet Krav om turbinregulator og vannvei

+ Flere tilbydere av primærreserver.

FCR-N kun nedregulering

+ Flere tilbydere av primærreserver.

Krav om magasinkapasitet

+ Positivt for balansering av kraftsystemet.

Kostnader Krav om turbinregulator og vannvei

- Installeringskostnader.

FCR-N kun nedregulering

- Noe mer administrasjon og IT-arbeid ved anmelding, prissetting

og avregning.

Krav om magasinkapasitet

- Utbyggingskostnader som må dekkes av utbygger eller Statnett.

Kompleksitet Krav om turbinregulator og vannvei

- Endring av konsesjonsbetingelser og funksjonskrav. Krever god

dialog med NVE.

Still krav om magasinkapasitet

- Politiske og miljømessige hensyn fører til mer omfattende og

komplisert konsesjonsbehandling.

FCR-N kun nedregulering

+ Med automatisk aktivering bør det skape få problemer.

Klimamål Krav om turbinregulator og vannvei

- Økte kostnader ved fornybar produksjon.

Krav om magasinkapasitet

- Kan forsinke utbygging av ny fornybar energi.

FCR-N kun nedregulering

+ Mulighet for større deltakelse av ny fornybar i

balansemarkedet. Kan gjøre utbygging mer lønnsomt.

Anbefalinger FCR-N nedregulering bør vurderes som nytt produkt i

primærreservemarkedene.

Statnett bør vurdere om det er behov for endringer i

konsesjonsbetingelser og funksjonskrav for småkraft.

Tabell 10: Vurdering av tiltak for å integrere uregulerbar kraft i balansemarkedene.

Kapitteloppsummering

Økt handel over mellomlandsforbindelsene og større andel uregulerbar kraft i kraftsystemet vil gi

økt behov for reserver. Dette behovet vil imidlertid begrenses dersom tiltak for å redusere

ubalanser viser seg vellykket. Statnett har iverksatt mange tiltak for å anskaffe flere reserver mer

effektivt og til en lavere pris. Integrering av et nordisk marked for balansetjenester og handel med

balansetjenester vil sørge for samfunnsøkonomisk effektiv bruk av ressurser, selv om det kan føre

49

til økt etterspørsel etter norske reguleringsressurser. Økt etterspørsel fra handel kan også øke

aktørenes incentiver for å tilby reserver. Forslagene om justeringer i hvordan reservene anskaffes

vil kunne øke tilbudet og dermed redusere prisen. RKOM nedregulering kan gi økt tilgang på

nedreguleringsressurser i lavlastperioder, men det er et spørsmål om det blir billigere enn å

anskaffe nedregulering fra aktører som allerede er i spotmarkedet, inkludert uregulerbar kraft. Den

mest spennende utviklingen fremover blir hvorvidt uregulerbar kraft blir bedre integrert i den

automatiske frekvensreguleringen.

Tilstrekkelige reserver vil alltid kunne anskaffes til riktig pris. Det kan likevel være

samfunnsøkonomisk lønnsomt å akseptere en viss risiko dersom kostnadene blir for høye, noe som

er tilfelle med FRR-A i dag. Analysen vurderer at tiltakene som er foreslått kommer til å begrense

kostnadene, men at Statnett likevel må påberegne seg høyere systemkostnader i framtiden, særlig

grunnet behovet for nedregulering. Markedene for anskaffelse av primærreserver og regulerkraft

er veletablerte og effektive. Det er dermed vanskelig å forestille seg at store endringer i

markedsutformingen for balansetjenester vil kunne helt forhindre den forventede

kostnadsøkningen. Det største potensiale for forbedringer er tiltak som reduserer kostnadene for

FRR-A slik at de kan anskaffes i større grad enn de gjør i dag. Som diskutert i dette kapitlet kan

Statnett bidra til å redusere kostnadene gjennom økt handel og markedsjusteringer. Statnett er

likevel avhengig av at det iverksettes tiltak i Sverige og Finland for at FRR-A skal bli et enda mer

effektivt virkemiddel.

Det er likevel grunn til å tro at Statnett gjennom sine tiltak og prosjekter for å sikre tilstrekkelige

reserver til en akseptabel kostnad har rimelig god kontroll på situasjonen. Som forklart i kapittel 1

er frekvenskvaliteten også avhengig av mengden rotasjonsenergi i systemet. Denne

systemtjenesten blir i dag ikke priset av markedet. Dette kan bli aktuelt i fremtiden når mengden

rotasjonsenergi forventes å falle, særlig i lavlastperioder om sommeren. Resten av rapporten skal

derfor vurdere om det er et behov for et marked for rotasjonsenergi, og hvordan et slikt marked

bør se ut.

50

6. Rotasjonsenergi i det nordiske kraftsystemet

Rapporten viser mange aspekter ved Neste generasjon kraftsystem som utfordrer systemets

stabilitet. De fleste utfordringene kan imøtekommes med markedsjusteringene utredet i

overstående kapitler. De fremtidige utfordringene relatert til manglende rotasjonsenergi

adresseres imidlertid ikke gjennom de overstående markedsendringene. Dette kapittelet

presenterer et pågående nordisk prosjekt som har som formål å kartlegge og overvåke

rotasjonsenergien i Norden. Kapittelet presenterer også noen av resultatene fra dette prosjektet.

Deretter undersøkes det hvordan ulike typer teknologier kan bidra med rotasjonsenergi. Denne

kartleggingen er nødvendig for å forstå hvordan markedsbaserte løsninger kan bidra til å sikre

tilstrekkelige mengder rotasjonsenergi i det nordiske kraftsystemet, og hvilke aktører som har

potensiale for å delta i en markedsbasert løsning for rotasjonsenergi. I neste kapittel "Tiltak for å

sikre rotasjonsenergi" vil det, basert på konklusjonene fra dette kapittelet, undersøkes hvordan en

tilstrekkelig mengde med rotasjonsenergi kan sikres ved hjelp av justeringer i eksisterende

markeder eller ved å opprette et eget marked for rotasjonsenergi.

Kartlegging av rotasjonsenergi i Norden Prosjektet Nordic Analysis Group (NAG) – Future inertia project har som formål å utvikle metoder

for å beregne og overvåke rotasjonsenergien i systemet og å identifisere systembehovet for

rotasjonsenergi. Prosjektet er et samarbeid mellom de nordiske TSO-ene som ved hjelp av

retroaktiv analyse basert på produksjonsdata har estimert den kinetiske energien i det nordiske

kraftsystemet for perioden 2009-2015. Datagrunnlaget har tatt utgangspunkt i total produksjon og

en gjennomsnittlig H-konstant (se faktaboks 2, side 17 for en forklaring på H-konstant).

Foreløpige resultater fra dette arbeidet kan studeres i Figur 12 (Danmark er utelatt). Den laveste

estimerte verdien er fra sommeren 2009 på ca. 110 GWs, og den høyeste estimerte verdien er fra

vinteren 2013 på ca. 275 GWs. Det nordiske synkronsystemets treghet vil variere i løpet av en dag,

avhengig av hvilke maskiner med roterende masse som er tilkoblet systemet.

Nordic Analysis Group – Future inertia project er fremdeles i startfasen, men det antas likevel at en

sannsynlig minimumsgrense for mengde rotasjonsenergi i systemet til å være 80-90 GWs i Norden

i dag.53 Behovet for rotasjonsenergi vil øke når den dimensjonerende feilen øker med de nye

utenlandskablene.54 Prosjektet skal derfor undersøke hva minimumsgrensen bør settes til i

framtiden for å sikre stabil drift. Hvis det blir konkludert med at man trenger å introdusere en form

for incentiv for å dekke systembehovet for rotasjonsenergi, vil ulike kompenseringsmåter og

markedsbaserte løsninger bli vurdert.

Figur 12 illustrerer også hvordan ulike typer kraftverk i varierende grad bidrar til den totale

roterende massen. Det største bidraget kommer fra vannkraft, og varierer mellom 50 GWs og 150

GWs. Den finske og svenske kjernekraften gir også et stort bidrag, i størrelsesorden 50-100 GWs.

Annen termisk kraft bidrar med mellom 20-40 GWs, mens gassturbiner bidrar marginalt.55

53 Presentasjon NGK – System Inertia, mulige alternativer for masteroppgaver, Erik Alexander Jansson, 19.01.15. 54 FCR vs inertia 2015-01-19-NTNU, Bakken & Jansson. 55 Presentasjon av Niklas Modig (SVK) for Statnett 2. juni 2015.

51

Figur 12: Estimerte verdier av rotasjonsenergien i Sverige, Finland og Norge for perioden 2009-

2015.

Behov for rotasjonsenergi Det er om sommeren ved nattestid, når forbruket er lavt, at mengden rotasjonsenergien er lavest.

Dette illustreres med et reelt eksempel fra 06.08.2015, kl. 04.28 (se Figur 13). I dette tilfellet var

rotasjonsenergien i systemet 175 GWs og spotprisen 4,63 €/MWh56.

Figur 13: Kraftproduksjon sommernatt, 06.08.2015, kl. 04.28.

Som figur 13 viser var produksjonsmiksen i dette eksempelet dominert av vannkraft og kjernekraft,

med innslag av termisk og vindkraft. Vannverdien er prissettende i markedet, og på grunn av høyt

tilsig betegnes mye av vannkraften som uregulerbar selv om de har magasinkapasitet. Dette er fordi

forventet tilsig og reservoarnivå overstiger reservoarkapasiteten, noe som betyr at disse aktørene

har begrenset mulighet til å lagre vann. Det er verdt å merke seg at prisnivået i Norden på

56 Disse tallene er hentet fra Statnetts prosjekt "NGK – System Inertia".

52

sommeren, satt av vannverdien, er så lavt at det er en netto

eksport av kraft. Det ser man også i eksempelet i figur 13. I

dette tilfellet vil kraftflyten fra det nordiske synkronsystemet

til kontinentet være større enn netto utveksling på -1085 MW

(som vist i figuren), da de baltiske landene og Vest-Danmark

(Jylland og Fyn) ikke er en del av synkronsystemet.

For at mengden roterende masse skal nå et kritisk nivå i

fremtiden må import eller vindkraft fortrenge noe av

mengden vannkraft og termisk kraft. Solkraft vil ikke

produsere om natten, og tas derfor ikke hensyn til. Økt

utbygging og produksjon fra vindkraft med lave

marginalkostnader vil på sin side fortrenge produksjon fra

kraftverk som bidrar med rotasjonsenergi.

Hvilke teknologiske løsninger bidrar med rotasjonsenergi? Ulike teknologier bidrar i varierende grad med rotasjonsenergi. Det totale bidraget bestemmes av

teknologien som benyttes for å produsere kraft og den teknologiens H-konstant. H-konstanten sier

noe om rotasjonsenergibidraget fra et kraftverk, og er gitt av design, vekt og mekanisk hastighet.

Se faktaboks 2 (side 17) for mer informasjon om H-konstanten. Figur 14 viser hvordan H-konstanten

varierer for ulike typer produksjonsenheter. Selv om konvensjonelle vannkraftverk er tunge

konstruksjoner har de en relativt lav H-konstant sammenlignet med termisk kraft og atomkraft.

Årsaken til dette er at vannkraftverk roterer med en mye lavere hastighet enn termisk kraft og

atomkraft.

Figur 14: H-konstant for forskjellige produksjonstyper. 57

Aktørene som kan bidra med rotasjonsenergi kan deles inn i tre kategorier: Konvensjonelle

kraftverk som leverer rotasjonsenergi ved å produsere effekt (termiske kraftverk og vannkraft); nye

aktører som kan levere rotasjonsenergi uten å produsere effekt (kraftverk med mulighet for å kjøre

på tomgang, roterende fasekompensator eller pumpekraftverk); aktører som per dags dato ikke

leverer rotasjonsenergi, men som har potensiale for å gjøre det i fremtiden med syntetisk

57 Nesje, B. (2015) The need for inertia in the Nordic power system. Masteroppgave, NTNU.

0 2 4 6 8

Atomkraft

Termisk

Vann

Småkraft (vann)

Vind

HVDC

H-konstant/produksjonstype

Faktaboks 9:

Formildende faktor - Mengde

primærreserver

I dag har de nordiske landene et

krav til primærreserver på 600 MW

FCR-n og 1200 MW FCR-d til enhver

tid. Det er kun roterende maskiner

som per dags dato tilbyr

primærreserver, slik at det i praksis

alltid vil være en viss mengde med

roterende masse i systemet.

53

rotasjonsenergi (vindkraftverk og likestrømskabler). I tillegg finnes det noen aktører der bidraget er

minimalt eller høyst usikkert (småkraftverk og forbrukere med roterende maskiner).

Konvensjonelle kraftverk som må produsere effekt for å levere rotasjonsenergi

Termiske kraftverk bidrar med en stor andel av den roterende massen i det nordiske

kraftsystemet, og da spesielt kjernekraft som har mer enn dobbelt så høy H-konstant som

vannkraft. Det er teknisk vanskelig å kjøre termiske kraftverk i tomgang på luft. Det er

derimot mulig å bygge om nedlagte kraftverk til fasekompensatordrift. Dette har blitt gjort

i Tyskland58, men formålet var ikke å bidra med rotasjonsenergi. Det er knyttet stor

usikkerhet til lønnsomheten ved å bygge om nedlagte kraftverk til å produsere

rotasjonsenergi.

Vannkraft med magasinkapasitet har det største bidraget til rotasjonsenergien i Norden (i

snitt ca. 100 GWs). Men bidraget fra vannkraftverkene er også svært varierende.

Vannkraftverk med magasinkapasitet vil i perioder hvor vannverdien er høyere en

spotprisen velge å ikke produsere kraft. I tillegg vil vannkraftprodusentene ofte velge å

utføre vedlikehold om sommeren når inntjeningen er lavest. For at disse produsentene skal

levere tilstrekkelig rotasjonsenergi i lavlastperioder trenger de derfor ytterliggere

økonomiske incentiver eller krav.

Nye aktører som kan levere rotasjonsenergi uten å produsere effekt, eller ved å forbruke effekt

Roterende fasekompensator er en maskin som er koblet til strømnettet og roterer fritt, på

samme måte som en motor på tomgang. Fasekompensatoren trekker aktiv effekt fra

nettet, og brukes for å yte systemtjenester. Tradisjonelle fasekompensatorer er ikke bygget

for å bidra med rotasjonsenergi, og har derfor lav vekt og liten radius. Det kan vurderes å

utstyre fremtidige fasekompensatorer med store svinghjul for å øke rotasjonsbidraget,

men det er knyttet stor usikkerhet til lønnsomheten ved denne løsningen.

Vannkraft med pumpekraftverk kan bidra med rotasjonsenergi: I en lavlastperiode vil

spotprisen være lav, samtidig som behovet for roterende masse er stort. Det er i en slik

situasjon at det vil lønne seg for et pumpekraftverk å pumpe vann til et høyereliggende

magasin, for å senere produsere effekt når spotprisen øker. Det er i dag begrenset med

pumpekraftverk i Norden da lønnsomheten for denne typen teknologi er begrenset59. Men

hvis rotasjonsenergien prises i fremtiden kan det øke incentivene til å investere i

pumpekraftverk.

Vannkraftverk kan kjøres på tomgang. Det gjøres ved å forbruke vann gjennom turbinen

uten å produsere effekt, eller ved at turbinløpet blir tømt for vann og generatoren kjøres

som en motor på tomgang, også kalt fasekompensatordrift. Forskjellen på de to

alternativene er driftskostnadene, som i stor grad avhenger av spotprisen

(fasekompensatordrift) eller vannverdien til kraftverket (tomgangskjøring). Hvis et

kraftverk ikke produserer, er det fordi vannverdien er høyere enn spotprisen. Da vil følgelig

58 Siemens (2013). Mechanical and electrical rebuilding of a turbine generator for phase-shift operation. 59 Ingebregsten, E. og Glimsdal Johansen, T. H. (2014). The Profitability of Pumped Hydro Storage in Norway. Masteroppgave, Norwegian School of Economics (NHH).

54

fasekompensatordrift ha lavere marginalkostnader enn tomgangskjøring, noe som vil være

tilfelle på de tidspunkt det er behov for rotasjonsenergi i systemet. Det er i dag ikke

tilrettelagt for fasekompensatordrift fordi økonomiske incentiver for investeringer har vært

manglende. Det innebærer store kostnader å endre teknologi og utstyr kun for denne

egenskapen, men ved reinvestering eller nybygging av vannkraftverk vil

investeringskostnaden være betydelig lavere.

Aktører som per dags dato ikke leverer rotasjonsenergi, men som har potensiale til å gjøre det i

fremtiden med syntetisk rotasjonsenergi

Moderne vindmøller har en optimal rotasjonshastighet for en gitt vindstyrke, og følger

dermed ikke systemfrekvensen slik synkronmaskiner gjør. I motsetning til kraftverk som er

synkronisert med nettet, vil mengde rotasjonsenergi som potensielt kan tilbys av

vindkraftprodusenter variere fordi hastigheten på turbinen endrer seg med

vindhastigheten. Mengde syntetisk rotasjonsenergi vil derfor bli drastisk redusert ved

lavere vindhastigheter.

Likestrømskabler kan levere syntetisk rotasjonsenergi, og bidraget har stort potensiale. Så

lenge det er tilgjengelig aktiv effekt på "den andre siden" vil det være mulig å overføre

ekstra effekt ved hjelp av kraftelektronikk. Det har ikke blitt prøvd ut i stor grad, men

muligheten for å bidra med syntetisk rotasjonsenergi har blitt lagt til i en

likestrømsforbindelse mellom Zambia og Namibia. Ifølge ABB er de foreløpige resultatene

fra dette prosjektet gode60.

Aktører som bidrar marginalt

Småkraftverkenes bidrag til rotasjonsenergien er marginalt, hovedsakelig fordi

aggregatene er små og lette. Noen småkraftverk er utstyrt med svinghjul for å sørge for

tilstrekkelige driftsstabilitet, noe som øker rotasjonsbidraget. Likevel er det totale bidraget

lite. Det estimerte bidraget fra småkraftverk, inkludert forventet utbygging med grønne

sertifikater, er 1-2 GWs, altså rundt 2 % av det trolige systembehovet på 90 GWs.

Industri benytter ofte roterende maskiner i sine prosesser, og kan dermed tilby

rotasjonsenergi. Det er ikke kartlagt hvor stort potensialet for dette bidraget er, og hvordan

disse aktørene eventuelt kan delta.

60 ABB (2014) "ABB Review: Special report 60 years of HVDC".

55

Diskusjon Det er knyttet stor usikkerhet til hvorvidt, og eventuelt når, behovet for roterende masse blir

prekært. Oversikten overfor illustrerer de sentrale problemstillingene hva angår rotasjonsenergi i

Norden.

En primærbidragsyter – atomkraften – vil mest sannsynlig fases ut. I Sverige har E.ON meldt at de

vil legge ned flere av kjernekraftverkene sine tidligere enn planlagt, grunnet lav lønnsomhet61. Det

er i tillegg knyttet stor usikkerhet til om Finland vil realisere planene sine for videre utbygging av

kjernekraft62. Utfasing av kjernekraft har to konkrete konsekvenser for det nordiske kraftsystemet.

Vannkraft vil i løpet av året måtte erstatte en større del av grunnlasten som tidligere ble produsert

av termiske kraftverk, noe som kan føre til økte vannverdier. Om sommeren er vannkraft ofte

prissettende, og økt vannverdi vil føre til økte spotpriser, noe som vil gjøre det mer aktuelt å

importere kraft. Når vannverdien for mange av de konvensjonelle vannkraftsaktørene er høyere

enn spotprisen, vil ikke disse produsere kraft, og kan dermed heller ikke levere rotasjonsenergi.

Kraftmiksen om sommeren vil derfor være preget av mer import, samtidig som noe av den termiske

produksjonen erstattes av produksjon fra aktører (vind- og småkraft) som per nå har få eller svært

usikre muligheter til for å bidra med rotasjonsenergi. Det er derfor en reell mulighet at mengden

roterende masse når et kritisk lavt nivå i visse perioder om sommeren i fremtiden. Uregulerbar kraft

har ikke mulighet til å regulere produksjonen sin, og vil dermed ikke kunne tilby rotasjonsenergi til

enhver tid, men det er kun i tilfeller hvor uregulerbar kraft fortrenger regulerbar kraft at behovet

for rotasjonsenergi oppstår.

I dag får ikke aktører kompensasjon for å bidra med rotasjonsenergi. Ved å prise rotasjonsenergi

kan dette gi vannkraftverk incentiver til å produsere effekt og rotasjonsenergi også i lavlastperioder

når spotprisen er lav og vannverdien er høy. Fasekompensatorer, pumpekraftverk,

tomgangskjøring og syntetisk rotasjonsenergi kan levere roterende masse uten å produsere kraft,

og dermed øke tilbudet av rotasjonsenergi. Det antas at profittmaksimerende produsenter ikke vil

investere i teknologi som yter denne tjenesten hvis den ikke prises.

61 E.ON (2015) E.ON föreslår ny innriktning för OKG – O2 tas ur drift tidligare än planerat. http://www.eon.se/press#/pressreleases/e-on-foereslaar-ny-inriktning-foer-okg-o2-tas-ur-drift-tidigare-aen-planerat-1181229 (Hentet: 06. august 2015). 62 World Nuclear News (2015). http://www.world-nuclear-news.org/NN-TVO-to-miss-Olkiluoto-4-licence-application-deadline-1305154.html (Hentet: 06. august 2015).

56

7. Tiltak for å sikre rotasjonsenergi

Dersom aktørene skal tilby rotasjonsenergi i situasjoner der mengden i utgangspunktet er kritisk

lav, kan det medføre kostnader for produsentene, det er derfor viktig å gi økonomiske insentiver til

aktører for å stimulere tilbud av tjenesten eller innføre krav for å sikre at det til enhver tid er

tilstrekkelige mengder rotasjonsenergi i systemet. Jf. FoS bør rotasjonsenergien sikres gjennom

markedsbaserte løsninger. Dette betyr at tilstrekkelige mengder av rotasjonsenergi kan sikres

gjennom endringer i eksisterende markeder eller gjennom etableringen av nye markeder.

I den nyeste versjonen av Guideline for System Operation (GLSO), som er en del av EUs Network

Codes, står det at alle systemansvarlige i et synkronområde har rett til å definere et minimum nivå

av rotasjonsenergi for å sikre at det maksimale frekvensavviket ikke blir overgått63.Det er opp til de

nordiske TSO-ene å definere minimumskravet av rotasjonsenergi, og i de foreslåtte Network Codes

spesifiseres det ikke spesifikt hvordan man skal opprettholde tilstrekkelige mengder. Med andre

ord er det mulig for Statnett og de nordiske TSO-ene å innføre krav, utnytte eksisterende

markedsløsninger eller innføre et marked for rotasjonsenergi uten at det nødvendigvis er i konflikt

med de foreslåtte Network Codes. Dersom det er tilstrekkelig teknisk behov for en endring som er

i konflikt med gjeldende nordiske regelverk, bør det tekniske hensynet være avgjørende.

Endringer i eksisterende marked Det er mulig å gjøre endringer i eksisterende markedsløsninger for å sikre at det til enhver tid er

tilstrekkelig rotasjonsenergi i systemet. Endringer i eksisterende marked kan brukes som en

midlertidig løsning frem til det fremtidige behovet for rotasjonsenergi – og et rotasjonsmarked - er

fastlagt. Endringer i eksisterende markeder som diskuteres i dette delkapittelet har som formål å

enten redusere behovet for rotasjonsenergi, eller øke antall roterende aggregater i drift.

Redusere behovet for rotasjonsenergi

Reduksjon av dimensjonerende feil

Behovet for roterende masse korrelerer med størrelsen på den dimensjonerende feilen i

kraftsystemet. I perioder med kritisk lite roterende masse er det mulig å redusere den

dimensjonerende feilen fremfor å øke mengde rotasjonsenergi. I Norge vil den dimensjonerende

feilen øke til 1400MW med de nye kontinentalforbindelsene. Ved behov for rotasjonsenergi kan

kraftflyten på mellomlandsforbindelsene reguleres ned, og på denne måten vil behovet for

roterende masse reduseres.

Hurtigere respons av FCR

I dag deltar aktører med svært forskjellig tidsrespons likt i markedet for primærreserver. Dette er

utfordrende, blant annet fordi det kan føre til effektpendlinger i kraftsystemet. Effektpendlinger

kommer av at en hurtig respons i et området senere blir erstattet av en tregere respons i et annet

område. I dag er dette problematisk da vannkraftverkene i Norge har en hurtigere respons enn

resten av synkronsystemet.

Hurtigere FCR-respons kan potensielt redusere behovet for roterende masse. Dersom

primærreservene aktiveres hurtigere og således hindrer at frekvensen faller til et uakseptabelt nivå,

63 Guideline on Transmission System Operation (GLSO). Versjon 1.2. (27. juli 2015).

57

kan man tillate en mindre mengde rotasjonsenergi i systemet64. Verdien av ekstra hurtige reserver

er ikke reflektert i markedet i dag. Ved å dele markedet i for eksempel 2 ulike produkter; FCR

standard og FCR hurtig, samt en fornuftig distribusjon av disse, kan det gi markedssignaler om

verdien av hurtig respons, gitt at prisen for FCR hurtig overstiger FCR standard. De foreslåtte

retningslinjene i GLSO66 begrenser ikke TSO sine muligheter til å dele opp FCR-produktet, men det

bør være konsensus om en eventuell ordning i det nordiske synkronsystemet. En slik inndeling er

sammenlignbar med den nylige endringen i RKOM-markedet, der RKOM er blitt inndelt i to

produkter: RKOM Høykvalitet og RKOM Med begrensninger.

Alternativt kan man innføre strengere krav til responstid for å kunne delta i markedet for

primærreserver, slik at man sikrer seg raskere primærreserver. I dag er kravet at 50 % av bidraget

skal være regulert i løpet av 5 sekunder, og 100 % skal være regulert i løpet av 30 sekunder. Ved å

skjerpe inn dette kravet kan systembehovet for rotasjonsenergi reduseres. Til sammenligning har

Storbritannia de strengeste kravene til FCR i Europa; 100 % av reservene skal være regulert i løpet

av 10 sekunder.

Øke antall aggregater i drift

Endre oppkjøp av primærreserver

I dag blir kravet til primærreserver oppfylt ved å akseptere bud i stigende rekkefølge helt til behovet

er dekket. Et bud blir angitt per kraftstasjon eller stasjonsgruppe, og man har dermed en viss

kjennskap til antall kraftverk som vil være i drift etter at markedet er klarert. Siden innkjøp av

primærreservene kun er avhengig av pris blir ikke nytten av å ha flere kraftverk i drift for å øke

mengden rotasjonsenergi tatt hensyn til.

Hvis man legger til krav om at primærreservene må fordeles på et minimum antall kraftverk vil man

sørge for at flere kraftverk er i drift. Dermed vil også flere kraftverk bidra med rotasjonsenergi. Det

er også mulig å øke kravet til den totale mengden FCR som kjøpes inn, da dette kan føre til at flere

aggregater vil være i drift. I tillegg, som vist i delkapittelet over, vil større innkjøp av FCR redusere

behovet for rotasjonsenergi65. Å endre oppkjøpet av primærreserver har dermed to virkninger på

mengden rotasjonsenergi i systemet; den nye oppkjøpspraksisen vil øke antall aggregater i drift og

samtidig vil behovet for rotasjonsenergi bli redusert.

I dag kommer all FCR fra kraftverk som bidrar med rotasjonsenergi, men i framtiden kan det tenkes

at FCR også kan tilbys av andre typer aktører, for eksempel likestrømskabler. I så fall må det

utformes et krav til hvor mye av FCR som må komme fra roterende reserver. Praksis for innkjøp av

FCR er ikke spesifisert i EUs Network Codes, GLSO66. Det er opp til de nordiske systemansvarlige å

opprettholde eller definere nye krav i henhold til systemdriftsavtalen.

Innføring av RKOM nedregulering

Dersom man innfører RKOM-nedregulering for lavlastperioder vil det bidra med ekstra

rotasjonsenergi, gitt at noen av budene som får tilslag kommer fra aktører som ellers ikke ville ha

produsert effekt. Deltakelse i RKOM-ned forplikter aktørene til å være i drift slik at de har mulighet

til å nedregulere. Dermed vil disse aktørene, gitt at de innehar roterende masse og er direkte koblet

til nettet, bidra med rotasjonsenergi. Ved behov for nedregulering må TSO ta hensyn til at noen av

64 NAG Frequency Quality Report, 2015. 65 Hamre, S.M. (2015) Inertia and FCR in the Present and Future Nordic Power System. Masteroppgave, NTNU. 66 Guildeline on Transmission System Operation (GLSO). Versjon 1.2. (27. juli 2015).

58

RK-ned-budene medfører driftsstans og dermed kan redusere den roterende massen.

Opsjonspremien (differansen mellom vannverdi og spotpris) må dermed både kompensere

forpliktelsen om å tilby nedregulering og den ytterligere minimumsproduksjonen krevd for å sikre

rotasjonsenergi, selv ved full nedregulering.

Synligjøre verdien av den roterende massen i RK-bud

I dag har ikke TSO informasjon om hvorvidt aktiveringen av et RK-bud fører til at et kraftverk starter

eller stopper drift, og endringen i rotasjonsenergi dette medfører. En betingelse for å delta i RK-

markedet kunne ha vært å legge til informasjon om effekten aktivering av budet har på

rotasjonsenergien i systemet.

I de tilfellene hvor behov for oppregulering sammenfaller med behov for mer rotasjonsenergi, vil

det dermed være synliggjort hvilke bud som bidrar til ekstra rotasjonsenergi. Skulle det være behov

for mer rotasjonsenergi enn bidraget fra de som oppreguleres grunnet balansen, kan man velge å

ta dyrere bud med rotasjonsbidrag som spesialregulering. Ved behov for nedregulering kan TSO

derimot hoppe over bud som stanser drift ved å argumentere for at det medfører en kritisk lav

rotasjonsenergi i systemet. På denne måten kan systemansvarlig sikre tilstrekkelig med

rotasjonsenergi i driftstimen hvis behovet ikke er for stort.

Å synliggjøre verdien av rotasjonsenergi i RK-bud kan være en god manuell løsning hvis mangelen

på rotasjonsenergi ikke er stor, men det kan potensielt skape noe ekstraarbeid for aktører da RK-

bud i dag meldes inn for stasjonsgrupper, og ikke per aggregat. I de tilfellene hvor det er behov for

både nedregulering og mer rotasjonsenergi vil dette være en kostbar løsning for systemansvarlig.

TSO vil da være nødt til å oppregulere for at flere aggregat skal starte opp, og samtidig nedregulere

på andre aggregater som ikke fører til driftsstans.

Konklusjon Det er flere måter å bruke allerede eksisterende markedsløsninger for å redusere behovet, eller

øke mengde rotasjonsenergi i systemet. Løsningen som vurderes som mest aktuell er å synliggjøre

rotasjonsbidraget i RK-bud. Denne løsningen anses som mest kostnadseffektiv, samt enklest å

implementere og administrere for TSO. Den kan håndtere mindre avvik i rotasjonsenergi, og

dermed fungere godt som en midlertidig løsning i en overgangsfase til et eventuelt marked. Likevel

er ikke konsekvensene ved å implementere forslaget analysert i detalj, og bør utredes nærmere før

tiltak iverksettes.

Design av et rotasjonsmarked Endringer i eksisterende marked kan være en effektiv overgangsordning for å sikre det midlertidige

behovet for rotasjonsenergi. Dersom et større behov melder seg kan implementeringen av et eget

rotasjonsmarked, der profittmaksimerende produsenter ser gevinst ved å tilby rotasjonsenergi,

være en mer effektiv løsning. Et rotasjonsmarked vil gi klare prissignaler til produsenter om verdien

av tjenesten. Et konkurransedyktig marked vil også kunne stimulere ytterlige investeringer og

teknologiforbedring slik at kostnadene ved å tilby rotasjonsenergi reduseres. I tillegg vil det fra

produsentenes ståsted totalt sett være ønskelig med et marked fremfor funksjonskrav, da

markedet vil gi produsenter et nytt produkt i porteføljen som de kan tjene penger på. Et

rotasjonsmarked vil endre konkurransevilkårene til kraftprodusenter med forskjellig teknologi, men

det kan tenkes å være en rettferdig ordning da markedet vil være åpent for alle som kan bidra med

tjenesten, og de billigste tilbudene vil bli klarert.

59

TSO vil etterspørre rotasjonsenergi og dermed bære kostnadene ved en slik ordning. TSO vil være

karakterisert med en nærmest perfekt uelastisk etterspørsel, og dette gir sterke incentiver hos

aktører til å utnytte potensiell markedsmakt. Derfor er det viktig å ha tilrettelagt for et

konkurransedyktig marked med tilstrekkelig antall aktører og/eller god overvåking for å hindre at

tilbydere utnytter potensiell markedsmakt. I tillegg må markedet stimulere kraftprodusenter til å

bidra med tilstrekkelig mengde rotasjonsenergi og investeringer i funksjonalitet for at en

markedsløsning skal fungere optimalt.

Et alternativ til et marked er å opprette en form for støtteordning som godtgjør aktørene som yter

rotasjonsenergi. Dette ble presentert som en løsning i rapporten til KUBE201367, men er ikke lagt

vekt på i videre arbeid i denne rapporten da løsningen ikke sikrer tilstrekkelig mengder

rotasjonsenergi i drift, eller gir korrekte prissignaler til aktørene. En utdypende begrunnelsen finnes

under vedlegg 2: Støtteordning.

Kostnadsfordeling mellom de nordiske landene i et nordisk marked Siden det nordiske kraftsystemet er integrert vil mangel på roterende masse i systemet påvirke alle

landene, og det er i alle landenes interesse at systemet innehar nok rotasjonsenergi slik at

strømforsyningen sikres. Ut ifra et samfunnsøkonomisk perspektiv er det klart at de totale

kostnadene for å sikre tilstrekkelig med rotasjonsenergi vil være mindre dersom det er mulig å

handle på tvers av landegrensene. Med et samarbeid vil rotasjonsenergi bli tilbudt av de aktørene

som har lavest kostnader knyttet til denne systemtjenesten og dermed vil man kunne utnytte

fordelene av å være et integrert system. Slik vil man sikre optimal bruk av Nordens samlede

ressurser. I et rotasjonsmarked burde det derfor settes en nordisk minimumsgrense for

rotasjonsenergi som TSO-ene enes om.

Det er uvisst hvor stor betydning det har om den roterende massen er geografisk ulikt fordelt, og

hvor stor skjevfordeling man kan tillate før eventuelle problemer oppstår. En potensiell utfordring

er effektpendlinger i systemet. En stor rotasjonsenergirespons i et område, kan potensielt bli

erstattet av primærreserver i et annet område. Dette kan føre til at vern blir aktivert som et resultat

av overbelastede linjer. Det må undersøkes nærmere hvor stor skjevfordeling av roterende masse

som kan tillates for å sikre stabil drift av det nordiske systemet. Hvis det kreves at en viss andel

rotasjonsenergi er lokalisert innenfor geografiske områder vil det oppstå prisområder, på samme

måte som prisområdene i Elspot.

Inntektene fra rotasjonsmarkedet vil bli ulikt distribuert mellom produsenter i de forskjellige

landene, siden produksjonsmiksen er ulik. I Danmark har produsentene liten evne til å bidra med

roterende masse, og behovet vil i stor grad måtte dekkes av produsenter fra andre land. Dette vil

også gjelde Sverige om de velger å fase ut sine kjernekraftverk. Norske vannkraftprodusenter vil

være vinnere ved en nordisk løsning, siden de har stor evne til å tilby rotasjonsenergi.

Et annet aktuelt spørsmål er hvordan kostnadene for det nordiske behovet for rotasjonsenergi skal

fordeles mellom de ulike landene. NAG-prosjektet har estimert fordelingen av roterende masse i

Sverige, Norge og Finland. Ca. 50 % av den roterende massen kommer fra Sverige, 25 % fra Norge

og 25 % fra Finland.

67 KUBE 2013s forslag om støtteordningen kan leses om i vedlegg 2.

60

Siden det i dag eksisterer et nordisk samarbeid om blant annet krav til primærreserver, kan vi se på

bakgrunnen for denne fordelingen av kostnader for å få idéer til hvordan kostnadene for

rotasjonsenergi kan fordeles rettferdig. Det nordiske kravet til FCR-N er fordelt på de ulike landene

proporsjonalt til det nasjonale forbruket året før. Det kan gi mening med en fordeling proporsjonal

til det nasjonale forbruket, siden dette gjenspeiler hvordan de ulike landene belaster systemet. Hvis

en stor andel av forbruket til et land dekkes av import eller andre aktører som ikke bidrar med

rotasjonsenergi, er dette problematisk. Derfor kan det være rettferdig at dette landet bør sikre en

større andel av det totale kravet til rotasjonsenergien.

Et annet alternativ er å fordele kostnadene proporsjonalt til den dimensjonerende feilen i landet,

slik FCR-D er fordelt i dag68. Den dimensjonerende feilen setter kravet til mengden rotasjonsenergi

som det er behov for i systemet, og utgjør også den største risikoen for "blackout" i systemet. Det

kan dermed argumenteres at dette er en rettferdig fordeling.

Dersom et rotasjonsmarked viser seg å være nødvendig må de nordiske TSO-ene enes om

kostnadsfordelingene, og dette kan være en utfordrende prosess, både politisk og juridisk. Men

uavhengig av kostnadsfordelingen mellom landene vil selve markedsdesignet kunne utformes, da

den totale etterspørselen etter rotasjonsenergi vil være lik i begge tilfellene.

Når skal markedet være aktivt? For at markedet skal fungere optimalt må prissignalene gi rette incentiver for at produsentene skal

handle samfunnsøkonomisk rasjonelt. Samtidig er det viktig for systemansvarlig å ikke betale for en

tjeneste som er gratis. Dette er viktig å ta hensyn til når man skal vurdere om markedet skal gjelde

hele året, være sesongbasert eller kun gjelde i de timene det antas å være kritisk lave mengder

rotasjonsenergi i systemet.

Ved å prise rotasjonsenergi hele året vil det forekomme unødvendige høye kostnader da

produsenter med roterende maskiner direkte koblet til nettet automatisk bidrar med

rotasjonsenergi som et biprodukt av kraftproduksjon. Bidraget er forbundet med null

marginalkostnader hvis produsentene er klarert i energimarkedene eller har fått tilslag for å levere

FCR, FRR-A eller RK nedregulering, der produsentene må være i drift. Ved å ha et rotasjonsmarked

åpent hele tiden vil produsenter få betalt for å tilby rotasjonsenergi i tilfeller der det uansett hadde

vært tilstrekkelig mengder i systemet. Rotasjonsenergiprisen vil naturligvis klareres lavere i

situasjoner der Elspotprisen er høy fordi tunge aggregat vil klareres i Elspot, men det kan tenkes at

aktørene alltid vil kreve en viss pris for å binde seg til å levere rotasjonsenergi fordi det reduserer

aktørenes frihet til å handle i Elspot/Elbas, og potensielle endringer av produksjonsfordelingen

mellom forskjellige produksjonsanlegg. Med andre ord vil ikke aktører tilby rotasjonsenergi gratis

da forpliktelsene medfører begrensinger til å handle i andre markeder. Hva prisen vil være i

perioder uten behov for rotasjonsenergi avhenger av hvordan markedet er konstruert.

Ved opprettelse av et kontinuerlig marked vil produsenter trolig få mer betalt for å tilby

rotasjonsenergi enn hva som er samfunnsøkonomisk optimalt. Hvis det i utgangspunktet er nok

rotasjonsenergi i systemet vil marginalverdien være lik null, mens det alltid vil være en viss pris for

roterende masse. Dermed er det lite trolig at bedringen i forsyningssikkerheten ved å opprette et

kontinuerlig marked kan rettferdiggjøre kostnadene som påfaller TSO.

68 ENTSO-E (2006) "Agreement regarding operation of the interconnected Nordic power system".

61

Foreløpige prognoser for fremtiden antyder at det vil være få timer i året med kritisk lave mengder

rotasjonsenergi i systemet, men konsekvensene kan være dramatiske. Derfor anbefales det å

opprette et rotasjonsmarked som åpnes i de tidsblokkene TSO anser det som nødvendig å gi

produsenter økonomiske incentiver for å opprettholde tilstrekkelig rotasjonsenergi i systemet. Det

er bare i slike situasjoner at et rotasjonsmarked vil ha en verdi.

Et marked som bare åpnes i kritiske situasjoner vil redusere produsentenes inntekter ved å tilby

systemtjenesten og dermed føre til mindre investeringer i teknologi som sikrer roterende masse.

Dette kan føre til svært høye priser i rotasjonsmarkedet og/eller utilstrekkelig tilbydere av

rotasjonsenergi. For å minimere de negative konsekvensene er det viktig med god tilrettelegging

av markedet før implementering, som for eksempel investeringsstøtte fra TSO for å øke

funksjonaliteten hos aktørene.

Potensielle markedsløsninger for rotasjonsenergi

De foreslåtte markedsløsningene for rotasjonsenergi i denne rapporten vil være day-ahead

spotmarked. Dette betyr at markedet klareres før det kommende driftsdøgnet, og tilbydere er

forpliktet til å bidra med rotasjonsenergi i de gjeldende tidsblokkene. Markedet vil klareres med

marginalprising der prissettingen blir dyreste aksepterte bud per enhet rotasjonsenergi.

Hvilken tidsoppløsning markedet bør ha, og hvordan dette vil påvirke andre produkter er ikke

utredet. En markedsløsning kan komme i konflikt med andre produkter da rotasjonsenergi

avhenger av roterende maskiner. Denne problemstillingen bør undersøkes nærmere hvis en

markedsløsning blir aktuell. For eksempel kan forpliktelser i rotasjonsmarkedet komme i konflikt

med RK nedregulering, hvis nedregulering fører til stans av drift og reduksjon i rotasjonstilbudet.

Landsentralen må da foreta en vurdering av hvilket produkt som bør prioriteres. En mulig løsning

er at TSO legger på et risikopåslag i etterspørselen av rotasjonsenergi. Sikkerhetsmarginene vil ta

høyde for mulige endringer av rotasjonsenergi som følge av potensielle komplikasjoner med

eksisterende markedsløsninger og systemkrav, men systemansvarlig burde utrede videre verdien

og konsekvensene av en slik løsning. Det er også viktig å lage et markedsdesign som er enkelt å

forholde seg til for deltakerne i markedet med tanke på kompleksitet og harmonisering med

eksisterende markeder. Et komplekst markedsdesign kan skremme vekk aktører da de ser at

deltakelse er forbundet med stor risiko, og/eller fører til spekulasjoner, som resulterer i ineffektiv

ressursbruk og høye kostnader.

En stor andel av rotasjonsenergibidragene vil trolig også i fremtiden være et biprodukt av

kraftproduksjon. Dette betyr at en implementering av et rotasjonsmarked kan ha stor påvirkning

på energimarkedet Elspot eller at klarering i Elspot kan ha stor påvirkning på et potensielt

rotasjonsmarked. Derfor er det hensiktsmessig å dele opp potensielle markedsløsninger med

forskjellig klareringstidspunkt og sammenligne disse. I rapporten er det analysert løsninger med

følgende klareringstidspunkt:

- Rotasjonsmarkedet klareres før Elspot.

- Rotasjonsmarkedet klareres etter Elspot og etter at produksjonsplanene er sendt inn til TSO.

Antagelser For å undersøke kostnadsfordeling og effektiviteten til markedsløsningene blir de analysert ved å

se på virkningene av to forskjellige scenarier:

62

Scenario 1 (𝑆1) – Høy funksjonalitet

I dette scenariet er det tilstrekkelig med vannkraftverk som kan tilby rotasjonsenergi uten å

produsere effekt. Marginalkostnadene til kraftverkene for å tilby rotasjonsenergi er lave, fordi flere

vannkraftverk kan kjøre som fasekompensator og forbruke strøm med lav spotpris. I tillegg vil noen

vannkraftverk kjøre på tomgang da de har veldig lav vannverdi.

Scenario 2 (𝑆2) – Lav funksjonalitet

I dette scenariet må vannkraftverkene produsere effekt som et biprodukt av å tilby rotasjonsenergi.

Marginalkostnadene er derfor høyere, og rotasjonsmarkedet påvirker effektbalansen.

Det er viktig å undersøke hvordan de forskjellige aktørene agerer på prissignalene, eller mangel på

disse. De to scenariene med forventet handlingsmønster for aktører, samt systemansvarlig, er

skissert for å gi et bilde av hvordan markedet fungerer under forskjellige forutsetninger om behov

og funksjonalitet. Scenariene tar utgangspunkt i en sommernatt med lav last, stor andel uregulerbar

kraftproduksjon og lave Elspotpriser. Det antas at vannkraft er prissettende i Norden, fordi flere

vannkraftverk vil kjøre når vannverdien er lav på grunn av høyt tilsig og mye vann i magasinene.

Disse vannkraftverkene vil bli klarert i Elspot (i fravær av et rotasjonsmarked) på grunn av lave

marginalkostnader i kraftproduksjon (lav vannverdi). Det vil være noe termisk kraftproduksjon som

forventes å klareres i Elspot på grunn av høye start-/stoppkostnader, i påvente av høyere

Elspotpriser på dagtid, og forbrenningsanlegg som ikke kan stanse drift. Hvordan situasjonen ser ut

i Elspot i fravær av et rotasjonsmarked illustreres av figur 15.

Figur 15: Klarering av Elspotmarkedet

Figur 15 viser en typisk klarering av Elspotmarkedet på sommeren. Tilbudskurven (S) viser

produsentenes aggregerte tilbudskurve og gjenspeiler marginalkostnadene i kraftproduksjon for de

forskjellige aktørene. Etterspørselskurven (D) viser hvor mye forbrukere (kraftleverandører og

industrikunder) er villige til å betale for gitt mengde. Markedet klareres i et ordinært markedskryss

og spotpris blir marginalkostnaden til den siste enheten kraft produsert som er lik betalingsviljen

63

for den enheten. Avviket mellom spotpris og tilbudskurven viser kraftprodusentenes

produsentoverskudd. Figuren illustrerer at uregulerbare kraftprodusenter har lave

marginalkostnader fordi de er billig i drift, uten mulighet til å lagre energi. De neste aktørene på

tilbudskurven vil produsere termisk energi. Dette kan tenkes å være avfallsforbrenningsanlegg og

kjernekraftverk som velger å opprettholde drift grunnet høye kostnader ved oppstart, i påvente av

høyere Elspotpriser. I dette eksempelet vil vannkraftverk med magasin være prissettende.

Vannkraftverks marginalkostnader vil avhenge av vannverdien, og de produksjonsanleggene med

lavest vannverdi vil klareres først i Elspot. I dette eksempelet ser vi at noen vannkraftverk vil være

klarert, mens andre med høyere vannverdi vil være ute av drift og spare energiressursen.

Både termiske kraftverk og vannkraftverk vil ligge inne med roterende masse, men det antas at

dette ikke er tilstrekkelig for systembehovet. Det er sannsynlig at vannkraftverk vil kunne tilby den

"ekstra" mengden rotasjonsenergi billigst, da de har lave reguleringskostnader, og derfor antas det

i eksemplene at disse vil kunne bidra for å øke mengden rotasjonsenergi. Aktiviteten til aktørene i

et rotasjonsmarked oppsummeres i Tabell 11.

Aktør Rotasjonsenergi som biprodukt av

kraftproduksjon

Rotasjonsenergi uten å

produsere kraft

Uregulerbare

kraftprodusenter

Nei Nei

Termiske kraftprodusenter Ja Nei

Vannkraftverk med

magasinkapasitet

Ja Ja

Tabell 11: Ulike aktørers mulighet til å bidra med rotasjonsenergi.

Day-ahead før Elspot

Det er mulig å etablere et rotasjonsmarked som åpnes når TSO forventer kritisk lave mengder i

systemet, og som klareres før Elspotmarkedet. TSO vil sette et minimumskrav roterende masse som

de anser burde ligge inne i systemet til enhver tid, og åpne markedet hvis estimeringene viser at

rotasjonsenergien vil være under eller nærme dette kravet. I våre eksempler vil minimumskravet

være 90 GWs, og ved åpning av markedet vil TSO etterspørre denne mengden. For å belyse

kostnadene ved et rotasjonsmarked før spot og påvirkningen ordningen har på Elspotmarkedet er

det laget et forenklet scenario med to aktører (se figur 16).

64

Rotasjonsmarked (venstre i figur 16)

TSO vil etterspørre 90 GWs rotasjonsenergi. Høy funksjonalitet og lave marginalkostnader i tilbud

av rotasjonsenergi (S1R) vil gi lav rotasjonspris (P1

R). Lav funksjonalitet er reflektert ved høye

marginalkostnader av å tilby rotasjonsenergi (S2R), og markedet klareres til høy rotasjonspris (P2

R).

Elspotmarked (høyre i figur 16)

S1E er den opprinnelige tilbudskurven i Elspot uten påvirkning fra rotasjonsmarkedet, representert

ved uregulerbar kraftproduksjon og deretter vannkraftverk. Kurven er stigende da

vannkraftverkene har forskjellig vannverdi. Aktører med lavere vannverdi (lavere

marginalkostnader) er villig til å tilby kraftproduksjon billigere. Elspot vil i fravær av et

rotasjonsmarked klareres til pris P1E og vannkraftverk er prissettende i markedet. Prisuavhengige

bud fra vannkraftverk som er forpliktet til rotasjonsmarkedet vil føre til et skift i tilbudskurven i

Elspot mot høyre og Elspotprisen vil klareres til P2E.

Scenario 1 – Høy funksjonalitet

Det er antatt at aktører som i utgangspunktet ikke ville ligget inne med rotasjonsenergi i systemet,

men med mulighet til å kjøre turbiner som fasekompensatorer, er tilstrekkelig for å kunne oppnå

tilfredsstillende mengde rotasjonsenergi i systemet. I dette eksempelet vil marginalkostnadene ved

å tilby rotasjonsenergi være lave (S1R) da aktører enten er sikre på at de vil klareres i Elspot, ved

fravær av et rotasjonsmarked, eller at de kan kjøre fasekompensatordrift. Vannkraftverk som kan

kjøre turbiner som fasekompensatorer vil ha billige marginalkostnader ved å tilby denne tjenesten.

Prisen som klareres i rotasjonsmarkedet vil være P1R. Under antagelsen om at ingen tilbydere av

rotasjonsenergi er avhengige av å måtte prise seg lavere inn i Elspot for å opprettholde

forpliktelsene i rotasjonsmarkedet, vil et rotasjonsmarked ikke påvirke Elspotmarkedet.

Elspotprisen blir dermed lik den opprinnelige prisen P1E og kraftproduksjonsfordelingen er fortsatt

optimal.

Figur 16: Klarering av rotasjonsmarkedet (venstre) og Elspot (høyre).

65

Scenario 2 – Lav funksjonalitet

Ved lav funksjonalitet vil marginalkostnadene av å tilby rotasjonsenergi være høye representert ved

tilbudskurven S2R. Under antagelsen om at vannkraftverk tilbyr rotasjonsenergi som et biprodukt av

kraftproduksjon vil rotasjonsprisen kompensere for tapet tilbydere møter ved å være tvunget til å

tilby et minstevolum energi til lav Elspotpris, for å opprettholde forpliktelsene i rotasjonsmarkedet.

Dette tapet utgjør avviket mellom hovedsakelig vannverdien (høy) og Elspotpris (lav) til det dyreste

aktiverte budet i rotasjonsmarkedet. Rotasjonprisen blir lik P2R. Økningen i kostnader for TSO som

følge av lav funksjonalitet sammenlignet med høy funksjonalitet er illustrert ved arealet P2RE2

RE1RP1

R

i figur 16.

Vannkraftverk som har forpliktet seg til å levere

rotasjonsenergi, og vil gjøre dette som et biprodukt av

kraftproduksjon må legge inn et prisuavhengig bud i

Elspot lik minstevolumet for å holde nok aggregater i

gang. Dette vil føre til at vannkraftverk med vannverdi

som ellers ville vært høyere enn Elspotprisen fortrenger

billigere produksjon, og vil da reduseres til P2E,

sammenlignet med Elspotklareringen i fravær av et

rotasjonsmarked (P1E).

Under antagelsen om at prisene i Elspot reduseres vil småkraftverk, vind-, og solenergiprodusenter

uten mulighet til å tilby rotasjonsenergi få forverret konkurransevilkår, og det kan undergrave EUs

og Norges klimamål da disse aktørene er viktige for å øke fornybar produksjon. Produksjon fra

uregulerbare kraftprodusenter vil potensielt fortrenges på lang sikt fordi investeringer i slik

kraftproduksjonsteknologi vil påvirkes negativt.

På en annen side kan redusert Elspotpris gi ytterligere incentiver til å investere i syntetisk

rotasjonsenergi. Her kreves det omfattende analyser av rotasjonsmarkedets potensielle påvirkning

på Elspotprisene for å danne et bilde av om andelen små aktører i kraftmiksen vil fortsette den

nødvendige veksten, og om det er gunstig å investere i syntetisk rotasjonsenergi. Hvis aktører

stimuleres til å investere i syntetisk rotasjonsenergi, og dette produktet karakteriseres som en

fullgod erstatning til mekanisk rotasjonsenergi vil det ha mindre påvirkning på Elspotpris. Vind- og

solprodusenter har lave marginalkostnader i kraftproduksjon (tilnærmet lik null) og vil dermed ikke

måtte prise seg lavere inn i Elspot ved å forplikte seg i rotasjonsmarkedet enn det de ville gjort i

utgangspunktet.

Det kan tenkes at i eksempelet med lav funksjonalitet vil andelen kraftproduksjon fra vannkraftverk

fortsatt være stabil, men ved åpning av et rotasjonsmarked vil produksjonen fordeles på flere

aggregat med lavere virkningsgrad. Tapet av ineffektiv produksjon og sløsing med energiressurser

må vurderes opp mot verdiskapning av å opprettholde tilstrekkelige mengder rotasjonsenergi i

systemet. Det er lite trolig at et rotasjonsmarked vil fortrenge uregulerbar kraftproduksjon direkte

på kort sikt. Uregulerbar kraftproduksjon har tilnærmet lik null marginalkostnader og dermed må

Elspotprisen gå mot null. I dette tilfellet vil det være mer gunstig for vannkraftverk å heller gå på

tomgang, og dermed ikke måtte klares i Elspot for å tilby rotasjonsenergi. Tomgangskjøring bruker

mindre vann enn ved å produsere rotasjonsenergi som et biprodukt av kraftproduksjon.

Tomgangskjøring vil ikke påvirke Elspotklareringen da aktører ikke produserer energi, men det vil

være veldig dyrt da kraftprodusenter må godtgjøres for hele tapet av vannverdien i rotasjonsprisen.

Faktaboks 10:

Prisuavhengige bud i Elspot som

følge av et rotasjonsmarked vil

hovedsakelig komme fra

vannkraftverk. Peltonturbiner kan

kjøres på mininum 40% av maksimal

ytelse uten nevneverdige problemer,

mens Francisturbiner kan kjøres ned

til 70-80%.

66

Oppsummering

Eksemplene er gitt under strenge forutsetninger og det er ikke tatt høyde for risiko aktører pålegger

seg ved å forplikte seg i rotasjonsmarkedet, som for eksempel begrensede muligheter for handel i

Elbas og reservemarkedene, samt usikkerhet i prognoser for Elspotpris. Per dags dato har de fleste

kraftprodusentene gode estimater av fremtidig Elspotpris, men dette kan tenkes å bli mer

utfordrende i fremtiden grunnet usikkerhet om andel prisuavhengige kraftproduksjonsbud. Likevel

illustrerer eksemplene at høyere funksjonalitet blant kraftprodusenter i tilbud av rotasjonsenergi

vil føre til lavere rotasjonspris og mindre påvirkning på Elspotmarkedet.

Per dags dato må aktører som tilbyr primær- og sekundærreserver i ukesmarkedet være i drift og

derfor klareres i Elspot uten at det har noen nevneverdige negative konsekvenser, men ved

etablering av et rotasjonsmarked før spot vil denne mekanismen forsterkes. Mangel på tilgjengelig

data om fremtidige trender og behov, samt funksjonalitet hos aktører angående rotasjonsenergi

fører til usikkerhet om hvor aktivt rotasjonsmarkedet vil være og hvor mye det vil påvirke

Elspotprisene. Det er derfor uvisst om de prisuavhengige budene i Elspot vil utgjøre en stor nok

markedsandel til å endre Elspotprisene i stor grad.

Fordelen med denne løsningen er at den i stor grad vil sikre tilstrekkelig mengde rotasjonsenergi i

systemet fordi markedet klareres før Elspot. Alle bidrag opp til det tilfredsstillende

rotasjonsenerginivået godtgjøres. Siden kraftprodusenter allerede er forpliktet i rotasjonsmarkedet

vil handel i energimarkedene ikke true tilstrekkelig mengde rotasjonsenergi. Det vil muligens også

oppleves rettferdig at alle aktører som i kritiske situasjoner tilbyr systemtjenesten får betalt. En

annen positiv konsekvens er at forpliktelser i rotasjonsmarkedet kan føre til reduserte kostnader

ved å tilby andre produkter i reservemarkedet. Frist for å legge inn bud i regulerkraftmarkedet er

før klokken 21.30 kvelden før driftsdøgnet, mens rotasjonsmarkedet vil klareres tidligere.

Fasekompensatordrift og tomgangskjøring vil potensielt kunne føre til billigere bud i RK

oppregulering da de har roterende maskiner koblet til systemet. Aktørene kan komme raskere i

produksjon og spare vann som ville vært nødvending for å starte opp et aggregat.

Rotasjonsmarkedet kan også stimulere tilbudet av FCR-reserver. Produsenter som tilbyr roterende

masse ved å produsere energi vil kunne tilby FCR-reserver de i utgangspunktet ikke kunne gjort hvis

drift skyldes forpliktelser i rotasjonsmarkedet.

Ulempen er at ordningen vil bli unødvendig dyr for TSO da alle betales. I fravær av et

rotasjonsmarked vil det fortsatt være en andel aktører som klareres i Elspot og bidrar med

roterende masse som et biprodukt av kraftproduksjon. Med andre ord, et rotasjonsmarked som

klareres før Elspot vil godtgjøre produsenter som i utgangspunktet ville tilbudt tjenesten gratis. I

tillegg er det stor risiko for at rotasjonsmarkedet vil påvirke Elspotklareringen, noe som ikke er

ønskelig. Et rotasjonsmarked før spot vil også øke utfordringene for TSO angående estimering av

mengde rotasjonsenergi som vil ligge inne i systemet det kommende driftsdøgnet da beregninger

må gjøres før Elspotklareringen, og før produksjonsplanene til produsenter er sendt inn til TSO.

Tabell 12 oppsummerer fordelene og ulempene ved et day-ahead spotmarked for rotasjonsenergi

som klareres før spot.

67

Vurderingkriterier Vurdering

Bidrag til systembalansen + Vil trolig løse utfordringene med kritisk lave mengder

rotasjonsenergi i stor grad da handling i energimarkedene

ikke reduserer mengden rotasjonsenergi, grunnet

forpliktelser gjort i rotasjonsmarkedet.

Kostnader - Medfører unødvendig høye kostnader for TSO da alle

aktører som bidrar med rotasjonsenergi godtgjøres.

- Stor risiko for at markedet påvirker effektiviteten og pris i

Elspotmarkedet.

+ Kan redusere kostnadene ved å tilby visse produkter i

reservemarkedene.

Klima - Vil forverre konkurransevilkårene for uregulerbare

kraftprodusenter under forutsetning av lavere Elspotpriser.

Kan tenkes at vindkraftverk vil få bedre konkurransevilkår

ved investering i syntetisk rotasjonsenergi. Totaleffekten er

usikker, men trolig negativ.

Kompleksitet - Kan muligens påvirke prissettingen i Elspot som ikke er

ønskelig politisk.

Anbefalinger Det anbefales at Statnett heller vurderer andre markedsdesign som

sørger for tilstrekkelig mengde roterende masse på en mer

kostnadseffektiv måte.

Tabell 12: Totalvurdering ved å etablere et day-ahead spotmarked for rotasjonsenergi som klareres før Elspot.

68

Day-ahead etter Elspot En potensiell markedsløsning er å åpne et nordisk rotasjonsmarked etter at Elspot er klarert og

produksjonsplanene er levert. I en slik løsning kan TSO estimere den forventede mengden

rotasjonsenergi systemet innehar i hver driftstime for det kommende døgnet, og TSO vil da

etterspørre roterende masse i de tidsblokkene det ikke vil være tilstrekkelig mengder i systemet.

Prissettingen vil være det dyreste aksepterte bud per enhet rotasjonsenergi.

Det er fordelaktig å åpne rotasjonsmarkedet etter klokken 19.30 dagen før driftsdøgnet fordi

produksjonsplanene da er sendt inn til Statnett (se faktaboks 3, side 19). Statnetts innkjøp av

primærreserver og aktørenes produksjonsplaner påvirker mengden av rotasjonsenergi, Statnett får

dermed et bedre estimat av mengden rotasjonsenergi som vil være i systemet. Da de

systemansvarlige har estimert mengden rotasjonsenergi som vil være i systemet, kan de velge å

kun etterspørre den mengden som mangler. Det betyr at bare aktørene som bidrar med ekstra

rotasjonsenergi kan få godtgjørelse for bidraget sitt. I eksemplene antar vi at TSO har estimert

mangelen til å være 10 GWs, og etterspør dette i rotasjonsmarkedet.

Scenario 1 – Høy funksjonalitet, lav rotasjonspris

I dette eksempelet finnes det tilstrekkelig med aktører som kan tilby rotasjonsenergien som

mangler uten å produsere effekt. Dette vil være aktører som har tilrettelagt for tomgangskjøring

eller fasekompensatordrift, og marginalkostnadene ved å tilby rotasjonsenergi vil være lav. Siden

markedet etterspør ekstra rotasjonsenergi, vil alle budene i rotasjonsmarkedet føre til oppstart av

aggregat som ikke har fått tilslag i Elspotmarkedet.

Figur 17: Rotasjonsmarked, høy funksjonalitet

Som figur 17 illustrerer, vil aktørene by inn sine marginalkostnader og høyeste aksepterte bud

setter rotasjonsprisen. Tilslag i rotasjonsmarkedet vil ikke føre til økt handel i Elbas, da aktørene

ikke vil produsere effekt som et biprodukt av å tilby rotasjonsenergi. Denne løsningen vil være

kostnadseffektiv, da rotasjonsprisen er lav, og kun de aktørene som leverer ekstra rotasjonsenergi

vil bli godtgjort. I tillegg er det en fordel at rotasjonsmarkedet ikke påvirker de andre

kraftmarkedene.

69

Scenario 2 – Lav funksjonalitet, ikke-fungerende markedsløsning

I dette eksempelet antas det at det ikke er tilstrekkelig med aktører som kan levere rotasjonsenergi

uten å produsere energi til å sikre den nødvendige ekstra mengden rotasjonsenergi på 10 GWs.

Aktørene som får tilslag i rotasjonsmarkedet vil derfor være aggregater som må produsere effekt.

Disse har i tillegg høyere marginalkostnader da de må forbruke mer vann med høy vannverdi ved

effektproduksjon.

Figur 18: Rotasjonsmarked, lav funksjonalitet

Som Figur 18 illustrerer vil marginalkostnadskurven være høyere og brattere, noe som fører til en

høyere rotasjonspris. Da rotasjonsmarkedet klareres etter spot og aktørene må produsere kraft, vil

de måtte handle nedregulering i Elbas. For å illustrere dette er en aktør markert med gul farge i

Figur 18. Denne aktøren har en vannverdi som er marginalt høyere enn spotprisen, og fikk derfor

ikke tilslag i spot. For å levere den mengden rotasjonsenergi som er markert i grafen må aktøren

produsere energi tilsvarende den gule streken i Elspotmarkedet i Figur 18.

70

Figur 19: Elspotmarkedet, aktørene som vil handle i Elbas er markert i rødt og gult

Da produksjon og forbruk er balansert i Elspot må denne aktøren handle nedregulering fra en annen

produsent i Elbas. Den billigste nedreguleringsressursen vil være en vannkraftprodusent med

vannverdi litt lavere en spotprisen, markert i rødt i figuren over. I motsetning til vind- og småkraft

kan denne aktøren lagre vannet (energiressursen) til senere anledninger, og vil derfor være billigere

å nedregulere enn uregulerbar kraft. Effekten av dette vil være at rotasjonsmarkedet gir et

økonomisk incentiv for en produsent å starte opp sin produksjon, men denne produsenten vil

handle en annen produsent ut av produksjon og totaleffekten på rotasjonsbidraget vil være

marginalt. Forholdet vil ikke være én til én, men effekten som observeres vil være gyldig.

Dette viser at et marked som kun godtgjør de produsentene som tilbyr den ekstra mengden

rotasjonsenergi i et marked med lav funksjonalitet ikke vil fungere, uten å ha en måte å hindre at

kraftverk som allerede er planlagt i drift ikke stenger ned.

Godtgjørelse av rotasjonsenergi etter spot

De systemansvarlige har to alternativer; å godtgjøre alle som leverer rotasjonsenergi, eller designe

rotasjonsmarkedet slik at det bare er tilgjengelig for aktører som ikke påvirker effektbalansen. Å

godtgjøre alle vil gi økonomiske incentiver til aktører slik at de ikke stanser kraftverkene som er

klarert i spot. Rotasjonsprisen vil klareres så høyt at ingen aggregater som allerede er i drift velger

å stenge grunnet lave priser i Elbas. Både vannkraftproduksjon som er klarert i Elspot og de som

har handlet i Elbas opprettholder sine forpliktelser i rotasjonsmarkedet.

Vannkraftverk i drift er villig til å betale marginalkostnaden (hovedsakelig vannverdien) eller lavere

for å nedregulere da de kan lagre energien. Inntekten til nedreguleringsprodusenten blir avviket

mellom Elspotpris og betalingen for nedregulering per kWh, i tillegg til at de sparer vann.

Vannkraftverk som handler seg opp i Elbas får da betalt av andre som nedregulerer, men prisen de

får for kraftproduksjon vil være lavere enn Elspotprisen, og dermed lavere enn deres respektive

vannverdier (tilbudskurven) da de i utgangspunktet ikke ble klarert i Elspot. Kompensasjonen ved

tapet av å handle i Elbas vil reflekteres i rotasjonsprisen.

71

Å godtgjøre alle som bidrar med rotasjonsenergi kan i verste fall føre til at uregulerbare

kraftprodusenter må betales for nedregulering. Uregulerbare kraftprodusenter vil kreve å få betalt

for nedregulering, fordi i tillegg til energitapet vil stans av drift føre til tapte inntekter fra de grønne

elsertifikatene. I fremtiden vil elsertifikatene utgå, men uregulerbar kraftproduksjon vil uansett ikke

være villig til å betale for nedregulering da de ikke kan lagre energi og marginalkostnadene ved drift

er tilnærmet lik null. Dette kan føre til at vannkraftverk vil måtte produsere kraft gratis ved tilbud

av rotasjonsenergi etter spot. Tomgangskjøring vil derfor være en billigere løsning i dette tilfellet

grunnet mindre vanntap.

Å sikre tilstrekkelig mengde roterende masse vil føre til en mer ineffektiv kraftproduksjon og tapte

energiressurser. Alle som leverer rotasjonsenergi blir godtgjort med samme pris, noe som vil

mangedoble kostnadene. En annen faktor som gjør det dyrt er risikoen ved å forplikte seg i

rotasjonsmarkedet da aktører er usikre på sine egne marginalkostnader ved å tilby tjenesten. Det

er uvisst om vannkraftverk ute av drift får kjøpt nok kraft fra aktører som er villig til å betale for

nedregulering, eller om de må la vannet renne. Disse faktorene vil stimulere til en høyere

rotasjonspris.

TSO bør etterstrebe å designe et marked som bare godtgjør de aktørene som tilbyr den "ekstra

mengden", og som kun tillater deltakelse fra aktører som ikke påvirker effektbalansen. Dette vil

være en kostnadseffektivt løsning som fungerer på samme måte som illustrert i scenario 1, men

det forutsetter at det er nok aktører som kan produsere rotasjonsenergi uten å produsere effekt.

Dette skyldes at incentivene for bidrag av roterende masse ikke vil være i konflikt med optimal

fordeling av kraftproduksjon. Aktører som bidrar med "ekstra" rotasjonsenergi vil trolig utgjøre en

mindre del av den totale mengden, og bare disse vil få betalt.

I et rotasjonsmarkedet som ikke tillater effektforandring kan også store kraftprodusenter som har

mulighet til å fordele produksjon klarert i Elspot på flere aggregat delta. Prisen på rotasjonsenergi

vil reflektere aktørenes tap av å måtte kjøre aggregat på en ineffektiv virkningsgrad, og av å kjøre

nye aggregat der vannverdien i utgangspunktet er høyere enn Elspotprisen. En slik ordning kan i

verste fall føre til spekulasjoner hos kraftprodusenter som holder igjen produksjon for å ikke bidra

med rotasjonsenergi før det åpnes et marked, og dermed få betalt for sitt bidrag. Likevel antas det

at inntektene fra Elspot vil være dominerende og dermed marginalisere problemet.

I et marked som kun tillater aktører som ikke påvirker effektbalansen vil det være mulig å tillate

handel i Elbas med restriksjoner, slik at aktører ikke kan kjøpe nedregulering av kraftverk som må

stenge drift. Dette vil være komplisert, og vanskelig politisk, og vurderes derfor ikke som en aktuell

løsning.

Hvordan aktører skal godtgjøres avhenger av funksjonalitet og hvor omfattende mangel på

rotasjonsenergi vil være i fremtiden. Kostnader forbundet med et rotasjonsmarked etter Elspot vil

i stor grad avhenge av godtgjørelsesordningen. Det hjelper lite å velge den "billige" løsningen der

noen få aktører får betalt hvis det ikke fører til tilstrekkelig mengde rotasjonsenergi i systemet.

Dette gir følgende delkonklusjoner;

- God funksjonalitet hos kraftprodusenter og liten mangel av roterende masse trekker i

retning av å utelukkende godtgjøre aktører som bidrar med "ekstra" rotasjonsenergi.

72

- Begrenset funksjonalitet og stor mangel av roterende masse trekker i retning av å

godtgjøre alle aktører som bidrar med systemtjenesten, eller å designe markedet slik at

det ikke påvirker effektbalansen.

Incentiver for investering i rotasjonsenergi

Eksemplene illustrert ovenfor utelater potensielle bidrag av syntetisk rotasjonsenergi fra blant

annet vindkraftverk som har investert i kraftelektronikk, da potensialet er usikkert. Hvis det

investeres i syntetisk rotasjonsenergi vil utfordringene begrenses, men problematikken vil være

den samme. Betalingsordningen der bare noen aktører får betalt for systemtjenesten vil stimulere

til investering i kraftelektronikk, gitt at vindkraftprodusenter har mulighet til å skru av bidraget.

Aktørene vil da i utgangspunktet aldri bidra med syntetisk rotasjonsenergi automatisk i drift, og hvis

rotasjonsmarkedet åpnes vil aktørene skru på denne. I et marked der alle får betalt vil

vindkraftaktørene heller aldri bidra med rotasjonsenergi. Hvis de ikke tilbyr syntetisk

rotasjonsenergi når TSO beregner mengde rotasjonsenergi, øker sannsynligheten for at mengden

blir kritisk lav, og at det dermed åpnes et marked der aktørene kan få betalt for tjenesten.

Det er lite sannsynlig at rotasjonsmarkedet vil åpnes mange nok timer i året til at det vil være

gunstig å bygge om nedlagte kjerne- og termiske kraftverk til å la aggregatene gå på tomgang for å

tilby rotasjonsenergi.

Oppsummering

Det må sikres at nok aktører kan tilby tjenesten før et rotasjonsmarked etter spot kan

implementeres. Eksisterende markeder og begrenset funksjonalitet hos aktører kan føre til at

ordningen blir kostbar og i verste fall ikke klarer å sikre tilstrekkelige mengder rotasjonsenergi i

systemet i de mest kritiske situasjonene. Det bør analysere nærmere hvor lang tid det vil ta før man

kan oppnå tilstrekkelig funksjonalitet hos aktørene og potensial for likviditet før markedsdesignet

kan fungere effektivt, der kostnadene rettferdiggjøres av verdien på rotasjonsenergi som markedet

stimulerer til.

Analysen av markedsordninger poengterer viktigheten av at TSO-ene bidrar med sterke nok

incentiver i form av investeringsstøtte eller krav til kraftprodusenter om teknologi som muliggjør

bidrag av rotasjonsenergi uten å produsere effekt. Flere aktører med god funksjonalitet og økt

likviditet i markedet øker konkurranse og stimulerer til en lavere rotasjonspris.

En annen faktor er at likvideten i Elbas forventes å øke i fremtiden, og dette kan påvirke

rotasjonsenergien i systemet hvis tunge aggregat klarert i Elspot ikke får betalt for rotasjonsenergi,

og dermed ikke er forpliktet til å bidra. Produksjonsanlegg som er klarert i Elspot uten forpliktelser

til å levere rotasjonsenergi kan gå ut av drift ved å tilby nedregulering av kraftproduksjon i Elbas,

for eksempel til uregulerbare kraftprodusenter på grunn av uventet mye vind. Hvis endringene er

store nok vil et marked som klareres før driftsdøgnet ikke gi tilstrekkelige mengder rotasjonsenergi

i systemet. Dette belyser viktigheten av å legge på et risikopåslag ved beregning av minstekrav til

rotasjonsenergi i systemet.

Om løsningen er praktisk gjennomførbar med tanke på tidsbegrensninger der TSO i første rekke må

beregne om det er behov for mer rotasjonsenergi, aktører må by inn og klareres, og deretter

respondere før første gjeldende driftstime, må analyseres nærmere. Tabell 13 oppsummerer

fordelene og ulempene med et day-ahead spotmarked for rotasjonsenergi som klareres etter

Elspot.

73

Vurderingskriterier Vurdering

Bidrag til systembalansen

+ Vil kunne sikre tilstrekkelig mengder rotasjonsenergi gitt nok aktører med tilstrekkelig funksjonalitet.

Kostnad + En ordning der man kun priser den manglende rotasjonsenergien vil være den billigste markedsløsningen, men det forutsetter god funksjonalitet hos aktørene og et godt markedsdesign.

- Hvis man priser alle vil dette være en dyrere løsning enn "før spot", da det begrenser aktørenes handlingsrom til å bidra med rotasjonsenergi.

Klima + Gir vindkraftprodusenter mulighet til å utvide porteføljen sin med et nytt produkt hvis syntetisk rotasjonsenergi godtas på lik linje med mekanisk rotasjonsenergi.

+ Vil ikke påvirke spotprisen, og lønnsomheten til uregulerbar aktører.

- Vil ikke godtgjøre småkraftsprodusenter for deres marginale bidrag til rotasjonsenergi hvis ikke alle bidragsytere godtgjøres.

Kompleksitet - Usikkert om løsningen gir tilstrekkelig incentiver til bedret funksjonalitet hos aktører slik at markedet fungerer effektivt.

- Begrenset med tid fra TSO åpner markedet til det skal være klarert.

- Problematisk å kun godtgjøre noen aktører for samme tjeneste, kan føre til spekulering hos aktørene.

Anbefalinger En lovende og potensiell kostnadseffektiv markedsløsning som det anbefales at Statnett ser nærmere på.

Tabell 13: Totalvurdering ved å etablere et day-ahead spotmarked for rotasjonsenergi som klareres etter Elspot.

Sikre tilstrekkelig tilbydere av rotasjonsenergi Siden det per i dag er uvisst både hva systembehovet for rotasjonsenergi er, og hvorvidt dette

behovet vil bli dekket eller ikke i framtiden, er det for tidlig å introdusere et marked for roterende

masse. Likevel viser evalueringen av markedsløsningene for rotasjonsenergi at det er helt

nødvendig å ha nok aktører for at et rotasjonsmarked skal være kostnadseffektivt, og hvis det

senere skulle vise seg å være behov er det nødvendig å legge til rette for et slikt marked allerede i

dag.

I tillegg vil aktører som kan tilby rotasjonsenergi uten å produsere effekt være nyttig i en

overgangsfase der behovet ikke er stort nok til at et marked vil fungere, og det vil være en mye

billigere løsning enn om Statnett selv måtte ha investert i lignende teknologi ved et senere

tidspunkt. Derfor vurderes det nødvendig at man allerede nå introduserer en form for incentiv eller

krav for å møte det framtidige behovet.

Hvis syntetisk rotasjonsenergi leveres av produsenter som i dag fortrenger produksjon fra aktører

som leverer rotasjonsenergi som et biprodukt, vil en endring i kraftmiksen muligens ikke føre til

mangel på rotasjonsenergi. Dette vil gjelde under antagelsen om at syntetisk rotasjonsenergi anses

som en fullverdig erstatter for mekanisk rotasjonsenergi.

74

For at disse aktørene skal ønske å gjøre dette må det innføres krav eller økonomiske incentiver.

Siden bidraget og funksjonaliteten til syntetisk rotasjonsenergi er såpass usikkert, bør det gis

investeringsstøtte til aktører som kan levere rotasjonsenergi uten å produsere effekt. Eventuelt kan

det utformes konsesjonskrav til store vannkraftverk om at de må tilrettelegge for

fasekompensatordrift.

Investeringsstøtte til fasekompensatordrift i vannkraftverk Statnett vurderer mulighetene for å innføre en fast investeringsstøtte etter evne (per MWs) til

kraftselskap som investerer i teknologi som gjør det mulig å la turbiner kjøre som fasekompensator,

for å få flere tilbydere av denne tjenesten. Støtteordningen vil i første omgang være begrenset til

en gitt periode og opp til et gitt totalvolum. Hvor stor andel av investeringskostnadene støtten

eventuelt vil dekke er usikkert, men trolig ikke hele beløpet, da det ikke er urimelig at aktørene

bærer deler av investeringsrisikoen selv, og muligheten til å kjøre som fasekompensator vil kunne

gi aktørene flere fordeler. Blant annet kan de by billigere inn i RK-markedet når de allerede roterer

som fasekompensator, og tilby systemtjenester som blant annet kortslutningsytelse. I tillegg vil

investering i fasekompensatordrift være rasjonelt hos kraftprodusenter som ser fremtidig gevinst

av å kunne tilby denne funksjonalitet i et potensielt marked, eller i en langsiktig ordning der

rotasjonsenergi belønnes i større grad. Mulighet for fasekompensatordrift kan potensielt være

lønnsomt for begge parter, da det i tillegg kan redusere behovet for ekstra fasekompensatorer.

For at Statnett skal være garantert økonomisk utbytte av støtten ved et fremtidig behov for

rotasjonsenergi vil det være visse forpliktelser knyttet til å få støtte. Det vil for eksempel i en

overgangsfase kunne være aktuelt at kraftprodusenter som har mottatt investeringsstøtte er

forpliktet til å tilby rotasjonsenergi til gjeldende marginalkostnad når Statnett ser behov for det.69

Det vurderes å sette krav om at Statnett kan avlyse eller flytte planlagte revisjoner for de

kraftverkene som deltar i ordningen. På denne måten sikrer Statnett muligheten til å benytte seg

av denne teknologien i kritiske perioder.

Det er viktig at økonomiske incentiver for denne systemtjenesten kommer på plass så tidlig som

mulig da det å endre funksjonalitet i ettertid generelt vil være betraktelig dyrere. Alternativet er at

systemansvarlig må velge en vesentlig dyrere løsning på et senere tidspunkt, f.eks. investering i

egne fasekompensatorer.

Konsesjonskrav til fasekompensatordrift Et alternativ til en investeringsstøtte er å sette krav til fasekompensatorfunksjonalitet i

konsesjonsvilkårene til store vannkraftprodusenter. Hvordan dette vil påvirke lønnsomheten til

utbyggerne bør undersøkes nærmere før forslaget videreformidles til NVE.

Vurdere behovet for et opsjonsmarked Selv om det teoretisk sett er nok aktører til at en markedsløsning kan fungere, er det ikke gitt at

disse aktørene er tilgjengelig når behovet er størst om sommeren. Opprettelse av et

rotasjonsmarked garanterer ikke i seg selv at en tilstrekkelig mengde rotasjonsenergi blir bydd inn

ved behov. I tillegg vil store kraftverk ofte utføre vedlikehold om sommeren når Elspotprisen er lav,

og vil dermed ikke kunne bidra med roterende masse. Hvis mange av de store kraftverkene utfører

69 Møte med Finn-Erik Pettersen, 10. juli 2015.

75

vedlikeholdsarbeid samtidig vil muligens ikke systembehovet for rotasjonsenergi kunne bli møtt

fordi det totale budvolumet er utilstrekkelig.

En mer markedsbasert løsning vil være å innføre et opsjonsmarked i de periodene TSO anser det

som nødvendig som et supplement til et rotasjonsmarked. Tilbydere i et slikt opsjonsmarked vil få

betalt for å garantere deltakelse i et rotasjonsmarked. Dette kan sammenlignes med slik man i dag

sikrer nok tilbydere av oppreguleringsressurser i RK ved å ha et opsjonsmarked på forhånd.

Regulerkraft sikres med to ulike tidsoppløsninger i RKOM; sesong og uke. Det samme kunne bli gjort

med rotasjonsopsjoner, men det må undersøkes nærmere hvilke tidsoppløsninger som er mest

hensiktsmessige. Uavhengig av tidsoppløsning, vil man ved et opsjonsmarked åpne en auksjon der

aktører legger inn bud på hvor mye de skal ha for å kunne garantere deltakelse i rotasjonsmarkedet.

Man velger så de billigste budene helt til behovet er dekket, og prisen er gitt av det dyreste budet

som ble akseptert (gitt i [NOK/MWs]).

Det er to måter å designe markedet på. Den ene er å reservere den ekstra mengden man tror det

vil være behov for, med leveringsgaranti, og dermed hindre disse aktørene fra å delta i

spotmarkedet. Ved behov for rotasjonsenergi åpnes rotasjonsmarkedet som aktørene er pliktet til

å levere bud i. Potensielt kan dette føre til at man skaper et behov for rotasjon som ellers ikke ville

vært der, da disse aktørene ikke kan tilby rotasjonsenergi som et biprodukt av kraftproduksjon.

Aktørene som deltar i denne opsjonsordningen er mest sannsynlig aktører som ikke forventer å få

tilslag i spot, så budprisen i rotasjonsmarkedet kan være høy.

Et annet alternativ er å reservere hele rotasjonsbehovet, og la deltakerne delta i de andre

markedene fritt. Hvis det er nok rotasjonsenergi i systemet åpnes ikke markedet. Ved behov for

rotasjon åpnes markedet og de aggregatene som ikke er i drift må legge inn bud. På denne måten

er man garantert at det er nok tilgjengelig roterende masse til markedsløsningene skissert over. I

denne løsningen må man betale for mange flere opsjoner, men siden aktørene har mulighet til å

delta i kraftmarkedene kan man anta høyere likviditet og lavere pris enn hvis de var reservert fra

dette.

I tillegg til å sikre nok tilgjengelige ressurser vil et opsjonsmarked også kunne øke incentivene til å

investere i teknologi som gjør det billigere å levere rotasjonsenergi. Inntektene fra et

opsjonsmarked er sikrere enn eventuelle inntekter fra et rotasjonsmarked, da det ikke er gitt at det

vil være behov for et marked i løpet av en sesong, og på denne måten reduseres risikoen for at

investeringskostnadene ikke blir dekket.

På kort sikt vil kostnadene til TSO sannsynligvis øke, siden aktørene får betalt både for å garantere

at de vil delta og for eventuell aktivering i markedet. De langsiktige totalkostnadene er usikre, siden

en utilstrekkelig antall aktører vil føre til høy rotasjonspris og mangel på rotasjonsenergi kan få store

negative konsekvenser ved feil. Kostnadene ved en slik hendelse vil tilfalle TSO. På lengre sikt vil

kostnadene til TSO muligens bli redusert fordi det i større grad vil bli investert i teknologi som gjør

det mulig å tilby rotasjonsenergi til en billigere pris.

En ulempe med et opsjonsmarked er at det utelukker visse aktører som i teorien kan bidra med

rotasjonsenergi (eller syntetisk rotasjonsenergi), men som ikke kan garantere dette til enhver tid

siden de er uregulerbare. Disse aktørene kan likevel delta i et rotasjonsmarked.

76

Konklusjon Det vil være svært utfordrende å sørge for tilstrekkelige mengder rotasjonsenergi i systemet til

enhver tid, til lave kostnader, uten at effektiviteten i eksisterende markeder for andre produkter

reduseres. Det vil være gunstig å opprette et rotasjonsmarked hvis verdien av markedet er større

enn reduksjon av effektivitet i eksisterende markedsløsninger og kostnaden til TSO ved et

rotasjonsmarked. Dette belyser viktigheten av å danne seg et bilde av problemets størrelsesorden

med manglende rotasjonsenergi i framtiden for å kunne verdsette verdien av tiltakene som

vurderes å implementere, samt sette disse opp mot de negative konsekvenser de kan medføre.

Hvis det blir mangel på rotasjonsenergi i fremtiden vil det være et nordisk problem da landene er

integrert i samme synkronsystem. Det er i systemansvarligs interesse å innføre tiltak som gagner

kraftprodusentene fra sitt eget land for å opprettholde mest mulig verdiskapning innenfor

landegrensene. Det kan derfor bli utfordrende å enes om kostnadsfordelingen mellom landene.

Likevel kan det tenkes at disse utfordringene er håndterbare da de nordiske TSO-ene har lange

tradisjoner med godt samarbeid.

Det er viktig for systemansvarlig å være tidlig ute med tiltak for å minimere kostnadene, noe som

er utfordrende på grunn av manglende informasjon. Derfor anbefales det at "mindre" tiltak med

lave kostnader, som for eksempel å synliggjøre rotasjonsbidrag i RK-markedet innføres først, og at

det kontinuerlig vurderes om tiltakene er tilfredsstillende for å sikre tilstrekkelig rotasjonsenergi i

systemet. Det vil være hensiktsmessig å utnytte eksisterende markeder på kort og medium sikt,

samt bidra med økonomisk støtte og positive signaler til produsenter for å stimulere til

investeringer i teknologi som øker tilbudet av rotasjonsenergi. Dette gir systemansvarlig tid til å

vurdere om det må foretas større og mer radikale endringer ved et senere tidspunkt. Muligens vil

dette være tilstrekkelige tiltak, men hvis det å sikre nok rotasjonsenergi viser seg å bli en veldig

utfordrende oppgave kan et godt utviklet markedsdesign som harmoniseres med eksisterende

markeder være løsningen på lang sikt.

Et potensielt marked bør designes slik at det sikrer tilstrekkelige mengder rotasjonsenergi, samt

kun godtgjør produsenter som møter kostnader forbundet med å tilby tjenesten. Av

markedsløsningene vurdert i rapporten anbefales det å opprette et marked etter Elspot der TSO

etterspør avviket mellom mengde rotasjonsenergi nødvendig og den mengde som i utgangspunktet

vil ligge inne. Det må arbeides videre med markedsdesignet for å sikre at rotasjonsenergi som ikke

godtgjøres likevel leveres.

Et marked bør bare implementeres hvis det er tilrettelagt med tilstrekkelig antall aktører som har

høy funksjonalitet, slik at markedet fungerer effektivt. Det er viktig å foreta en langsiktig og

forutsigbar endringsprosess, slik at aktørene får klare signaler om utviklingen i fremtiden og

tilpasser seg deretter. Det vil være dyrt å regulere ned uregulerbar kraftproduksjon for å gjøre plass

til produksjon fra kraftverk som bidrar med rotasjonsenergi. Det bør derfor utarbeides løsninger

som fremmer muligheten til å levere rotasjonsenergi uten produksjon av energi, som for eksempel

fasekompensatordrift i vannkraftverk.

Syntetisk rotasjonsenergi kan være en viktig brikke i fremtidens kraftsystem, og det kan sikre nok

aktører til at en markedsløsning kan fungere. Syntetisk rotasjonsenergi kan også gjøre andre tiltak

overflødige. Syntetisk rotasjonsenergi fra likestrømskablene som eies av de systemansvarlige kan

for eksempel bidra til, eller fjerne behovet for, en markedsordning, da systemansvarlig selv kan

produsere den manglende mengden rotasjonsenergi. Det potensielle bidraget fra syntetisk

rotasjonsenergi er veldig usikkert, og det er heller ikke klart hvor mye dette vil koste sammenlignet

med å øke mengden "vanlig" rotasjonsenergi.

77

Rapporten har vurdert potensialet til tiltak som kan stimulere til økt rotasjonsenergi i systemet med

gitte vurderingskriterier. Det anbefales at noen av løsningene vurderes videre, gjerne ved bruk av

kvantitative metoder. Det vil imidlertid være lettere å gjennomføre en slik analyse i fremtiden når

systemansvarlig innehar mer informasjon.

78

8. Neste generasjon kraftsystem – fremtidens utfordringer kan håndteres

Statnett skal som systemansvarlig ivareta forsyningssikkerheten i Norge. En sikker og effektiv drift

av kraftsystemet forutsetter at Statnett har god oversikt over de politiske og fysiske utviklingene

som har en innvirkning på kraftsystemet og hvordan de påvirker systemdriften. Neste generasjon

kraftsystem er en betegnelse for nettopp slike politiske og fysiske utviklinger. Neste generasjon

kraftsystem betegner et komplekst system, der mer ekstremvær, utfasing av termisk

kraftproduksjon, innfasing av nye kraftprodusenter, og nye likestrømskabler påvirker kraftsystemet

og setter ytterligere press på systemdriften. Internasjonale forpliktelser, ambisiøse klimamål og

målsetninger om økt handelskapasitet mot kontinentet legger også føringer for driften av

kraftsystemet: Det nordiske kraftsystemet vil bli tettere integrert med de europeiske

kraftsystemene, og driften vil bli ytterligere koordinert. Driften av det nordiske kraftsystemet vil bli

underlagt EUs nettverks- og markedskoder som vil legge sterke føringer for videre utvikling og tiltak.

KUBE har i denne rapporten fremhevet to sentrale egenskaper ved Neste generasjon kraftsystem –

innfasingen av mer fornybar kraftproduksjon og utbyggingen av flere likestrømsforbindelser. KUBE

har vurdert hvordan økt produksjon fra uregulerbar kraft og økt handelskapasitet mot utlandet

påvirker kraftsystemet og hvilke konsekvenser dette har for systemdriften – og for Statnett.

Konklusjonene KUBE 2015 trekker har støtte i rapporter fra Thema5, Elforsk6 og SMUP 2014-202:

Kombinasjonen av endringene i produksjons- og utvekslingsmønsteret, vil høyst sannsynlig føre til

økte ubalanser - både stokastiske og strukturelle.

Økte ubalanser kan medføre en ytterligere svekkelse av frekvenskvaliteten, økte systemkostnader

og en mer utfordrende systemdrift. Bedre koordineringssystemer som kan bidra til å balansere

produksjon, forbruk og utveksling til utlandet, og som sikrer tilstrekkelige nivåer av reserver og

rotasjonsenergi vil derfor være avgjørende også i møte med neste generasjon kraftsystem.

Markedsjusteringer: et effektivt virkemiddel

Som et resultat av kraftmarkedsreformen er en brorpart av ordningene som bidrar til et balansert

kraftsystem markedsbaserte. Statnett skal etter føringer for Forskrift om Systemansvar og EUs

kraftmarkedspolitikk fortsette å utvikle markedsbaserte løsninger som bidrar til systemdriften.

Balanse mellom produksjon og forbruk etterstrebes i kraftmarkedene, og reservemarkedene priser

reserver og regulerkraft som kan brukes til å justere for ubalanser. Disse markedsordningene har

fungert godt hva gjelder driften av eksisterende kraftsystem. De nordiske kraft- og

reservemarkedene har sikret god likviditet og mange deltakere. Tredelingen av kraftmarkedet

(Elspot, Elbas og reservemarkedene) bidrar til systembalansen ved å balansere produksjon og

forbruk i tre instanser. I tillegg har man klart å etablere et kraftmarked som i markedsklareringen

tar hensyn til kraftsystemets fysiske begrensninger.

Kraftsystemet er i endring. Ubalansene øker, det gjør også behovet for reserver og regulerkraft. Det

er forutsetning for systemdriften at kraftmarkedene understøtter de fysiske utviklingene i

systemet. KUBE 2015 mener at dagens kraftmarkeder ikke er optimale i møte med neste generasjon

kraftsystem. Markedenes svakhet ligger blant annet i kraft- og reservemarkedenes tidsoppløsning,

noe som generer strukturelle ubalanser. Med høy andel regulerbar kraft i det nordiske

kraftsystemet, kan disse ubalansene håndteres med bruk av reserver. Men mer uregulerbar

kraftproduksjon bidrar til ytterligere stokastiske ubalanser, og kombinasjonen av vedvarende

79

strukturelle ubalanser og økte stokastiske ubalanser medfører at den balansen som etterstrebes i

Elspot og Elbas ikke lenger er tilstrekkelig.

Reservemarkedene utviser også noen svakheter i møte med Neste generasjon kraftsystem.

Reservemarkedene gir vanligvis en effektiv prissetting av reserver, men sikrer ikke alltid tilstrekkelig

nedreguleringskraft i lavlastperioder om sommeren. Høye kostnader gjør at det ikke anskaffes så

mye automatiske sekundærreserver (FRR-A) som ønskelig. Økt handelskapasitet mot utlandet og

mer produksjon fra uregulerbare kraftprodusenter øker behovet for reserver, særlig i de periodene

hvor konvensjonelle vannkraftverk utgjør en liten andel av kraftmiksen. Med økt behov for reserver

fungerer ikke reservemarkedene lenger optimalt.

Kraft- og reservemarkedenes svakhet ligger også i at viktige systemtjenester ikke prises.

Kraftsystemets stabilitet avhenger blant annet av et tilstrekkelig nivå av rotasjonsenergi. Per dags

dato er ikke manglende rotasjonsenergi et problem, men som rapporten viser vil mer uregulerbar

kraft og mer import av kraft kunne fortrenge noe av rotasjonsenergien som konvensjonelle

kraftverk bidrar med. Når rotasjonsenergien ikke prises, skapes det ikke tilstrekkelige incentiver for

å tilby rotasjonsenergi.

KUBE fastslår, med bakgrunn i overstående argumentasjon, at dagens markedsløsninger bør

forbedres og gi et mer effektivt bidrag til systembalansen. KUBE mener dermed at

markedsendringer er nødvendig. Disse endringene har som formål å sørge for at markedene i større

grad må bidra til å:

- Redusere ubalanser allerede i planfasen

- Sikre tilstrekkelig tilgang på pålitelige reserver

- Sikre tilstrekkelig tilgang på rotasjonsenergi

Kraftmarkedene kan og bør gi et effektiv bidrag til opprettholdelsen av den nordiske

systembalansen, men andre krav settes også til markedenes utforming. En markedsbasert

tilnærming til Neste generasjon kraftsystem er derfor en utfordrende oppgave. I tillegg til at kraft-

og reservemarkedene skal bidra til å sikre en høy frekvenskvalitet, bør kraftmarkedene også bidra

til at Norge når sine klimamål, være kostnadseffektive, stimulere rasjonalitet hos forbrukere og

produsenter, være forenelige med internasjonale forpliktelser og legge til rette for

markedsdeltagelse fra klimavennlige kraftprodusenter. I tillegg bør kraftmarkedene og justeringer

i disse være relativt lette å implementere og enkle å håndtere. Endringer i kraftmarkedene bør ikke

redusere effektiviteten i andre etablerte markeder. Årets KUBE-prosjekt har, basert på de krav som

stilles til kraftmarkedenes utforming, lagt til grunn en rekke vurderingskriteria og vurdert nye

markedsløsninger med markedsløsninger på bakgrunn av disse kriteriene.

KUBE har vurdert konsekvensene av å innføre: finere tidsoppløsning i reservemarkedene, Elspot og

Elbas, utsettelse av klarering i Elspot og sluttauksjon i Elbas. Disse justeringene har som formål å

redusere ubalanser som oppstår grunnet feil i produksjons- og forbruksprognoser. For å sikre at

Statnett har tilstrekkelig tilgang på pålitelige reserver har KUBE vurdert konsekvensene av å innføre

en praksis for daglig innkjøp av FRR-A og koordinerte anskaffelser av FCR og FRR-A. KUBE har også

vurdert hvorvidt lavere minimumsbud i regulerkraftmarkedet og implementeringen av et RKOM

marked for nedregulering, samt et nordisk marked for FRR-A og økt harmonisering, kan bidra til å

sikre tilstrekkelig tilgang på pålitelig reserver.

Mye tyder på at rotasjonsenergi vil bli et problem i Neste generasjon kraftsystem. Men omfanget

av problemet er ikke kjent og man vet ikke når problemet eventuelt vil inntreffe. Det er likevel viktig

å være tidlig ute med å kartlegge diverse tiltak som kan bidra til å sikre tilstrekkelige nivåer

80

rotasjonsenergi dersom problemet melder seg. I tillegg vil investeringer blant produsenter som kan

sikre tilstrekkelig tilbud av tjenesten til lave kostnader være en tidkrevende prosess. KUBE mener

at Statnett må gi signaler om at rotasjonsenergien – og tilbudet av den – har en klar verdi, og dette

kan gjøres ved å prise bidraget til rotasjonsenergien. Rotasjonsenergi kan prises enten ved

endringer i eksisterende markeder eller ved implementeringen av et eget rotasjonsmarked.

Anbefalinger

Det er utfordrende å gjøre endringer i eksisterende markeder. Kraftmarkedene Elspot og Elbas er

veletablerte og underlagt strenge regelverk. Endringer i disse markedene må harmoniseres på

nordisk nivå og koordineres på europeisk nivå. Likevel ser KUBE at noen av tiltakene vurdert i Elspot

og Elbas har en så klar verdi for systembalansen at Statnett bør arbeide for at endringene

iverksettes.

KUBE mener Statnett bør:

- Stille seg positiv til en finere tidsoppløsning i regulerkraftmarkedet, Elbas og Elspot i møte

med andre nordiske TSO-er.

Det er enklere for systemansvarlig å foreta justeringer i reservemarkedene. Statnett har,

sammenlignet med Elspot og Elbas, mer innflytelse over reservemarkedenes utforming. Enkle

justeringer i reservemarkedene kan forbedre Statnetts tilgang på reserver og regulerkraft, og gi et

viktig bidrag til systembalansen.

KUBE mener at Statnett bør:

- Iverksette daglige innkjøp av FRR-A.

- Koordinere anskaffelser av FCR og FRR-A.

- Innføre lavere minimumsbud og elektronisk aktivering i regulerkraftmarkedet.

- Utvide handelen med balansetjenester over landegrenser.

Det er usikkert når behovet for rotasjonsenergi vil melde seg og hvor stort det kommer til å bli. Men

det er avgjørende for driftssikkerheten at det er et tilstrekkelig tilbud av rotasjonsenergi, og at

verdien av rotasjonsenergi signaliseres. Et rotasjonsmarked vil jf. FoS være en ønskelig tilnærming

til rotasjonsproblematikken, men som vist i overstående kapiteler så vil et rotasjonsmarked påvirke

Elspot og Elbas' funksjonalitet. Grunnet usikkerheten tilknyttet rotasjonsbehovet er det heller ikke

sikkert om et marked vil være nødvendig, og det er heller ikke sikkert at et rotasjonsmarked vil være

den mest effektive løsningen.

KUBE mener derfor at Statnett bør:

- Fortsette kartleggingen av behovet for rotasjonsenergi.

- Fortsette dialogen med produsenter og støtte investeringer som gjør det billig for aktører

å tilby rotasjonsenergi.

- Foreta en videre utredning av hvorvidt en synliggjøring rotasjonsbidraget i RK-bud er en

effektiv løsning på rotasjonsproblematikken.

- Utrede hvorvidt markedsløsninger kan bidra til en effektiv håndtering av

rotasjonsproblematikken eller om funksjons- og systemkrav er en mer effektiv løsning.

81

Vedlegg

Vedlegg 1: Forbrukerfleksibilitet og energilagring Økt forbrukerfleksibilitet og energilagring ses på som sentrale egenskaper ved Neste generasjon

kraftsystem. KUBE har i dette prosjektet fokusert på utviklinger på produsentsiden og har dermed

ikke vurdert implikasjonen av økt forbrukerfleksibilitet og energilagring (se seksjon om avgrensing

s. 10). Det noteres likevel at forbrukerfleksibilitet og energilagring kan bidra til å redusere noen av

de negative utviklingstrekkene beskrevet i denne rapporten.

Forbrukerfleksibilitet

Forbrukere av elektrisitet kan deles opp i to segmenter, privatkunder og industrikunder. I dagens

kraftsystem bidrar noen industrikunder med regulerkraft, det vil si at de tilbyr seg å kople ut

anleggene sine ved underskudd av kraft. De fleste privatkunder er ikke aktive deltakere i

kraftmarkedene og får kun en snittpris avhengig av strømavtale basert på månedsmålinger. Ny

teknologi og smarte strømmålere gir privatkunder mulighet til å motta korrekte prissignaler per

time og styre sitt forbruk deretter. Ved høy strømpris kan en privatkunde f.eks. redusere sitt forbruk

ved at varmtvannsbereder og varmekabler automatisk koples ut, for at dette så aktiveres igjen når

prisen er lavere.

Det er også mulig å kombinere smartstyring med batteriteknologi og desentralisert

kraftproduksjon, noe som kan være lønnsomt allerede i dag70. Batterier og energilager har den

fordelen at de kan lagre energi når prisene og behovet er lavt, og levere energi tilbake til nettet når

prisene og forbruket er høyt. Energilager kan dermed bidra til effektiv energibalanse og

systemstabilitet ved å redusere topplast, håndtere variabel produksjon fra sol og vind samt fungere

som aktive filter ved å produsere reaktiv effekt og redusere harmoniske svingninger i systemdriften.

Opp- og utladning av et energilager medfører et tap, så lønnsomheten er avhengig av et tilstrekkelig

stort sprik mellom høy og lav energipris eller andre ordninger som belønner fleksibilitet.

Batteriteknologi vil med sine egenskaper jevne ut forskjellene mellom høy og lav pris, og

utbredelsen kan dermed avgrense seg selv hvis prisavviket blir for lite. Det har vært en årlig

prisreduksjon for Li-ion batterier på 14% i perioden 2007-2014, fra over 1000$/kWh helt ned til

300$/kWh71. Nye produkter lover en pris helt ned i 160$/kWh72. Selv om det foregår mye forskning

og utvikling73 på å forbedre batterier og det forventes at prisen de kommende årene kommer til å

falle ytterliggere, må man ta hensyn til kostnadene for hele installasjonen hvis batteriene skal kunne

bistå med systemtjenester. Styringssystemer, omformere, frekvensregulatorer med mer må

inkluderes i totalkostnaden, og det er lite som tyder på at batteriteknologi kan konkurrere mot

f.eks. magasinert vannkraft og pumpekraft i Norden.

Det totale potensiale for automatisk forbruksstyring er stort, men teknologien er umoden og lite

utprøvd. Kostnadene for installasjon og drift av slike systemer er usikre, og antatt høye, samt at

innsparingspotensialet er marginalt med dagens markedsdesign da prisdifferansen i spotmarkedet

70 Rentzig, S. (2014) Solar Batteries Are Becoming Viable. http://www.solarenergystorage.org/en/solarbatterien-werden-wirtschaftlich/ (Hentet: 06. august 2015). 71 Nykvist B. og Nilsson M. (2014) Rapidly falling costs of battery packs for electric vehicles. http://www.nature.com/nclimate/journal/v5/n4/full/nclimate2564.html (Hentet: 06. august 2015). 72 EOS. http://www.eosenergystorage.com/products/ (Hentet: 06. august 2015). 73 Hanley S. (2015) Lithium-Ion Battery Manufacturing Breakthrough Could Cut Cost 50%. http://solarlove.org/24m-working-semi-solid-lithium-ion-battery (Hentet: 06. august 2015).

82

fra time til time i Norge er relativt stabil. Likevel vil det med AMS og elektriske kjøretøy kunne

utgjøre et bidrag på lokalt og regionalt nivå, men det antas at dette ikke påvirker sentralnettet i stor

grad. Det legges derfor lite vekt på forbrukerfleksibilitet i videre utredninger i denne rapporten.

Storskala energilager

I Norge finnes flere pumpekraftverk som er en av de

billigste metodene å lagre store mengder energi som

samtidig har stor installert effekt. Turbinen kan

kjøres begge veier og generatoren fungerer dermed

som en motor ved pumpedrift. Virkningsgraden for

et pumpekraftverk er i overkant av 80%, og de fleste

pumpekraft fungerer som sesonglagring av energi fra

sommer til vinter. I Norge og Norden er det få

pumpekraftverk i drift. Det største er Saurdal i

Rogaland med 640 MW installert effekt74. Når et

pumpekraft er i drift bidrar det med inertia til

systemet, og kan også bidra med primærreserver

hvis markedet tillater å by inn nedreguleringsbud

uten å tilby oppregulering.

Det ventes ikke å bli en storstilt utbygging av hurtigregulerbar pumpekraft i Norge da blant annet

prisdifferansen mellom natt og dag og overføringskapasiteten til kontinentet er for liten75.

Vedlegg 2: Støtteordning KUBE 201376 utredet en potensiell felles nordisk støtteordning for tilbud av rotasjonsenergi med

følgende karakteristikker:

- De nordiske systemansvarlige vil betale kraftprodusenter for sitt bidrag til roterende

masse. Støtten vil avregnes i etterkant av driftsdøgnet.

- Støttesatsen per enhet rotasjonsenergi bør settes i relasjon til hvor mye roterende masse

som er i systemet. Dette skyldes at marginalverdien er høyere når det er lite

rotasjonsenergi i systemet, og dermed burde satsen være høyere i slike tilfeller.

- Satsen bør beregnes per time slik at den reflekterer verdien av økt rotasjonsenergi i større

grad enn ved en lavere tidsoppløsning. Dette synliggjør den økte verdien av mer

rotasjonsenergi på for eksempel natten når tunge aggregat stanser drift på grunn av lav

etterspørsel og lav spotpris.

En støtteordning vil redusere sannsynligheten for lave mengder roterende masse da det gir

økonomiske incentiver for produsenter å tilby tjenesten, og verdien av tjenesten vil inngå i

analysene til produsentene når de byr seg inn i spotmarkedet. Ordningen vil også kunne føre til at

flere produsenter investerer i teknologi som bidrar med rotasjonsenergi. KUBE 2013 poengterer at

satsen bør gjøres kjent for produsentene så fort som mulig slik de kan danne seg best mulig korrekte

forventninger.

74 Fornybar.no. http://www.fornybar.no/andre-teknologier/elektrisitetslagring/pumpekraftverk (Hentet 6. august 2015). 75 Hende, A.L. (2014) Storskala pumpekraft. Masteroppgave, NTNU. 76 KUBE 2013 (2013) "Tilrettelegging for ny fornybar kraftproduksjon".

«Norge har regulerbar vannkraft og

vannmagasin med en kapasitet på

85TWh. Det tilsvarer 65% av vårt årlige

forbruk. Hvis man skulle kjøpe like mye

lagringskapasitet fra Teslas nye batterier,

ville regningen bli rundt 220.000

milliarder kroner, eller 30 oljefond. Selv

om kostnadene med batterier faller 90%

fra dagens nivå (til 3 oljefond), vil

vannkraftmagasin være mye billigere ved

lagring av store energimengder.»

–Jan Bråten, spesialrådgiver Statnett SF

83

I denne rapporten vurderes dette som et mindre hensiktsmessig alternativ enn å opprette et

rotasjonsmarked, med følgende argumentasjon;

Aktører har mulighet til å prognostisere mengde roterende masse i systemet for det neste

driftsdøgnet og hvor stor støtte som vil bli avregnet for dette, og deretter vurderes det opp mot

eventuelle tap ved å prise seg lavere inn i Elspot. Ordningen vil føre til mye spekulering da

produsentene hver for seg ønsker å tilby mest mulig roterende masse når de antar at prisen for

dette er høy. Dette vil mest sannsynlig øke de administrative kostnadene for aktørene, og være

forbundet med risiko hos aktørene da støttesatsen for tilbud av rotasjonsenergi avregnes i

etterkant. Dette kan føre til at produsentene krever en høyere støttesats for å by inn i spot enn hva

som er samfunnsøkonomisk optimalt for å kunne dekke behovet for rotasjonsenergi.

Siden støttesatsen avhenger av mengden rotasjonsenergi i systemet vil den være tilnærmet lik null

i tilfeller der det er store mengder roterende masse i systemet. I perioder hvor behovet for

rotasjonsenergi er høyt vil satsen også være høyere, men det eliminerer nødvendigvis ikke

problemet. Hvis det en time er kritisk lite roterende masse i systemet, vil produsenter i ettertid

opplyses om høy støttesats. Da produsentene er låst til sine produksjonsplaner i driftstimen har de

ikke mulighet til å agere på prissignalet. I tillegg vil det i situasjoner hvor der det er lav, men

tilstrekkelig mengde rotasjonsenergi, føre til unødvendig høy støttesats, og dermed kan løsningen

fort blir svært kostbar for systemansvarlig. En slik ordning vil ikke gi aktørene korrekt prissignaler,

eller handlingsrom til å agere i, ei heller være kostnadseffektiv for systemansvarlig.

Statnett SFNydalen Allé 33, 0484 OsloPB 4904 Nydalen, 0423 OSLOTelefon: 23 90 30 00Faks: 23 90 30 01firmapost@statnett.no