1. No category

MARKEDSLØSNINGER FOR
NESTE GENERASJON KRAFTSYSTEM
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
3
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
4
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
5
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.
6
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
produksjonsprognoser, feil på kabler eller utfall av produksjon.
upresise
forbruks-
og
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.
7
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.
8
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
9
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
10
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".
Forskrift om systemansvar (2002) FOR-2002-05-07-448 § 4b, 4c og 4d.
4 Hope, Einar (2006). Kraftmarkedet - fungerer det?.
3
11
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
6
THEMA Consulting Group (2015) "Capacity adequacy in the Nordic electricity market".
Elforsk (2014) "Further Development of Elspot. New order formats and changes in market design".
12
Vurderingskriterium
Bidrag til systembalansen
Vurdering
+
+
+
Kostnad
+
+
-
Klimamål
+
+
Kompleksitet
+
+
+
Anbefaling
Kan markedsjusteringen bidra til å redusere ubalanser?
Kan markedsjusteringen sikre tilstrekkelige nivåer av
reserver?
Kan markedsjusteringen sikre tilstrekkelige mengder
rotasjonsenergi?
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?
Er markedsjusteringen forenelig med internasjonale og
nasjonale klimaambisjoner?
Legger markedsjusteringen til rette for markedsdeltagelse
fra miljøvennlige kraftprodusenter?
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?
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".
13
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.
14
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.
Figur 1: Utviklingen av frekvensavvik fra 1996 til juni 2013, angitt med antall minutter utenfor 49,9 - 50,1 Hz pr. uke.
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)".
15
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.
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 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.
Figur 2: Figuren viser hvordan reserver og rotasjonsenergi vil være med på å stabilisere systemet etter en feil.
16
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]:
1
𝑅𝑜𝑡𝑎𝑠𝑗𝑜𝑛𝑠𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖 = 𝑚𝑟 2 ω2 [𝑊𝑠]
2
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
[𝑟𝑎𝑑/𝑠]
𝑎𝑛𝑡𝑎𝑙𝑙 𝑚𝑎𝑔𝑛𝑒𝑡𝑖𝑠𝑘𝑒 𝑝𝑜𝑙𝑒𝑟 × 𝜋
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".
17
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
Faktaboks 2 - H-konstant
responsen utarter seg. Det er ikke tilfellet med
H-konstanten sier noe om rotasjonsenergivanlig rotasjonsenergi viss respons er utelukkende
bidraget fra et kraftverk, og bestemmes utfra
styrt av fysiske lover. Med syntetisk
kraftverkets design, vekt og mekanisk hastighet.
rotasjonsenergi kan aktører som ikke bidrar med
H-konstanten til et kraftverk er gitt ved:
konvensjonell rotasjonsenergi, som for eksempel
𝑊
vindkraft og likestrømsforbindelser, bidra til å
𝐻=
[𝑠]
𝑆𝑅
motvirke frekvensendringer.
hvor 𝑊 er rotasjonsenergi ved 50 Hz og 𝑆𝑅 er
Vindkraft er indirekte koblet til nettet. Man kan ved
den nominelle effekten til kraftverket.
hjelp
av
en
kontrollmodul
detektere
H er gitt i sekunder og beskriver hvor lenge
systemfrekvensen og bruke den kinetiske energien
generatoren kan levere nominell effekt når
som er lagret i vindturbinen til å mate inn mer aktiv
rotasjonsenergien er lik W.
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".
18
Stokastiske (tilfeldige) ubalanser
Stokastiske ubalanser er ubalanser som skyldes tekniske feil og andre plutselige og uforutsigbare
hendelser i driften, herunder:
Usikkerhet i prognosene for Forbruket avviker fra prognoser, og ny teknologi (som elforbruk
biler
og
induksjonsovner)
fører
til
større
forbruksvariasjoner over timen.
Usikkerhet i prognosene for Produksjon avviker fra prognosene grunnet f.eks. usikre
produksjon
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
Figur 4: Frekvensavvik ved differanse mellom forbruk og produksjon.
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.
19
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.
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
Energimarkedene: Elspot og Elbas
Figur 5: Budområdene i Nord Pool Spot bidrar til å klarere priser som tar hensyn til begrensningene i nettet.
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.
20
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.
21
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
Faktaboks 4: Systemkrav
et døgnmarked. Statnett handler i ukesmarkedet for å
sikre tilstrekkelig primærreserver før markedsklarering i
Systemkrav for FCR-N i Norden er 600
MW
der Norges andel er mellom 205-210
Elspot. Handelen i døgnmarkedet foregår etter klarering i
MW. Kravet for FCR-D er 1200 MW i
Elspot og dekker resterende behov inkludert
Norden der Norges andel er rundt 350
utvekslingsønsker
fra
andre
TSOer.
MW.
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).
Statnett (2013) "Vilkår for tilbud, aksept, rapportering og avregning i Marked for primærreserver".
15 Statnett (2014) "SMUP 2014-20".
14
22
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.
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.
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
Faktaboks 6: Prissetting i
regulerkraftmarkedet
felles nordisk liste og aktiveres i henhold til
prisrekkefølge der den billigste reguleringsressursen

Regulerkraftprisene fastsettes per
benyttes først, og alle budgivere mottar marginalprisen.
Elspotområde.
Faktaboks 6 gir en mer detaljert beskrivelse av

En regulering må ha vart i mer enn
ti minutter av timen for å være
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 (payas-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.




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.
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).
23
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 RKprisen 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 enprissystemet.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
Faktaboks 7: RKOM Høykvalitet og RKOM
å garantere at de deltar i RK med oppreguleringsbud, enten
Med Begrensninger
gjennom oppkjøring av produksjon eller nedkjøring av
I RKOM-markedet tilbys to ulike produkter:
forbruk. Statnett sikrer opsjonene i RKOM-sesong og
"RKOM Høykvalitet" er uten begrensninger
på varighet eller hviletid, mens "RKOM Med
RKOM-uke. I RKOM-sesong kjøper Statnett opsjoner for
Begrensninger" kan inneholde
hele den forventede vintersesongen. Vintersesongen er en
begrensninger på varighet og opptil 8
høylastperiode med høye Elspotpriser som gjør at
timers hviletid. Hviletid innebærer at en
tilbyder som får aktivert et bud får en pause
produsenter har incentiv til å produsere maksimal effekt
før neste bud kan bli aktivert.
uten mulighet til ytterligere oppregulering. Kjøp av
opsjoner i RKOM-uke tas ut fra en vurdering av
17
18
Ekspertutvalget om driften av kraftsystemet (2010) "Flere og riktigere priser – Et mer effektivt kraftsystem".
Forskrift om måling, avregning og samordnet opptreden ved kraftomsetning og fakturering av nettjenester § 5.2.
24
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 TSOene 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.
25
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.
26

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 (HVDCkabler). 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".
27
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 ikkeregulerbare 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".
ENTSO-E (2014) Market Design Policy Paper.
https://www.entsoe.eu/Documents/Publications/Position%20papers%20and%20reports/140915_Market_Design_Polic
y__web.pdf (Hentet: 10. juli 2015).
23
28
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.
29
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".
30
beregner og bestiller produksjonsflytting vurderes på sikt. Dette vil føre til mindre manuelt arbeid
for landssentralen og vil kunne optimalisere prosessen.
Figur 10: Med produksjonsflytting kan systemansvarlig utsette eller fremskynde planlagt produksjon inntil 15 minutter.
Dette bidrar til å redusere de strukturelle ubalansene.
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.
31
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 RKbud 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
Bidrag til
systembalansen
Kostnader
Klimamål
Kompleksitet
Anbefalinger
Vurdering
+ Effektiviserer håndtering av strukturelle ubalanser.
+
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.
+ Forbedret håndtering av strukturelle ubalanser legger til
rette for ny fornybar produksjon og utenlandshandel, som
er i samsvar med Norges og EUs klimamål.
- 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).
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".
32
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".
ENTSO-E (2014) "Market Design Policy Paper".
30 Elforsk (2014) "Further development of Elspot".
29
33
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
Bidrag til
systembalansen
Kostnad
Klima
Kompleksitet
Anbefalinger
Vurdering
+ Reduserer strukturelle ubalanser.
+ Mer detaljert informasjon om produksjon og forbruk gjør det
enklere for Statnett å justere for ubalanser.
- Det må påregnes noe kostnader for tekniske oppgraderinger.
+ Reduksjon av ubalanser bidrar til reduserte systemkostnader.
+ Ved å redusere strukturelle ubalanser kan fornybar energi
bedre integreres uten at driftssikkerheten svekkes for mye.
- Vil føre til flere kalkulasjoner og målinger.
- Må harmoniseres på nordisk nivå.
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 34 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".
34
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
Kompleksitet
+
Kan gi bedre
kraftprodusenter.
-
Anbefalinger
konkurransevilkår
for
uregulerbare
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.
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".
35
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 pris 35. 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".
Kristian Lund Bernseter, (07.08.15), korrespondanse på e-post
35 Elforsk, Further development of Elspot
34
36
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 toprisavregningen. 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
Bidrag til
systembalansen
Kostnad
Vurdering
+
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.
+
-
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.
37
-
-
Anbefalinger
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
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.
38
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".
Statnett (2014) "SMUP 2014-20".
38 Lindberg E. (2014) "Automatisk frekvensregulering i det nordiske kraftnettet", NEF Teknisk møte 2014.
37
39
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
-
Anbefaling
Liten effekt.
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".
40
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 RKOMnedregulering 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
Forsyningssikkerhet
Vurdering
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.
41
Klimamål
+
+
-
Anbefalinger
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.
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 ITsystemer 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 FRRA 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"
"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".
41
42
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".
"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
43
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
+
+
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
Anbefalinger
Øker tilgangen til reserver.
Mer bruk av FRR-A kan forbedre frekvenskvaliteten.
+
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.
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.
44
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 nedreguleringsressurser 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 vindog 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.
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.
47
Statnett (2014) "SMUP 2014-20".
45
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".
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".
49
46
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".
47
Vurderingskriterium
Vurdering
Forsyningssikkerhet
+
+
+
Kostnader
-
Kompleksitet
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.
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.
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
balansemarkedet. Kan gjøre utbygging mer lønnsomt.
-
Anbefalinger
FCR-N nedregulering bør
primærreservemarkedene.
vurderes
som
nytt
produkt
i
i
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
48
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.
49
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.
FCR vs inertia 2015-01-19-NTNU, Bakken & Jansson.
55 Presentasjon av Niklas Modig (SVK) for Statnett 2. juni 2015.
54
50
Figur 12: Estimerte verdier av rotasjonsenergien i Sverige, Finland og Norge for perioden 20092015.
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".
51
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.
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.
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.
H-konstant/produksjonstype
HVDC
Vind
Småkraft (vann)
Vann
Termisk
Atomkraft
0
2
4
6
8
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.
52
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.
Ingebregsten, E. og Glimsdal Johansen, T. H. (2014). The Profitability of Pumped Hydro Storage in Norway.
Masteroppgave, Norwegian School of Economics (NHH).
59
53
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.

60
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.
ABB (2014) "ABB Review: Special report 60 years of HVDC".
54
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-planerat1181229 (Hentet: 06. august 2015).
62 World Nuclear News (2015). http://www.world-nuclear-news.org/NN-TVO-to-miss-Olkiluoto-4-licence-applicationdeadline-1305154.html (Hentet: 06. august 2015).
55
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).
56
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.
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).
65
57
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 RKmarkedet 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 RKbud 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.
58
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.
59
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".
60
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:
61
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
62
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).
63
Figur 16: Klarering av rotasjonsmarkedet (venstre) og Elspot (høyre).
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 (P1R). Lav funksjonalitet er reflektert ved høye
marginalkostnader av å tilby rotasjonsenergi (S2R), og markedet klareres til høy rotasjonspris (P2R).
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.
64
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 P2RE2RE1RP1R
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).
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%.
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.
65
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.
66
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.
67
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.
68
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.
69
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.
70
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.
71
-
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.
72
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
+
+
-
Kompleksitet
-
Anbefalinger
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.
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.
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.
73
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.
74
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.
75
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.
76
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.
77
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
78
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 kraftog 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
79
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.
80
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/solarbatterienwerden-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/24mworking-semi-solid-lithium-ion-battery (Hentet: 06. august 2015).
81
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.
«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
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 liten 75.
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".
82
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.
83
Statnett SF
Nydalen Allé 33, 0484 Oslo
PB 4904 Nydalen, 0423 OSLO
Telefon: 23 90 30 00
Faks: 23 90 30 01
[email protected]