Workshop om sommerindkøb og markedshåndtering af
synkronkompensatorer
Erritsø den 9. marts 2017
Dagsorden
KL. 10.00-12.00
• Velkomst
• Behovsopgørelse for systembærende egenskaber i sommeren 2017 i DK1 og DK2
• Sommerindkøb 2017
KL. 12.00-13.00 Frokost
KL. 13.00- cirka 15.00
• Status på konkurrenceudsættelse af synkronkompensatorerne
• Behov
• Rammer for markedsdannelse
• Statsstøttereglerne
• Konkurrencepris
• Afregningspris
Indkomne høringssvar efter workshoppen den 1. september 2016
Behov for systembærende egenskaber i DK
Resultater af behovsanalyser sommeren 2017
Poul Mortensen (PMO), Energinet.dk
2017-03-09, Aktør Workshop
Fra aktør WS 1. september 2016
Hvad er automation – systembærende egenskaber
Spændingsstyret kobling med passive reaktive komponenter
• Automatisk og autonom ud- og indkobling af eksempelvis en reaktor ved fejl i nettet
• Hvis spændingen er lavere end et bestemt niveau i længere end en fastsat tid, så udkobles reaktoren og spændingen hæves, hvilket kan medvirke til at forhindre et spændingskollaps
• Hvis spændingen er højere end et bestemt niveau i længere end en fastsat tid, så indkobles reaktoren og spændingen sænkes, hvilket kan medvirke til at nedbringe ned kritisk høj spænding
• Samme princip kan anvendes med en kondensator, men den har modsatte virkning af en reaktor
Netværn
• Automatisk og autonom ændring af produktion, udveksling eller udkobling af linjer ved fejl i nettet – bruges også til beskyttelse mod termisk overlast
• Momentan nedregulering af en HVDC forbindelse
• Momentan nedregulering eller udkobling af produktion
• Udkobling af linjer
DK1 – behov for systembærende egenskaber
Sommeren 2017
• Øget anvendelse af automation i transmissionssystemet
• Som udmeldt februar 2016 gennemførte ENDK i forsommeren 2016 installation af automatisk kobling med flere reaktorer i Nordvestjylland. Dette påvirker DK1 udbuddet for sommeren 2017
• Til sikring af systembærende egenskaber for sommeren 2017 vil der som udgangspunkt ikke blive behov for at sikre sig rådighed over kraftværker
• Med intakt 400 kV system og vindproduktion på ældre møller <85 %, vil Fraugde synkronkompensatoren kunne stoppes
• Der vil fortsat være planlagte netmangler, som i kortere tidsrum vil give anledning til lokale afhængigheder til specifikke enheder
DK1 – behov for systembærende egenskaber
Fremtidigt behov fra primo 2019
• Væsentligste ændringer til forudsætninger vil komme fra idriftsættelse af COBRA forbindelsen samt afvikling af ældre møller og etablering af nye møller
Fremtidigt behov fra primo 2022
• Væsentligste ændringer til forudsætninger vil komme fra idriftsættelse af Endrup-Idomlund, Endrup- Niebüll og Viking Link forbindelsen samt yderligere afvikling af ældre møller og etablering af nye møller
Fra aktør WS 1. september 2016
2017 prioriteres
Resultaterne af DK2 behovsanalyse for sommeren 2017
DK2 analyser 2017 – vigtige forudsætninger
Det dynamiske respons fra Sverige er vigtigt for DK2
• I Sydsverige er VSC HVDC-forbindelser på vej eller allerede etableret:
• NordBalt - HVDC VSC er taget i drift
• SydVästlänkan - HVDC VSC pol 1 forventes idriftsat april 2017
• SydVästlänkan - HVDC VSC pol 2 forventes idriftsat december 2017
Systembærende enheder i DK2
HKS G1 (SC)
BJS G1 (SC)
Systembærende enheder i DK2 fordelt på:
• Centrale kraftværker (CP) – placering historisk
• Synkronkompensatorer (SC)
• SVC etableret i forbindelse med Rødsand 1 De systembærende enheder drives sammen med passive systemkomponenter, som reaktorer og kondensatorer.
Analyseforudsætning:
Ingen centrale kraftværker i drift
AVV2 (CP)
AMV3 ASV5 (CP)
(CP)
KYV22 (CP)
ASV2 (CP)
AVV1 (CP)
Lakmusprøven – principskitse
Rotorvinkelstabilitet ?
Dynamisk
spændingsstabilitet ?
Produktionsudkobling ?
Udkobling < ≈600 MW
Kombinering af variationer på forskellige parametre
De nødvendige dynamiske analyser er omfattende
• Der skal gennemføres et meget stort antal dynamiske beregninger for at være sikker på, at der ikke er
”uheldige” kombinationer, vi overser
• Nye værktøjer og metoder har gjort det muligt at gennemføre et meget omfattende analysearbejde med gennemførelse af mere end 8.000 dynamiske case studier
• Hvert scenarie, med en specifik kombination af systembærende enheder, netmangler i DK2 samt
mangler af net og systembærende enheder i Sverige, er testet for 32 forskellige netfejl i 8 forskellige
effektbalancer
Parallel Computing gør det muligt
• Nye værktøjer og metoder har gjort det muligt at gennemføre et meget omfattende analysearbejde med gennemførelse af mere end 8.000 dynamiske case studier
• Ny metode etableret for at udnytte Parallel Computing-funktionaliteten for de dynamiske (men også statiske) beregninger i PowerFactory
• Den nye metode gør det muligt at afdække lagt flere scenarier, og det gør os mere sikre i vores sag – vi ved mere om, ”hvor tyk isen er”
Dedikeret server PC med 2 fysiske CPU hver 20 cores (samlet 40 cores)
• Metode implementeret oktober 2016 i forbindelse med projektet til afdækning af behovet for systembærende egenskaber i DK
Processor 1, core 1 Processor 1, core 2 Processor 2, core 1 Processor 2, core 2
Dynamiske analyser Manuel efter hinanden følgende analyser
Processor 2, core n
Analysedata
8 effektbalancer og 32 netfejl
Tolkning af de mange analyser
Demo
To grundlæggende udfordringer i DK2 lige nu
Stabil og robust midt-nordlig region
Er under normale omstændigheder (intakt net) robust, selv ved fravær af systembærende enheder.
Begyndende ustabilitet på HVDC forbindelser ved specifikke mangler i det svenske system og 400 kV netmangler i DK2 systemet, særligt ved stor udveksling med Sverige og høj vindproduktion på ”gammel” type møller
Ikke stabil sydlig region
Selv med intakt net og Radsted SVC i drift er regionen i dag ikke robust over for en 3-faset kortslutning.
En 3-faset kortslutning vil kunne forårsage spændings- kollaps og derpå blackout i regionen, som potentielt kan trække hele DK2 med ned.
Ingen af enhederne i den nordlige region kan afhjælpe problemstillingen i den sydlige region og forhindrer ikke et HKS G1
(SC)
BJS G1 (SC)
Særligt den 166 MW store havvindmøllepark
Nysted (Rødsand 1), som består af den
Automation kan gøre den sydlige region stabil
Stabil og robust midt-nordlig region
Er under normale omstændigheder (intakt net) robust, selv ved fravær af systembærende enheder.
Begyndende ustabilitet på HVDC forbindelser ved specifikke mangler i det svenske system og 400 kV netmangler i DK2 systemet, særligt ved stor udveksling med Sverige og høj vindproduktion på ”gammel” type møller
Ikke stabil sydlig region
RAD (SVC) HKS G1
(SC)
BJS G1 (SC)
Stabil sydlig region
…kan opnås ved at anvende automation på eksisterende anlæg i den sydlige region.
• Spændingsstyret ind- og udkobling af reaktorer og netværn
Automations tiltagene SKAL implementeres og er en forudsætning for alle øvrige analyseresultater
Analyse af N-1 sikkerhed
HKS G1 (SC)
BJS G1 (SC)
HKS G1 (SC)
BJS G1 (SC)
Mangel af BJS eller HKS SC
giver ingen udfordringer og er robust
over for alle fejl inkl. samleskinne-fejl
Analyse af N-1 sikkerhed
RAD (SVC) HKS G1
(SC)
BJS G1 (SC)
Mangel af Radsted SVC giver udfordringer og er ikke stabil over for 3-fasede linjefejl
Alternativer til mangel af Radsted SVC eksisterer i form af:
• Aktiv spændingsregulering på Rødsand 2 (V-control mode), eller…
• Nedregulering af Rødsand 1 til et arbejdspunkt på maksimalt 50 % En af 2 ovenstående tiltag skal aktiveres, såfremt Rødsand 1 kommer over et arbejdspunkt på 50 %, og Radsted SVC ikke er til rådighed.
Analyse af N-1-1 sikkerhed
HKS G1 (SC)
BJS G1 (SC)
Der findes flere alternativer til mangel af Radsted SVC’en, dermed er eneste relevante N-1-1 scenarie mangel af begge
synkronkompensatorer.
Denne exceptionelle situation giver med intakt net i DK2 og intakt system i Sverige ikke umiddelbar dynamisk ustabilitet, såfremt Rødsand 2 drives i V-control mode.
Dog er systemet i denne konfiguration drevet til grænsen.
Der er undersøgt en række variationer i forhold til konfigurationen af det svenske system for at afdække afhængigheden af konfigurationen i Sverige.
Analyse af N-1-1 sikkerhed
Det viser sig, at 400 kV netmangler til station Søderåsen, er det der påvirker den dynamiske stabilitet i DK2 systemet mest.
Dynamisk ustabilitet, i situationer med de undersøgte 400 kV ledningsmangler i Søderåsen, viser sig i form af gentagende
kommuteringsfejl på HVDC-forbindelserne i forbindelse med nogle af de 32 påtrykte fejl.
Udvekslingen på Øresund vil af svenskerne blive begrænset til ca. 150 MW import til DK2 og ca. 300 MW eksport fra DK2. Dermed er stabilitet på HVDC-forbindelser i disse situationer, særlig vigtig.
Mangel scenarie for det svenske system
400 kV Barsebäck–Søderåsen 400 kV Håredsbo-Søderåsen SydvestLink
Ringhals B3
Ringhals B3 og SydvestLink
Hvor mange enheder i den nordlige region?
Uden synkronkompensatorer er DK2 systemet under de listede forudsætninger, i teorien dynamisk stabilt, men…..
1. Det er med det nuværende system, lige til grænsen og de listede forudsætninger er ikke altid tilstede - der kan være mangler i Sverige mv.
2. Konklusionen bygger på simuleringer foretaget med en model af det virkelige system. Der vil være en vis usikkerhed mellem model og virkelighed. Hvor stor usikkerheden er, skal verificeres gennem operationel drift under kontrollerede forhold
For at sikre ”kontrollerede forhold”, anbefales det, at DK2 med det nuværende system, altid drives med én synkronmaskine i drift.
eller
DK2 – behov for systembærende egenskaber
Sommeren 2017
• Øget anvendelse af automation i transmissionssystemet
• Dynamiske analyser har påvist nødvendigheden af at etablere automatisk kobling med passive reaktive komponenter i det sydsjællandske system samt et spændingsstyret netværn
• Til sikring af systembærende egenskaber for sommeren 2017 vil der som udgangspunkt ikke blive behov for at sikre sig rådighed over kraftværker
• Med intakt 400 kV system i DK2, vil én af synkronkompensatorerne i DK2 kunne stoppes.
• Der vil muligvis være planlagte netmangler, som i kortere tidsrum vil give anledning til lokale afhængigheder til specifikke enheder, men dette er endnu ikke kortlagt
Vinter 2017 – samme konklusion som for sommer scenariet
Stabil sydlig region påvirker effektbalancen for DK2
HKS G1 (SC)
BJS G1 (SC)
Stabil sydlig region
…vil være gavnlig for handelskapaciteten i forbindelse med udetid på en 400 kV forbindelse til Sverige.
Denne N-1 situation er kritisk, da en fejl på den tilbage- værende 400 kV Øresund forbindelse vil bevirke, at hele ud- vekslingen med Sverige skal ske via 132 kV forbindelsen.
Udfald af decentraliseret produktion (vind og decentral kraftvarme) ved fejl på den tilbageværende 400 kV Øresunds forbindelse, vil øjeblikkeligt vise sig som øget import fra Sverige, så 132 kV-kablerne belastes endnu mere.
Så jo mindre udfald ved fejl på den tilbageværende 400 kV Øresunds forbindelse, jo mere importhandelskapacitet kan der frigives på Øresund.
Dermed hænger en stabil sydlig region sammen med effektbalancen i DK2 i denne kritiske N-1 situation, som sætter bundlinjen for effektbalancen for DK2.
3-faset 400 kV kortslutning på den tilbageværende 400
kV forbindelse
Leder til udfald af 60
% af decentrale kraftvarme enheder og nogle af de ældre
vindmøller
Vi er godt på vej mod det VE-baserede elsystem
Sommerindkøb 2017
Sommerindkøb 2017
Behovsanalysen viser, at Energinet.dk ikke forventer et generisk behov for 2017, der sikrer, at kraftværker er i drift eller er driftsklare.
Energinet.dk gennemfører derfor ikke et sommerindkøb for 2017.
På grund af netrevisioner kan der opstå lokale behov, hvor kun et bestemt kraftværk vil kunne levere den nødvendige ydelse. Disse kraftværker vil blive kontaktet direkte, så snart behovet er fastlagt.
For nogle netrevisioner er konsekvenserne allerede kendte, og
Energinet.dk vil snarligt kontakte kraftværkerne, mens der for andre
netrevisioner stadig udestår et analysearbejde.
Status på konkurrenceudsættelse af synkronkompensatorerne
• Introduktion
• Potentiel markedsstørrelse
• Rammer for markedsdannelse
• Indkomne høringssvar efter
workshop den 1. september 2016
Tre-trins modellen
Hvad sagde Markedsmodel 2.0?
Side 18 i Slutrapport Markedsmodel 2.0, september 2015
Anbefaling
Tilgang til principper for konkurrenceudsættelse
- Transparens om behov
- Vurdering af samfundsøkonomisk gevinst
- Offentliggørelse af omkostninger ved drift af synkronkompensator
- Vurdering af mulighed for konkurrence
- Fastsættelse af afregning
Potentiel markedsstørrelse med mulighed for konkurrence
DK 1: Potentialet er begrænset (evt. i en størrelse på ned til få dage om året).
DK 2: Potentielt et værk i op til et år.
Status på processen
• Ny viden (marts 2017), at behovet for
systembærende ydelser, udover hvad system og synkronkompensatorer selv kan levere, er
begrænset.
• Energinet.dk har behov for at vurdere betydningen heraf for konkurrenceudsættelsen af
synkronkompensatorer, inden der tages beslutning om metode
• Orientere om overvejelserne, som vi har gjort, og
om mulige principper for en ny metode
Synkronkompensatorer og markedsdannelse
– hvad taler vi om?
Statsstøtte
Energinet.dk lægger til grund, at Energinet.dk’s indkøb af systemydelser sker med statsmidler og efter en specifik lovhjemmel, hvorfor indkøbet af systembærende egenskaber er statsstøtte Konkurrenceudsættelse af synkronkompensatorer kan give anledning til vurdering af, om der er tale om ulovlig statsstøtte.
Energinet.dk vil om nødvendigt konsultere EU Kommissionen.
Foreløbige overvejelser over ”eget bud”
Omsat til en praksis for synkronkompensatorerne:
• Elforbrug
• Vedligeholdelsesomkostninger
• En del af generelle
administrationsomkostninger
• Afskrivning
• Finansiering
• Tariffer og PSO
Overvejelser over princip for ”eget bud”
HERSLEV - maks. effekt 2,2 MW
Faste omkostninger kr./år
Variable omkostninger kr./MWh
Forventet antal driftstimer
Enhedsomkostning pr. time
Afskrivning 3.865.000 8.760 441
Finansiering 2.812.238 8.760 321
Lønomkostning og administration 2.000.000 8.760 228
Vedligeholdelse (fast omkostning) 185.000 8.760 21
Vedligeholdelse (variabel omkostning) 193
Elforbrug (DK2)* 183 403
Transmission nettarif 59 130
Systemtarif 24 53
PSO 173 381
Herslev driftstimepris - i alt 2.170
* 2,2 MW er maksimal effekt, men kan ansættes til mindre.
** Elpris fra Energinet.dk's analyseforudsætninger, men kan alternativt hentes fra aktuelle markedsdata.
Afregning til COST +
Vi opererer aktuelt med to slags ”Cost+”:
1) Markedskonkurrence: Afregning i overensstemmelse med ‘Altmark-principperne’
(ingen overkompensation).
2) Monopol: Afregning i overensstemmelse med ‘Gruppefritagelsesprincipperne’
(kun de relevante omkostninger).
Illustration af situation med markedskonkurrence
Illustration af situation med monopol
Behov
•Offentliggøres på månedsbasis
•Oplysninger omkring den forventede
sammensætning af behovet, herunder hvordan f.eks. VSC- konverterne indgår.
•Oplysninger om hvilke enheder der vil være relevante i forhold til det generelle behov
•Oplysninger om
Udbudsmateriale
•Udsendes på samme måde som i dag
•Udsendes såfremt der gennemføres et udbud
•Det oplyste behov vil være det behov, som kommercielle enheder og ENDK
synkronkompensatorer kan opfylde
Oplysninger om ENDK synkronkompensatorer
•Rammerne for omkostninger forbundet med
anvendelsen af ENDK enheder vil være oplyst i bilag til
udbudsmateriale
•Lokalt behov opfyldt af ENDK enheder vil være beskrevet i
udbudsmaterialet
•ENDK er ikke
tilbudsgiver i udbuddet
Opsummering: Eksempel på procedure for
gennemførelse af udbud efter regler om ”Eget bud”
Indkomne høringssvar efter sidste
workshop, den 1. september
Bemærkninger
• Der må gerne udarbejdes en skriftlig, grundig analyse af behovet.
- Vi vil udarbejde en skriftlig redegørelse, når analysearbejdet er afrundet.
• Tolkningen af statsstøtteregler virker uklar.
- Statsstøtten er kompleks. Med baggrund i vores udredninger mener vi dog, at den skitserede model for honorering af indkøbte systembærende ydelser er korrekt.
Energinet.dk vil som tidligere nævnt om nødvendigt konsultere EU Kommissionen.
• Behov for konkurrenceneutral prissætning af Energinet.dk’s bud i markedet.
• Den fremlagte markedsmodel (september 2016) er utilstrækkelig.
- Som anført (ovenfor) er vi inde i overvejelser over, hvorledes Energinet.dk’s ‘eget bud’
kan fastlægges, så det er sammenligneligt med de kommercielle aktørers bud.
Inspirationskilden hertil er blandt andet bekendtgørelse om kommuners og regioners beregning og afgivelse af kontrolbud, BEK nr. 607 af 24. juni 2008.
Bemærkninger (fortsat)
• Indhold af Cost+ modellen.
- Der pågår i øjeblikket en dialog med Energitilsynet om, hvorledes indholdet og forståelsen af Cost+ kan præciseres.
• Elsystemets samlede behov bør markedsgøres.
• Intet fokus på afvikling af konkurrencebarrierer.
• Indkøb af nettobehov i stedet for samlet behov.
• Indkøbet bør på sigt opdeles i de konkrete produkter, som elsystemet har behov for.
- Vi vil gerne sammen med interessenterne i fællesskab undersøge langsigtede udfordringer og udviklingsmuligheder for fremskaffelse af tekniske funktionaliteter - Uddybes nedenfor under punktet ‘Næste skridt’.
