Verdiskapingsrapport endelig
Verdiskapingsrapport 2016 Systemdrifts- og markedsutvikling Forord Kraftsystemet gjennomgår en stor omstilling som gir både utfordringer og muligheter. Økt andel uregulerbar fornybar energi, markedsintegrering i Europa og en betydelig større utvekslingskapasitet ut av det nordiske synkronområdet gir et behov for nye løsninger innenfor systemdrift og marked for å kunne opprettholde en sikker drift av kraftsystemet. Samtidig åpner det seg nye muligheter for økt verdiskaping fra grenseoverskridende handel og mer effektiv bruk av de norske kraftressursene. Norge er i en særstilling som eksportør av fleksible energiressurser gjennom et nett påvirket av flaskehalser. Det er derfor behov for å ha fokus på driftssikkerhet i utviklingsarbeidet, samtidig som det jobbes for å realisere potensialet for norsk verdiskaping. Vi har et godt samarbeid med bransjen og myndigheter om systemdrifts- og markedsutvikling. Dette er spesielt viktig når det skal utvikles europeiske løsninger, hvor det er vesentlig lettere å få gjennomslag for våre syn i Europa om vi står samlet. I denne rapporten ønsker vi å gi et innblikk i hvordan systemdrifts- og markedsutvikling bidrar til norsk samfunnsøkonomisk verdiskaping, ved å presentere verdiestimater på flere av våre prosjekter. Mye av verdipotensialet vi estimerer er relatert til tiltak som bringer kraftmarkedene nærmere fysikken og skaper større markeder for norske aktører. Verdiestimatene reflekterer effekten av prosjektene isolert sett, og resultatene kan være avhengig av at andre tiltak har blitt implementert. Verdiestimatene i rapporten er basert på modellsimuleringer, statistisk analyse av resultatene i dagens kraftmarkeder og våre forventninger til fremtidig utvikling sammenlignet med etablerte markeds- og driftsløsninger. Selv om det er stor usikkerhet knyttet til verdiestimatene presentert i rapporten, vurderer vi konklusjonene som robuste. Godt markedsdesign er viktig for å håndtere endringene vi ser i kraftsystemet. Gjennom planlagte tiltak vil vi både sørge for en systemdrift med høy kvalitet og åpne opp nye muligheter for norske, fleksible energiressurser. Prosjektene presentert i denne rapporten utgjør en del av en omfattende tiltaksportefølje som er videre beskrevet i Statnetts Systemdrifts- og markedsutviklingsplan (SMUP) 2014-20. En oppdatert SMUP som beskriver Statnetts oppgaver knyttet til systemansvaret, sentrale forhold i dagens systemdrift, konsekvensene av endringer fremover og prioriterte tiltak, skal publiseres i 2017. I påvente av dette vil en egen tiltaksplan for de neste fem årene publiseres i juni 2016. Oslo, juni 2016 Øivind Kristian Rue Konserndirektør Drift og Marked Verdiskapingsrapport 2016 Innhold 1. Finere tidsoppløsning ..................................................................................................... 2 2. Mindre tap på kabler....................................................................................................... 5 3. Mer effektiv fastsettelse av handelskapasitet .................................................................. 6 4. Bedre kraftsystemdata.................................................................................................... 8 5. Større markeder for balansering ....................................................................................10 6. Smartere innkjøp av balansekapasitet ...........................................................................14 7. Deltakelse i britisk kapasitetsmarked .............................................................................17 8. Likvide finansielle markeder ..........................................................................................18 1 1. Finere tidsoppløsning Tidsoppløsningen i markedet er viktig for handelsverdien av norsk fleksibilitet, tilgjengelig handelskapasitet, korrekte prissignaler, mengden strukturelle ubalanser og hvordan planlagte endringer i produksjon og forbruk konsentreres. En finere tidsoppløsning, som 15-minutters markedsprodukter og ubalanseavregning, vil gi betydelige gevinster. Norsk verdi ved å innføre dette kan være over 100 MNOK per år når de nye likestrømsforbindelsene til Tyskland og Storbritannia er på plass. Dagens timesoppløsning i markedene fører til ubalanser Kraftmarkedene er systemansvarliges viktigste virkemiddel for å understøtte det fysiske behovet for momentan balanse mellom produksjon, forbruk og utveksling. Ubalanser oppstår allikevel innenfor hver enkelte time siden profilene på endringer i produksjon, forbruk og kraftflyt over likestrømsforbindelser er ulike. Økt overføringskapasitet, større produksjons- og flytendringer og mer uforutsigbar kraftproduksjon vil, uten tiltak, gi økte ubalanser i systemet som vil svekke driftssikkerheten. En slik utvikling er ikke akseptabel. Markedet må nærmere fysikken Innføring av en finere tidsoppløsning i markedet vil redusere avviket mellom produksjonsplanene og faktisk forbruk. Dette gir en bedre allokering av nett- og produksjonsressurser, og reduserer behovet for tiltak i driftstimen, f.eks. bruk av balansetjenester1 og produksjonsflytting. Mindre ubalanser, bedre planer og økt handel Handelsverdi av norsk fleksibilitet Energihandel med finere tidsoppløsning vil i større grad synliggjøre verdien av fleksibilitet, én av styrkene til den norske vannkraften. En sammenlikning av norske og tyske energipriser (Tyskland har 15-minutters oppløsning i intradagmarkedet) i mars 2016 viser at den effektive prisforskjellen øker i timer der forskjellen mellom timesprisene er liten. På årsbasis utgjør denne økte prisforskjellen en økning i marginal handelsverdi på omtrent 1 euro per MW per time. Dersom det kunne handles 200 MWh per time med kvartersprodukter, ville den norske merverdien vært nesten 10 MNOK per år i forhold til handel med timesprodukter. I 2021, med flere likestrømsforbindelser og flere timer med liten prisforskjell, kan samlet norsk merverdi ved handel med kvartersoppløsning være over 20 MNOK per år. Verdien kan bli enda større dersom handelen med kvartersprodukter utgjør en større andel av totalt handelsvolum. 1 Balansetjenester (også kalt reserver) kan bestå av reservasjon av kapasitet og aktivering av energi. 2 Verdiskapingsrapport 2016 Figur 1 Økning i marginal handelsverdi ved handel med kvartersprodukter mellom Norge og Tyskland, basert på markedsprisene i mars 2016. Vi kan oppnå mer handelskapasitet på likestrømsforbindelsene Det nordiske kraftsystemet har stor handelskapasitet over likestrømsforbindelser. Endring av kraftflyten på disse forbindelsene gir utfordringer for balanseringen av kraftsystemet, og det er derfor innført begrensinger på flytendring fra en time til den neste (ramping) for å ivareta driftssikkerheten. I dag er denne grensen på 600 MW per time på alle likestrømsforbindelser ut av det nordiske synkronområdet. Restriksjonen fører til at tilgjengelig handelskapasiteten reduseres i timer der markedet ønsker å endre kraftflyten. De nordiske TSOene planlegger flere nye likestrømsforbindelser ut av det nordiske synkronsystemet. Siden rampingbegrensingene ikke bare skyldes lokale forhold, men også forhold i det nordiske synkronsystemet som helhet, kan flere likestrømsforbindelser gjøre det nødvendig å redusere grensen til nærmere 400 MW per time. Finere tidsoppløsning legger til rette for at flyten også vil kunne endres fra et kvarter til et annet. På denne måten vil en større andel av timen kunne brukes til flytendringer, og mer handelskapasitet vil gjøres tilgjengelig. Verdien av å kunne øke den effektive endringstakten på likestrømsforbindelsene fra en mulig redusert grense på 400 MW per time til 1200 MW per time i 2021 kan være betydelig. Basert på markedssimuleringer anslår vi den norske gevinsten av raskere flytendring til omtrent 50 MNOK per år i 2021 for de eksisterende og planlagte likestrømsforbindelsene. Reduksjon i strukturelle ubalanser Sikker drift av kraftsystemet forutsetter at det er momentan balanse mellom forbruk og produksjon. Siden planene for produksjon eller endringene på kablene ikke nødvendigvis følger forbruksendringene gjennom timen, for eksempel om morgenen når forbruket stiger jevnt, oppstår det strukturelle ubalanser. Disse ubalansene kjennetegnes ved at de er energinøytrale over timen, slik at de ikke fremstår som aktørubalanser, men de krever aktivering av balanseenergi. De strukturelle ubalansene kjennetegnes også ved at de er forutsigbare. Morgentimene begynner med et produksjonsoverskudd, og ender med et produksjonsunderskudd, mens det er omvendt om ettermiddagen. Finere tidsoppløsning i energimarkedene vil forplikte markedsaktørene til å være i balanse per kvarter istedenfor per time, og vil forbedre prissignalene dersom de balanseansvarlige aktørene også avregnes for energiavvik per kvarter. Dette vil gi bedre samsvar mellom kostnaden som påføres systemet ved ubalanser, og ubalanseprisen som betales av den enkelte markedsaktøren. Ved å sikre at planlagt forbruk tilsvarer planlagt produksjon også innenfor hvert kvarter vil finere tidsoppløsning i energimarkedene redusere behovet for aktivering av balanseenergi. Dette vil både frigjøre kraftressurser til å delta i andre markeder og sikre at mer av balansekapasiteten er tilgjengelig ved feilhendelser som kan påvirke driftssikkerheten. 3 Den direkte samfunnsøkonomiske verdien av å innføre finere tidsoppløsning i energimarkedene, ved at mindre balanseenergi aktiveres, anslås til 15-20 MNOK per år i dag. Samtidig forventes det at mer uregulerbar fornybar kraft og større endringer i import- og eksportvolumer, vil øke de strukturelle ubalansene. Større prisvolatilitet i energimarkedene gir også større variasjon i prisene for balansetjenester. Til sammen gjør dette at gevinsten ved å innføre kvartersoppløsning i energimarkedene kan være 50 MNOK per år i 2021. Alternative tiltak for å redusere de fremtidige strukturelle ubalansene til et akseptabelt nivå, som økt volum automatiske balansetjenester, kan være vesentlig dyrere. Dette er ikke tatt hensyn til i verdiestimatet. Mindre konsentrasjon av produksjonsendringer Siden kraftmarkedet er inndelt i timesblokker, vil mange av endringene i produksjonsvolum skje ved overgangen fra én time til den neste. Dette gjør driften av kraftsystemet spesielt krevende i minuttene rundt timeskift. Blant annet utfordres balansen i systemet, som vises ved at systemfrekvensen avviker fra normalverdien på 50 Hz. Finere tidsoppløsning vil ha en gunstig effekt på systemdriften ved å spre de planlagte endringene, slik at disse ikke lenger konsentreres ved timeskiftet. Figur 2 Gjennomsnittlig systemfrekvens en representativ dag (15.4.2016). Frekvensavviket øker markant i timeskiftet som følge av økte ubalanser. Statnetts prosjekter Finere tidsoppløsning i markedene Det pågår et felles nordisk prosjekt som skal vurdere og utarbeide et konsept for finere tidsoppløsning i markedene for energi og balansetjenester i Norden. Viktige drivere for dette arbeidet er driftssikkerhet og verdiskaping, men også nytt europeisk regelverk for kraftsektoren. For Norge er finere tidsoppløsning i markedene viktig for å sikre effektiv bruk av nye likestrømsforbindelser. Det skal i løpet av 2016 utarbeides et konkret forslag til konsept. En kost/nytte-analyse skal gjennomføres innen Q3 2016. Valg av konsept forventes ila Q2 2017 og vil være i henhold til nye europeiske retningslinjer for kraftmarkeder. Vi vurderer det som sannsynlig med en trinnvis implementering av konseptet, og en tilstrekkelig løsning må være implementert innen Q2 2019. Kontinuerlig ramping Det pågår et arbeid i regi av ENTSO-E for å få en europeisk aksept for kontinuerlig ramping av likestrømsforbindelser. En slik ramping vil kunne tillate større flytendringer mellom synkronsystemene fra en time til den neste ved at rampingen skjer gjennom hele timen. Prosjektet har en overordnet fremdriftsplan om å få en generell europeisk aksept i ENTSOEs driftskomite og markedskomite i løpet av 2016. Før dette skal det gjennomføres en pilot på Skagerrakforbindelsen for å teste konseptet og avdekke tidligere ikke-identifiserte problemstillinger. Piloten forventes gjennomført i Q3 2016. 4 Verdiskapingsrapport 2016 2. Mindre tap på kabler Ved å ta hensyn til overføringstapene i markedsalgoritmen vil handelen over likestrømsforbindelsene effektiviseres. Ved å sikre at kraft ikke overføres med mindre det er en reell gevinst kan vi oppnå en norsk gevinst på 20 MNOK per år. Denne verdien kan øke i takt med både kabelkapasitet og energipriser til over 100 MNOK per år i 2021. Økonomiske tap ved utenlandshandel Overføring av kraft medfører tap av energi. På de norske likestrømsforbindelsene er tapet på mellom tre og fem prosent. Tap av energi ved overføring av kraft er tidligere ikke blitt tatt hensyn til i kapasitetsallokeringen i energimarkedene. Det vil si at det overføres kraft selv om handelsinntekten er mindre enn kostnaden ved å kjøpe energitapene. Dette gir et samfunnsøkonomisk tap. Slike situasjoner oppstår oftere som følge av ny kabelkapasitet og at prisforskjellene mellom land blir mindre. Håndtering av tap i markedsalgoritmen gir en bedre kapasitetsutnyttelse Ved å ta hensyn til tapet i markedsalgoritmen, oppnås en handelsløsning som er mer samfunnsøkonomisk effektiv. Handel av kraft forutsetter da at prisforskjellen er stor nok til å dekke kostnaden ved energitapet på kabelen, slik at man sikrer en samfunnsøkonomisk gevinst av handelen. Markedssimuleringer indikerer at totalt samfunnsøkonomisk overskudd øker med 45 MNOK per år, der norsk andel er omtrent 20 MNOK per år, dersom markedsalgoritmen tar hensyn til krafttap i kapasitetsallokeringen. Simuleringene baserte seg på handelskapasitet og budkurver slik de var i 2014, før idriftsettelsen av Skagerrak 4. Fra simuleringsperioden og til 2021 vil norsk kabelkapasitet mer enn tredobles på grunn av de nye forbindelsene til Danmark, Tyskland og Storbritannia, med mulighet for tilsvarende økning i den samfunnsøkonomiske gevinsten. Den mulige gevinsten ved å ta hensyn til energitapet vil også øke proporsjonalt med energiprisen. Mulig gevinst i 2021 anslås derfor å være over 100 MNOK per år. Statnetts prosjekt Statnett har lenge arbeidet for at overføringstap på norske likestrømsforbindelser skal tas hensyn til i elspotmarkedet. En slik løsning ble innført på NorNed i november 2015. I 2016 gjennomfører vi en analyse sammen med de andre nordiske TSOene som skal beregne lønnsomheten ved å ta hensyn til energitap på resten av de nordiske likestrømsforbindelsene. 5 3. Mer effektiv fastsettelse av handelskapasitet Et energimarked som i større grad tar hensyn til de fysiske begrensingene i kraftsystemet bidrar til bedre forutsigbarhet for systemansvarlig i planfasen, og bedre bruk av nettkapasitet og produksjonsressurser. Flytbasert markedskobling kan derfor gi en nordisk samfunnsøkonomisk gevinst på 100 MNOK per år. Avvik mellom marked og fysikk gir usikkerhet I dagens energimarked begrenses handelskapasiteten mellom elspotområder for å ivareta driftssikkerheten. Den fysiske kraftflyten er imidlertid ikke bare begrenset av de definerte handelskorridorene, men også av enkeltkomponenter som linjer og transformatorer. I tillegg allokeres ikke markedsflyten etter de samme prinsippene som styrer den fysiske kraftflyten i nettet. Det oppstår derfor avvik mellom markedsflyten og den fysiske kraftflyten som realiseres i driftstimen. I planfasen gir disse forholdene usikkerhet om hvilken flyt som faktisk realiseres, med konsekvens at nettkapasiteten ikke alltid kan brukes fullt ut, eller på beste måte. I fremtiden vil mer vindkraft i det nordiske synkronområdet, sammen med en stor økning i overføringskapasiteten mot kontinentet og nye kraftlinjer, øke kompleksiteten i kapasitetsfastsettelsen. Med dagens drift- og markedsløsninger vil avvikene mellom markedsresultater og fysisk kraftflyt øke. Den økte usikkerheten skal ikke utfordre driftssikkerheten. Konsekvensen kan derfor bli at en mindre andel av nettkapasiteten kan gjøres tilgjengelig for energimarkedene enn i dag, selv om den totale kapasiteten øker. Et markedet nærmere fysikken gir store effektivitetsgevinster Dersom kraftmarkedet i større grad tar hensyn til de fysiske egenskapene til kraftnettet, vil man få markedsresultater med kommersiell flyt som er i bedre samsvar med den fysiske flyten. Dette vil medføre at Statnetts drift av kraftnettet blir sikrere enn før, og at vi kan oppnå en mer effektiv utnyttelse av eksiterende nett og produksjonsressurser. Nye verktøy gir bedre underlag til drift- og planverktøy En felles nettmodell gir bedre beslutningsgrunnlag De nordiske TSOene utvikler et system for felles nettmodeller, som vil gi grunnlag for flere forbedringer av drift- og planleggingsoppgaver. Dette gjelder revisjonskoordinering, kapasitet til elspot- og intradagmarkedet, driftssikkerhetsanalyser og langtidsplanlegging. Ved bruk av én felles nettmodell for Norden, sammensatt av nasjonale nettmodeller, sikrer man en bedre koordinering mellom de systemansvarlige og en mer effektiv 6 Verdiskapingsrapport 2016 kapasitetsfastsettelse og flaskehalshåndtering mellom prisområdene. Nettmodellen er også en forutsetning for å implementere flytbasert markedskopling (se neste avsnitt). Flytbasert markedskopling gir en mer effektiv kapasitetsfastsettelse Ved flytbasert markedskopling i elspotmarkedet får aktørenes egne vurderinger, gitt av budprisene, større betydning for hvordan nettkapasiteten fordeles på ulike handelskorridorer. Markedsløsningen blir dermed mindre påvirket av Statnetts prognoser, og lener seg mer på kunnskapen til de enkelte markedsaktørene. Ved at flere handelsmuligheter gjøres tilgjengelig kan den fysiske nettkapasiteten utnyttes på en mer effektiv måte. Samtidig vil det blir et bedre samsvar mellom kommersiell og fysisk flyt, som reduserer usikkerheten i kapasitetsfastsettelsen. Bedre samsvar mellom kommersiell og fysisk flyt er spesielt viktig der kraften kan ta mange veier, som mellom Øst-Norge og Midt-Norge, og Nord-Norge og Sverige. Den nordiske verdien av å innføre flytbasert markedskobling er anslått til omtrent 100 MNOK per år i dag. Statnetts prosjekter Common Grid Model Arbeidet med Statnetts bidrag til en felles europeisk nettmodell (Common grid model, CGM) startet høsten 2013. Prosjektet skal utvikle en løpende oppdatert nasjonal nettmodell til bruk i felles nordiske og europeiske nettanalyser. Bruksområdet gjelder i alle tidshorisonter, fra årsplanlegging til intradag. Prosjektet omfatter også det nordiske samarbeidet innenfor utvikling og bruk av CGM, og er en forutsetning for flytbasert markedskopling i Norden. En første versjon av systemet for driftssikkerhetsberegninger for neste dag skal være tilgjengelig for testing ved utgangen av 2016. Innføring av flytbasert markedskopling i Norden I Norden startet arbeidet med flytbasert markedskopling gjennom et felles nordisk TSOprosjekt høsten 2012. Prosjektet har etablert en prototype for flytbasert kapasitetsangivelse, og foretar ukentlige markedssimuleringer av et flytbasert elspotmarked ved bruk av den ordinære markedsalgoritmen. Prosjektet har startet arbeidet med å spesifisere krav til et profesjonelt IT-verktøy for flytbasert kapasitetsangivelse. Det vil ikke bli avgjort om flytbasert markedskopling skal implementeres i Norden før dette verktøyet er ferdig testet. 7 4. Bedre kraftsystemdata Kraftsystemdata med god kvalitet er viktig for en effektiv og sikker systemdrift. Bedre informasjon vil blant annet føre til redusert tidsbruk på løpende driftsoppgaver og en mer effektiv beregning av tilgjengelig overføringskapasitet i nettet. Statnett har lansert en webportal for innmelding av kraftsystemdata, som bidrar til bedre datakvalitet og mer effektivt samarbeid med konsesjonærene. En presset systemdrift har behov for mer informasjon og bedre kontroll Kraftsystemdata benyttes i dag av systemansvarlig blant annet som grunnlag for investeringsanalyser, fastsettelse av overføringskapasitet i nettet og koordinering av driftsstanser. Endringene i kraftsystemet øker behovet for kraftsystemdata med god kvalitet. Eksempelvis gir den høye utkoblingsaktiviteten i kraftsystemet behov for å optimalisere behandlingsprosessene og forbedre koordinering og gjennomføring av driftsstanser. Stadig høyere nettutnyttelse, større utvekslingskapasitet og økende andel uregulert produksjon presser grensene for hva som er mulig med dagens driftsverktøy og informasjonstilgang. Videre vil behovet for korrekte og kvalitetssikrede data fra konsesjonærene bli enda viktigere i fremtiden når driften av kraftsystemet i økende grad blir automatisert. Økt datakvalitet effektiviserer utøvelsen av systemansvaret Bedre beslutningsunderlag Fullstendige kraftsystemdata med god kvalitet vil gi bedre underlag for analyser og beslutninger i den løpende driften samt. Bedre datakvalitet vil heve kvaliteten på regionale kraftsystemutredninger og bidra til at vi kan sette mindre risikomarginer i driften. Et eksempel er termiske strømgrenser, som sammen med modellering av impedanser og dynamisk respons, er viktig for å sette riktig overføringskapasitet i nettet til kraftmarkedene. Realisere nye drifts- og markedsløsninger God kvalitet på data er også avgjørende for å kunne innføre mer effektive og automatiserte prosesser i driften. Automatiserte prosesser er en forutsetning for å kunne håndtere økt markedsintegrering og en mer kompleks systemdrift. Korrekte data for produksjonsanlegg er spesielt viktig for kommende felleseuropeiske initiativ, som etablering av en felles nettmodell og innføring av flytbasert markedskopling. 8 Verdiskapingsrapport 2016 Effektivisere arbeidsprosesser Statnett jobber på flere områder med å effektivisere våre arbeidsprosesser. Tilgang på kraftsystemdata med god kvalitet vil ha stor nytteverdi for Statnett i form av reduserte kostnader til vedlikehold av data og bedre grunnlag for analyser av viktige drifts- og investeringsbeslutninger. Blant annet vil det redusere behandlingstiden for godkjenning av kraftsystemdata og gi aktørene en bedre oversikt over hvilke systemdata de har gitt til Statnett. Videre vil Statnetts tidsbruk på å analysere konsekvenser av driftsstanser og forberede gjennomføringen av driftsstanser reduseres. Statnetts prosjekt Fosweb – webportal for innmelding av kraftsystemdata, driftsstans og feilrapportering Fosweb er en felles nettportal for konsesjonærer og Statnett for koordinering av inngrep i kraftsystemet. Denne portalen erstatter tre ulike portaler og registre der konsesjonærer søker om driftsstans, rapporterer inn feil og melder inn endringer av kraftsystemdata. Disse tre sentrale dialogene mellom systemansvarlig og konsesjonær har til felles at de er nedfelt i forskrift om systemansvaret (fos). Den nye portalen er viktig for å sikre at prosesser gjøres i henhold til fos, at berørte arbeidsprosesser er mest mulig tidseffektive, og at data og saksunderlag er av best mulig kvalitet. Portalen ble lansert for overføringsgrenser i 2014, transformatordata i 2015, og vil gradvis utvides med mer informasjon. Erfaringene så langt er svært positive. Flere feil i anleggsdata er korrigert, som får betydning for driften av kraftsystemet og overføringskapasiteten i markedet. Det er også oppdaget feil som, dersom de var rapportert tidligere, ville forhindret opp mot 20 MNOK i spesialreguleringskostnader, og andre feil som har redusert sannsynligheten for bruk av systemvern. Portalen er tatt i bruk på driftssentralene hos nettselskaper – en gevinst som ikke var forutsett. Konsesjonærene melder om økt bevissthet rundt kvaliteten på anleggsdata. For Statnett vil portalen redusere behandlingstiden for godkjenning av kraftsystemdata, redusere tidsbruk på å analysere konsekvenser av driftsstanser og forberede gjennomføringen av driftsstanser. Vi forventer også at andel driftsstanser som er innmeldt innen fristen øker fra dagens nivå. I dag er fristen tre uker før start. Figur 3 Korreksjon av overføringsgrenser i Statnetts driftsentralsystem etter bekreftelse i Fosweb. Verdiene viser prosentmessig endring for overføringsgrensen ved kortvarig overlast. 9 5. Større markeder for balansering Norge er i en særstilling i Europa med store mengder regulerbar kraftproduksjon. Utvikling av drift- og markedsløsninger, sammen med nye likestrømsforbindelser og europeisk markedsintegrasjon, legger til rette for en økt verdiskaping ved handel med balansetjenester. Salg av balansetjenester over nye likestrømsforbindelser til Tyskland og Storbritannia ventes å ha en årlig norsk verdi på 75 MNOK per kabel. Også i Norden er det stort potensial for handel med balansekapasitet, som vist i Haslepiloten. Fornybar energi og økt handelskapasitet gir økte ubalanser Balansetjenester er systemansvarliges fremste virkemiddel for å opprettholde balanse mellom forbruk og produksjon i driftstimen. Det er i dag et nasjonalt ansvar å håndtere egne ubalanser i Norden, og det praktiseres ulike metoder for balansering og anskaffelse av balansetjenester rundt om i Europa. I fremtiden vil systemdriften bli utfordret av økt andel uregulerbar fornybar kraftproduksjon og tettere fysisk og markedsmessig kopling mellom ulike kraftsystemer. Behovet for å sikre tilgang på balansetjenester til å håndtere uforutsigbar kraftproduksjon og store, hyppige flytendringer i Norden vil øke. Samtidig vil integrasjonen av kraftmarkedene i Europa medføre en større konkurranse om fleksibilitet i markedene for både energi og balansetjenester. Større markeder øker handelsverdien av balansetjenester Tettere integrering med andre land vil bidra til større etterspørsel etter norske fleksible energiressurser, og utveksling av balansetjenester er forventet å utgjøre en større del av norsk verdiskaping enn i dag. Markedene for balansetjenester står for en begrenset andel av energien som totalt omsettes i kraftmarkedene. Det er likevel anslått at det er relativt sett store gevinster å hente ved å effektivisere og integrere disse markedene i Europa, siden prisen på balansetjenester varierer mye mer enn energiprisene. Utvikling av dagens systemdrift- og markedsløsninger for å sikre en mer effektiv anskaffelse og bruk av balansetjenester er viktig for å realisere dette potensialet. Harmonisering og integrering av markeder er en forutsetning Integrasjon av markeder for balansetjenester øker potensialet for handel Ulik teknologi og ulikt brensel gir store forskjeller i kostnaden ved å levere balanseenergi og sikre tilgjengelig balansekapasitet. Forskjellene er gjerne større enn i energimarkedene, siden det stilles strengere tekniske krav til leverandørens egenskaper, som evnen til raske og 10 Verdiskapingsrapport 2016 presise endringer i produksjonsvolum. Potensialet for effektivisering ved å etablere internasjonale markeder for balansetjenester er derfor stort. Felles rammeverk øker effektiviteten og forutsigbarheten Som en del av det nye europeiske regelverket for kraftsektoren, vil forordningen for balansering, Guideline Electricity Balancing (GL EB), utgjøre et rammeverk for hvordan balansetjenester skal anskaffes og utveksles i et integrert europeisk energimarked. Ikke vedtatte versjoner av forordningen angir et veikart mot først regionale markeder og deretter ett pan-europeisk marked for balansetjenester. Det stilles krav til formelt samarbeid mellom systemansvarlige og felles regler for utforming av balansetjenester. Felles europeiske retningslinjer skal bidra til integrering av markeder for balansetjenester og større forutsigbarhet for leverandører. Dynamisk allokering av kapasitet gir økt verdiskaping Handel med balansetjenester forutsetter at det er tilgjengelig nettkapasitet for utveksling. I dag sikres overføringskapasitet ved bruk av ulike reservasjonsmetoder, basert på forventning om at handel med balansetjenester vil gi en større samfunnsøkonomisk verdi sammenlignet med ren elspothandel. Siden merverdien ved handel med balansetjenester varierer mye er det viktig at reservasjonene av nettkapasitet er dynamisk, slik at det unngås å reservere kapasitet når det ikke er lønnsomt, og kapasiteten alltid brukes på best mulig måte. I fremtidens regionale og europeiske markeder for balansetjenester vil metoder for reservasjon av overføringskapasitet for utveksling av balansetjenester i større grad harmoniseres. Det diskuteres ulike løsninger for dette og hvordan reservasjonen kan gjøres i ulike markedssegmenter. Statnetts prosjekter Nordisk marked for automatiske balansetjenester (aFRR) I Norden er det et felles marked for balansetjenester med manuell aktivering. Det arbeides nå med å etablere et nordisk marked for å sikre kapasitet og aktivering av automatisk balansetjenester (aFRR2). I dag fastsettes prisen for aktivert aFRR administrativ, med en kopling til regulerkraftprisen. aFRR ble innført som et tiltak for å bedre driftssikkerheten, og hensikten med det nordiske samarbeidet er å effektivisere anskaffelsen av balansetjenester. Dette oppnås ved at rutiner og system for innkjøp av balansekapasitet samles hos én operatør og ved at et avtaleverk for nordisk aFRR etableres. Dette legger til rette for større handel med balansekapasitet mellom budområder. Et felles nordisk marked for aFRR forventes å ha en samfunnsøkonomisk verdi på ca. 20 MNOK per år for Norden. I 2015 var prisforskjellen mellom Norge og Sverige fire ganger større i aFRR-markedene enn i elspotmarkedet. Implementering av et nordisk aFRR-marked vil bidra til å redusere nasjonale prisforskjeller. Dette kan bidra positivt i samarbeidet mellom de nordiske TSOene om videre utvikling av felles løsninger. 2 Automatic frequency restoration reserves, aFRR, også kalt sekundærreserve 11 Figur 4 Reservasjonspriser for aFRR opp- og nedregulering i 2014 og 2015. Forskjell i pris gir et potensial for effektivitetsgevinster ved opprettelse av felles markedsløsninger. Hasle-piloten Statnett gjennomførte i 2014 et pilotprosjekt for utveksling av aFRR i samarbeid med Svenska kraftnät. I piloten ble det først simulert utveksling av aFRR mellom Norge og Sverige i 8 uker, før dette ble testet i praksis i nye 8 uker. I testperioden ble det reservert overføringskapasitet mellom Norge og Sverige til utveksling av aFRR. Pilotprosjektet er et viktig steg på vei mot et nordisk marked for aFRR-kapasitet. I Hasle-piloten ble inntil 40 MW3 av overføringskapasiteten over mellom Sør-Norge og Sverige (Haslesnittet) allokert til handel med balansetjenester. Allokeringen ble gjort dynamisk i den forstand at man hver uke besluttet hvor mye som skal reserveres i hver retning. For å gjøre en samfunnsøkonomisk optimering av kapasitetsallokeringen, er det utviklet et verktøy hvor man sammenligner faktisk verdi av å handle med aFRR basert på faktiske budkurver med forventet samfunnsøkonomisk verdi fra elspothandel. Den samfunnsøkonomiske verdien av elspothandel er basert på prisforskjeller i elspotmarkedet foregående uke. Den samlede samfunnsøkonomisk nytteverdien for Sverige og Norge, hensyntatt tapt flaskehalsinntekt i elspotmarkedet, ble estimert til 62 000 euro i løpet av testperioden. Figur 5 Ukentlig kost og nytteverdi av aFRRutveksling mellom Norge og Sverige i testperioden. Resultatene i simuleringsperioden er skravert. 3 Det ble gitt tillatelse til å utveksle opptil 50 MW, men grunnet nordiske restriksjoner for utveksling av balansetjenester, ble det maksimalt allokert 40 MW til handel med balansetjenester. 12 Verdiskapingsrapport 2016 Salg av balansetjenester på Skagerak-forbindelsene Statnett har i dag en avtale om salg av ±10 MW primær reguleringsreserve og ±100 MW sekundær reguleringsreserve til Energinet.dk over skagerakforbindelsene, hvor reservene aktiveres automatisk. Avtalen om salg av reserver har en varighet på 5 år fra idriftsettelse. Begge parter har imidlertid uttrykt en intensjon om senere å inngå en ny avtale som muliggjør handel med reserver. Statnett har i denne anledning inngått bilaterale avtaler med to norske kraftprodusenter om leveranse av reserver fra Norge til Danmark. Siden norsk salgspris og dansk kjøpspris for leveranse av beredskap er avtalt, gir dette en sikker inntekt til Norge og Danmark så lenge reservene selges. En aktuell forbedring vil kunne være en overgang fra en statisk reserverasjon til en dynamisk allokering av kapasitet mellom reserver og spothandel. Da sikrer man at det mest lønnsomme produktet omsettes. I tillegg vil man måtte vurdere markedsmessige innkjøpsordninger for disse reservene, og handel i begge retninger. Salg av balansetjenester på nye likestrømsforbindelser Statnett har planer om å ferdigstille to nye likestrømsforbindelser til Tyskland og England i henholdsvis 2020 og 2021. Merverdien av å allokere inntil 300 MW kapasitet til handel med balansetjenester er estimert til omtrent 150 MNOK per år for hver av de planlagte likestrømsforbindelsene, basert på empirisk analyse og en gjennomgang av forventningene til markedsutvikling. Merverdien reflekterer at det er større prisforskjell i markedene for balansetjenester enn i energimarkedene, slik at eksportverdien øker. Samtidig vil også Norge kunne importere relativt sett billig balansetjenester i perioder. Merverdien er beregnet som både norsk og utenlandsk gevinst, og det legges til grunn at norsk verdi utgjør halvparten. Figur 6 Aktiveringspriser for aFRR opp- og nedregulering i Norge og Tyskland en representativ dag (13.4.2016). Euro per MWh 50 40 Figur 7 30 20 NO2 10 Tyskland 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 Elspotpriser i budområdet NO2 i Norge og Tyskland en representativ dag (13.4.2016). Timer Handel med balansetjenester har en merverdi i forhold til energihandel siden prisforskjellen i disse markedene gjerne er større enn i elspotmarkedet. Det er utfordrende å anslå fremtidige priser og verdien av å handle med disse tjenestene. Usikkerheten er både knyttet til markedsdesign, teknologisk utvikling, andel uregulerbar produksjon og utvekslingskapasitet. Handel med balansetjenester vil bidra til å redusere usikkerheten rundt total lønnsomhet for handel på de nye kabelforbindelsene til Tyskland og Storbritannia, siden dette utgjør en alternativ bruk av handelskapasiteten i perioder med liten prisforskjell i elspotmarkedet. 13 6. Smartere innkjøp av balansekapasitet Kapasiteten til å levere balansetjenester må sikres før driftstimen for å kunne håndtere ubalanser og hendelser som oppstår i driftsøyeblikket. Kostnaden av å sikre de nødvendige ressursene er blant annet avhengig av anskaffelsesprosesser og markedsdesign. Det er et potensial for å øke effektiviteten i markedet ved å kjøpe balansekapasitet tettere på driftstimen, for kortere perioder av gangen, og videreutvikle produktene. Behov for å effektivisere anskaffelsen av balansekapasitet I fremtiden vil det være økt konkurranse på regulerbar kraftproduksjon som følge av markedsintegrasjon og nye produksjonsmønstre. Samtidig vil behovet for å sikre balansetjenester før driftstimen øke som følge av mer ubalanser i driftsøyeblikket gitt av mer uregulerbar fornybar energi og flere likestrømsforbindelser. Generelt gjelder det at desto lenger tid i forveien balansetjenester anskaffes og jo grovere tidsoppløsning det er på reserveanskaffelsen, desto større risiko er det for at porteføljen av leverandører ikke er optimal. Dette reduserer effektiviteten i markedene. For å sikre de nødvendige egenskapene i systemdriften og legge til rette for en god ressursutnyttelse må effektive anskaffelsesordninger og produktspesifikasjoner utvikles. Effektivisering gjennom bedret anskaffelsesrutiner og produktutforming Innkjøp av balansetjenester nærmere driftstimen Usikkerheten om fremtidige energipriser kan reduseres ved at balansetjenester kjøpes inn så tett opp mot driftstimen som mulig. Redusert prisusikkerhet vil gi en mer effektiv bruk av produksjonskapasiteten i kraftsystemet, siden alternativverdien er mindre usikker. Hyppigere oppkjøp av reserver vil også øke sannsynligheten for at de rimeligste leverandørene velges i løpet av perioden, og bidra til reduserte systemdriftskostnader. I dag anskaffes balansetjenester til ulike tidspunkt. Statnett praktiserer ukentlige kjøp av FCR-N og aFRR. Et viktig tiltak i utviklingen av markedene for balansetjenester er å gå fra ukentlige til daglige oppkjøp. Prisusikkerheten ved reservasjonstidspunktet kan illustreres ved prisvariasjonen i det finansielle markedet. Figuren under viser gjennomsnittlig forskjell mellom prisen på finansielle produkter hos NASDAQ og den realiserte ukesprisen i 2015. Dette avviket gir en indikasjon på den mulige samfunnsøkonomiske kostnaden ved ineffektiv allokering av produksjonskapasitet. 14 Verdiskapingsrapport 2016 Figur 8 Gjennomsnittlig avvik mellom forventet systempris og realisert systempris for finansielle ukesprodukter i 2015 Kortere reservasjonsperioder Leverandørenes alternativkostnader kan begrenses ved at reserveforpliktelsene følger samme tidsoppløsning som energimarkedet, slik at alternativkostnaden for perioden defineres av én energipris. På denne måten kan man forvente en mer effektiv allokering av produksjonskapasiteten, ved at det for hver time er samsvar mellom reservasjonsprisen og alternativverdien til leverandørene. For perioder lengre enn én time kan avviket mellom gjennomsnittlig periodepris og prisen i de enkelte timene i perioden indikere verdien ved å sikre balansekapasitet i kortere reservasjonsperioder. Figur 9 Gjennomsnittlig forskjell mellom periodepris og pris i den enkelte timen i perioden, i 2015. Utvikling av produktdesign Et effektivt markedsdesign må sikre at produktet dekker systemets reelle behov. Videre må løsningene legge til rette for at aktørene kan levere balansetjenester til en så lav kostnad som mulig, og markedene må oppleves attraktive for eksisterende og nye leverandører. I systemdriften må en viss reguleringsevne og funksjonalitet sikres for å ivareta driftssikkerheten. Dersom aktørene kan tilby balansetjenester av forskjellig kvalitet, men som dekker samme grunnleggende behov, kan det være lønnsomt å etablere flere produktklasser for å sikre at så mange aktører som mulig kan delta i markedet. Dette gir mulighet for mer effektiv sikring av balansetjenester, der hensyn til kvalitet og tekniske egenskaper kan veies mot prisen for de ulike produktklassene. Statnetts prosjekter Smartere innkjøp i aFRR-markedet Statnett samarbeider med de andre nordiske TSOene om å utvikle og implementere felles markeder for aFRR, først for kapasitetskjøp av balansetjenester og deretter også for aktivering av balansetjenester. Statnett planlegger å anskaffe balansekapasitet D-2 (to dager før levering) i det kommende nordiske kapasitetsmarkedet for aFRR. 15 Dersom verdien ved å sikre balansekapasitet i D-2 anslås til 2 euro per MW per time vil innkjøp av balansekapasitet med samme mønster som i deler av 2015 (100 MW opp- og nedreguleringskapasitet i 9 timer hver hverdag) gi en potensiell gevinst på ca.10 MNOK per år. Vi forventer at strukturen i de norske kraftprisene vil øke, som en konsekvens av økt utvekslingskapasitet og større andel uregulerbar fornybar kraftproduksjon i Norge og utlandet. Dette vil gi en større variasjon i alternativverdien til produksjonskapasiteten, og kan, sammen med en mulig økning i reservert kapasitet, øke gevinsten av å reservere produksjonskapasitet i D-2. Innføring av høy- og lavkvalitetsproduker i RKOM Statnett sikrer den norske andelen av ressurser til regulerkraftmarkedet gjennom det nasjonale opsjonsmarkedet RKOM. Både produksjon og forbruk er aktive deltakere i RKOM. Markedsdesignet for RKOM har hatt svakheter med tanke på transparens og effektivitet. Behovet for å sikre en mengde balansekapasitet uten begrensninger i varighet og hviletid medførte overhopp av bud med begrensninger og lite effektiv prising hos aktørene. I 2014 ble markedsdesignet for RKOM videreutviklet for å bedre gjenspeile behovet for ulik leveransekvalitet og øke effektiviteten i markedet. Markedet ble delt i de to produktene RKOM Høykvalitet og RKOM Med begrensninger, med prisregler som gjenspeiler behovet for å anskaffe tilstrekkelig balansekapasitet fra produktet Høykvalitet. Endringene i RKOM har vist god effekt. Erfaringene tyder på at budprisene i større grad reflekterer aktørenes reelle kostnader og systemdriftskostnader knyttet til å sikre balansekapasitet til regulerkraftmarkedet har blitt redusert. I 2015 var reservasjonsprisene for RKOM Med begrensninger i ukemarkedet bare en fjerdedel av prisen for RKOM Høykvalitet. Samtidig utgjorde RKOM Med begrensninger over halvparten av det reserverte volumet. Dersom hele volumet i ukesmarkedet i 2015 skulle kjøpes til prisen av RKOM Høykvalitet ville reservasjonskostnaden økt med omtrent 20 MNOK per år. Figur 10 Reservasjonspris i RKOM i 2015 for produktene RKOM Høykvalitet og RKOM Med begrensinger. 16 Verdiskapingsrapport 2016 7. Deltakelse i britisk kapasitetsmarked Flere land vurderer kapasitetsmekanismer for å sikre at det er tilstrekkelig med produksjonskapasitet tilgjengelig i kraftsystemet. Det kan ha stor betydning for verdien av norske likestrømsforbindelser om norsk produksjonskapasitet kan delta i disse markedene. Verdien av norsk deltagelse i det britiske kapasitetsmarkedet anslås til 150-200 MNOK per år. Nasjonale særordninger truer markedsintegrasjon og handel Flere land har innført eller vurderer å innføre kapasitetsmekanismer for å sikre at det er tilstrekkelig med produksjonskapasitet tilgjengelig. I praksis innebærer dette at aktører som deltar i ordningen får betalt for å ha fleksibel produksjons- og forbrukskapasitet tilgjengelig for energimarkedet, og dermed kunne produsere kraft eller redusere forbruk når spesifikke kriterier er oppfylt. Et slikt marked skiller seg fra elspotmarkedet ved at aktørene får betalt for både levert energi og for å ha kapasitet tilgjengelig. Innføringen av kapasitetsmekanismer kan påvirke kraftprisene i de respektive landene, og dermed også insentivene til å bygge nye likestrømsforbindelser. Europakommisjonen har uttrykt bekymring for at nasjonale kapasitetsmarkeder kan påvirke integreringen av det europeiske kraftmarkedet og forhindre effektiv handel mellom land. Stor betydning for verdien av norsk krafteksport Statnett er opptatt av å sikre at utenlandsk kapasitet får delta i nasjonale kapasitetsmarkeder på lik linje med nasjonale aktører. For Statnett vil inntektene tilfalle nettkundene, på samme måte som for flaskehalsinntektene fra energihandel. Det britiske kapasitetsmarkedet avholdt en auksjon i desember 2015, som klarerte på 18 pund per kW. Den planlagte likestrømsforbindelsen mellom Norge og England (North Sea Link) deltok ikke i denne auksjonen, men hvis en antar at North Sea Link hadde fått delta med 95 prosent av overføringskapasiteten, ville det ha gitt en inntekt på i underkant av 300 millioner kroner for leveringsåret 2019/2020. Halvparten av denne inntekten ville ha tilfalt Statnett. Auksjonsprisen kan variere mye mellom år, og vil blant annet avhenge av om det er eksisterende eller ny kapasitet som setter auksjonsprisen og også hvilken teknologi som klarerer markedet. Statnett anslår nåverdien for norsk deltagelse i det britiske kapasitetsmarkedet til 2,6 milliarder kroner, eller 150-200 millioner kroner per år. Tyske myndigheter har også vurdert ulike tiltak for å sikre tilstrekkelig produksjonskapasitet i elspotmarkedet. I 2015 publiserte tyske myndigheter hvitboka "An electricity market for Germany's energy transition". Der fremgår det at tyske myndigheter ikke ønsker å innføre et kapasitetsmarked, men kombinere dagens "energy-only" marked med en strategisk reserve. 17 8. Likvide finansielle markeder Nye europeiske retningslinjer for langsiktig kapasitetsallokering lå lenge an til å kreve salg av langsiktige transmisjonsrettigheter. Dette kunne påført Statnett, og dermed sentralnettskundene, et stort tap. Sammen med bransjeorganisasjoner og myndigheter har de nordiske systemoperatørene fått gjennomslag for prinsipper som avverger dette og sikrer forrangen til det nordiske finansielle markedet. Nordisk gjennomslag i europeisk regelverksutforming De nye europeiske retningslinjene for langsiktig kapasitetsallokering (FCA) er nå vedtatt i den europeiske grensehandelskomiteen. Hensikten med regelverket er å harmonisere handel med transmisjonsrettigheter (longterm transmission rights, LTR), samt å sikre at markedsaktørene har muligheter for finansiell sikring av grenseoverskridende markedsposisjoner. I Norden har vi imidlertid allerede et etablert finansielt marked for prissikring, med produkter som både svarer bedre til risikobildet markedsaktørene møter i energimarkedene, og som også kan benyttes for å prissikre grenseoverskridende markedsposisjoner. Det så lenge ut til at FCA ville medføre europeisk pålegg om at Statnett og de øvrige nordiske TSOene måtte tilby LTR på flere nordiske budområdegrenser. I realiteten ville et slikt pålegg innebære at TSOene måtte selge sine flaskehalsinntekter på forhånd, noe europeiske TSOer historisk sett har tapt opptil 25 prosent av den omsatte flaskehalsinntekten på. Denne gevinsten tilfaller da kjøperne av LTR, og kostnaden må bæres av sentralnettskundene. Usikkerhet om hvem som ville kjøpt norske LTR, og mottatt denne gevinsten, kunne komplisert vurderingene av lønnsomheten til nye investeringer i nettkapasitet. Under avstemningen for FCA i grensehandelskomiteen fikk imidlertid de nordiske energimyndighetene fullt gjennomslag for to svært viktige prinsipper som reduserer risikoen for de norske flaskehalsinntektene og som i stor grad ivaretok hensynet til det nordiske finansielle elektrisitetsmarkedet: Det ble det enighet om at vurderingen av eksisterende finansielle markeder og beslutningen om å innføre LTR skal gjennomføres kun av regulator(ene) på den relevante budområdegrensen Det ble enighet om at LTRer ikke skal være det eneste mulige tiltaket dersom de finansielle markedene ikke gir tilstrekkelig sikringsmulighet for markedsaktørene Dette medfører blant annet at Statnetts kunder nå ikke kommer til å bli påført unødvendige kostnader fordi vi er blitt pålagt å utstede LTRer innad i Norden. Statnett, som har hatt ansvar for å ivareta norske interesser, har deltatt aktivt i det europeiske arbeidet med utforming av FCA-regelverket. Underveis har vi samtidig fått god hjelp av norske bransjeorganisasjoner, og vi har hatt et godt samarbeid med OED og NVE. 18 Statnett SF Nydalen Allé 33 0484 Oslo T 23 90 30 00 F 23 90 30 01
© Copyright 2024