SIKKERHEDSGUIDENØDUDGANGEHJERTESTARTERSAMLINGSSTED Hvis du har brug for at læse dette document I et keyboard eller skærmlæservenligt format, så klik venligst på denne knap.

(1)

SIKKERHEDSGUIDE NØDUDGANGE HJERTESTARTER SAMLINGSSTED

Hvis du har brug for at læse dette document I et keyboard eller skærmlæservenligt format, så klik venligst på denne knap.

(2)

AKTØRARBEJDSGRUPPEMØDE FOR SYSTEMYDELSER

18. februar 2020

2

Energinet, Erritsø

(3)

AGENDA TIL AKTØRARBEJDSGRUPPEMØDE

10.00 Velkomst 10.15 Siden sidst

10.45 aFRR i DK1 og status for indkøb i januar og februar 2020 11.00 Nordic Balancing Model –status

12.00 Frokost

13.00 Specialregulering 14.00 Status fra driften

14.30 Automatisk kontrol af reserver 14:45 Opsummering og evaluering 14:45 Tak for i dag

(4)

AGENDA TIL AKTØRARBEJDSGRUPPEMØDE

5

• Spørgsmål til udleverede ”Orientering om markedsudvikling”

• Opdatering af forskrifter

• Rapport fra Rambøll om levering af systemydelser fra nye teknologier

• Bud indmelding af FFR når vi overgår til timemarked (TRM)

• Status på indkøb af spændingsregulering og pilotprojekt på Lolland (MNC) 10.45 aFRR i DK1 og status for indkøb i januar og februar 2020

11.00 Nordic Balancing Model –status 12.00 Frokost

(5)

ORIENTERING OM MARKEDSUDVIKLING

Orientering af følgende emner Status og relevante datoer (kommende høring, i høring, ansøgning til FSTS)

Link til høring/nyhed/hjemmeside Evt. kommentar

1) Opdatering af markedsforskrifter Alle markedsforskrifter er opdateret og blev anmeldt til Forsyningstilsynet d.

30. januar 2020.

Energinet.dk, markedsforskrifter Formatet på alle forskrifter er opdateret.

2) Høring af metode for leverandør af

balanceringstjenester uden energileverance

I høring frem til 17. februar 2020. Energinet.dk, høringer Se separat side.

3) Metodeanmeldelser for mFRR I høring frem til midt i marts afhængig af startdato for høring.

Se separat side.

4) Ændret metode ved erstatningsindkøb af aFRR kapacitet i DK1

Har været i høring frem til 31. januar 2020.

Metoden anmeldes til Forsyningstilsynet primo februar 2020.

5) Systemgenoprettelsesreserveudbud Tilbudsfrist for udbud i DK2: 31. marts 2020.

Energinet.dk, indkøb og udbud Se separate side.

6) Pilotprojekt: Vedvarende energikilder som leverandører af kapacitetsreserver

Ansøgninger bearbejdes og forventes besvaret i uge 8 2020.

Energinet.dk, nyheder om systemydelser Se separate side.

7) Pilotprojekt: Handel med lokal fleksibilitet Deadline for ansøgning 15. februar.

Bearbejdes og besvares i uge 8 2020.

Energinet.dk, nyheder om systemydelser Se separate side.

8) Metode for reguleret pris og cost plus Ny Energinet-høring forventes ultimo februar.

Mange ønsker fra Forsyningstilsynet har taget tid.

En kort skriftlig orientering om høringer og anmeldelser til aktørerne, som gives forud for selve

aktørarbejdsgruppemødet. Denne orientering vil ikke blive gennemgået til aktørarbejdsgruppemødet.

Link til nordiske høringer: http://nordicbalancingmodel.net/stakeholder-cooperation/public-consultations/

(6)

OPDATERING AF FORSKRIFTER

7

(7)

LEVERING AF SYSTEMYDELSER FRA NYE TEKNOLOGIER

” Rambøll konkluderer at der uden tvivl er et teknisk potentiale for levering af systemydelser fra nye typer af konverter-baserede produktionsenheder drevet af vind og sol, vindmøller og solceller. Forbrugsenheder og - anlæg, fx store varmepumper eller aggregeret køleudstyr, som også i større grad forsynes via konvertere, kan allerede levere systemydelser eller forberedes til at levere systemydelser ved den nødvendige dimensionering af de forbundne termiske og/eller mekaniske systemer.

Det er også i dag muligt at levere systemydelser fra Power2X teknologier. Det tekniske potentiale er der og antallet af fx elektrolyseanlæg vil forventeligt stige markant i de kommende år. Batterianlæg kan fremhæves som en teknologi med et fremragende teknisk potentiale ift. levering af systemydelser indenfor grænserne af den installerede kapacitet, især for størrelsen af lageret. ”

Rapport fra Rambøll - https://energinet.dk/El/Systemydelser/Nyheder-om-

systemydelser/Rapport-om-levering-af-systemydelser-fra-nye-teknologier

(8)

BUD INDMELDING AF FFR

FFR budindmelding filformat ved timemarked.

Ønsker i at sende bud/modtage resultater:

• Via UI (Selvbetjeningsportalen). Indtaster bud manuelt i selvbetjeningsportalen

• Via WebService (f.eks. ECP). Sende bud fra et system

9

Ønsket format efter overgang til timemarked? Forventeligt ultimo Q3/primo Q4 2020.

(9)

STATUS PÅ INDKØB AF SPÆNDINGSREGULERING OG PILOTPROJEKT PÅ LOLLAND

Efter to workshops med aktør-bidrag forventer Energinet at kunne have en metode klar omkring april hvor kontinuert spændingsregulering i normaldrift afregnes.

To hovedprincipper:

1) alle produktionsanlæg på transmissionsnettet afregnes for spændingsregulering, 2) anlægget skal stå i kontrol-tilstand ‘spændingsregulering’.

Pilotprojektet på Lolland er formelt på plads og forløber februar, marts og april. Det bidrager med viden om

signal-krav og praktiske forhindringer, og har været med til at afgøre hvilken endelig form, indkøb af kontinuert

spændingsregulering skulle foregå efter.

(10)

AGENDA TIL AKTØRARBEJDSGRUPPEMØDE

11

12.00 Frokost

(11)

aFRR I DK1

Status og indkøb i januar og februar 2020

Henning Parbo

(12)

INDKØB AF aFRR I DK1 FRA 1.1.2020

• De præcise rammer for indkøbet blev udmeldt 11. december 2019

• Deadline for budgivning vedrørende januar måned: 27. december 2019

• Tidsplan for resterende udbud af aFRR i 2020 tilgængelig på hjemmesiden

(13)

RESULTATER INDTIL VIDERE

Samlet betaling for 100 MW i januar: 17 mio.kr.

Samlet betaling for 100 MW i februar: 25 mio.kr.

(14)

IGANGVÆRENDE INITIATIVER

• Energinets systemer er nu forberedt til at håndtere dynamisk levering af aFRR fra henholdsvis produktion og forbrug

• Effektivisering af aFRR leverancer ved skiftende spotpriser hen over måneden

• Metodeanmeldelse i behandling. Indførelse af loft over betaling for erstatningsreserver

• Mindsket risiko med henblik på at øge udbuddet/konkurrencen

UDESTÅENDE UDFORDRINGER

• Udbuddet af aFRR forventes mærkbart reduceret, når vi går ind i sommerhalvåret

• Reducerede varmeleverancer og sæson for revisioner mv. begrænser antallet at ”kørende” anlæg

• Ingen tilgang af nye leverandører

• Hvad begrænser interessen hos nye leverandører?

(15)

AGENDA TIL AKTØRARBEJDSGRUPPEMØDE

• Roadmap milestones

• aFRR i norden (status på tilbagemelding d. 17/2)

• Single price model

• Dispensation for indførslen af 15 minutters ISP 12.00 Frokost

(16)

17

(17)

Communication and update of roadmap

Stakeholders expects Nordic TSOs to be transparent and fast in communication on changes

•

Information on progress according to roadmap milestones quarterly

•

Immediate notifications if major changes occur

•

Annual roadmap timeline update

•

Transparency – all information from

stakeholder reference group more easy to find on NBM web

Dates are indicative

(18)

19 mFRR capacity markets – in the Nordic

(19)

Nordic mFRR energy activation market (EAM)

(20)

21 European mFRR EAM

(21)

NORDIC BALANCING MODEL

Status på aFRR i norden

Peter Markussen

(22)

23 A changing power system over the next years makes an aFRR capacity market critical

The frequency quality in the Nordic power system has gradually deteriorated

• More renewable generation resulting in more frequent, less predictable and larger imbalances within the operational hour

• More HVDC interconnectors and more frequent changes in cross-border flows

• Closure of conventional thermal power plants (incl. nuclear) creates bottlenecks and reduces availability of mFRR and aFRR volumes to balance the system

• Bottlenecks within and between bidding zones prevent efficient use of hydro power for balancing

between areas

(23)

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 No. of minutes in frequency range <=49.9 No. of minutes in frequency range >= 50.1

No. min. above standard frequency No. min. below standard frequency

Deteriorating frequency quality and increased aFRR procurement

35 h/week 300 MW

Limit ~15000 min/year

Target ≤ 10 000 minutes/year outside normal frequency band

Procurement of aFRR

40 h/week 300 MW

48 h/week 300 MW

61h/week

300 MW (41 h) 400 MW (20 h)

(24)

25 aFRR enables safe transition to a new balancing regime

• An automated, modernized balancing is more likely to succeed with increased aFRR

• A modernized balancing regime is enabling connection to European

balancing platforms

(25)

Motivation for aFRR capacity market

• aFRR is expected to have a more important role in the balancing of the Nordic system in the future

• Early implementation is important to incentivize investments in more capability among potential market players

• Great potential for benefits from exchange as

there are large geographical differences with

respect to access to aFRR resources and prices

(26)

27 Motivation for aFRR capacity market

• Without ability to allocate CZC for exchange of balancing capacity, we cannot efficiently utilize the distribution of reserves in the Nordic region

• Some areas have a shortage of reserves today and need for access to aFRR is expected to increase in the future, i.e. SE3,SE4

• Alternatives to allocation are very costly

(27)

CZC allocation methodology – three options

Co-optimised allocation

Market based allocation

Economic efficiency analysis

Market value for CZC for energy

exchange Actual Forecast Forecast

Market value for CZC for aFRR

capacity exchange Actual Actual Forecast

Procurement frequency Contracting period

Daily –

Simultaneously

clearing of DAM and aFRR capacity

market

Daily to weekly –

Procurement before NTCs are determined for energy market

Typically for longer periods, week or years

Market-based considered the most well-functioning approach that

can be applied in the near future.

(28)

31 TSOs have updated the proposal with all concrete amendment request from NRAs

• Pay-as-clear pricing

• Exemption for bid transfers

• D-1 timing

• ^FAT

• ^Firmness

• Mathematical expressions

(29)

METODER TIL BESLUTNING HOS ACER

Metode Afsendt Forventet beslutning

Nordic aFRR CM

- Article 33 and 38 (market design)

- Article 34 (exemption for BSP transfers across borders) - Article 41(CZC reservation)

17.02.2020 17.08.2020

Harmonisation of imbalance settlement

- Article 52(2) Harmonise imbalance settlement

14.01.2020 17.06.2020

European capacity markets

- Article 25.2 Standard products for balancing capacity - Article 40.1 Co-optimized allocation for CZC capacity

18.12.2019 18.06.2020

Implementation framework aFRR 18.06.2019 18.12.2019

(30)

NORDIC BALANCING MODEL

Single price model

Erica Arberg

(31)

Note: Consumption and production refers to metered values.

Dual price

Single price

ÆNDRINGEN TIL ÉT-PRIS AFREGNING OG ÉN POSITION

(32)

35 HVAD ER DER SKET SIDEN SIDSTE

AKTØRARBEJDSGRUPPEMØDE I OKTOBER?

• De nordiske TSO’er udgav følgende artikel: “Nordic TSOs discussion paper on imbalance pricing” d. 20 November 2019.

• Nordiske aktører kommenterede denne artikel indtil d. 1. januar 2020. En opsamling af deres kommentarer ser her . De enkelte aktørsvar ses her .

• En opsamling på alt indkommet aktørfeedback blev præsenteret i et åbent møde med alle interesserede aktører d. 13. januar.

• “All TSOs harmonization of imbalance settlement proposal” blev videresendt til ACER af de nordiske regulatorer d. 14. januar der ikke kunne blive enige.

• Dette udskyder den lovmæssige implementeringsdeadline 6 måneder og

giver især usikkerheder omkring betingelserne for prisfastsættelse

(33)

• Single price arbejdsgruppen evaluerede de indkomne kommentarer fra aktører og andre muligheder der kan afhjælpe bekymringerne vedr. uhensigtsmæssig selv-balancering.

Som følge heraf blev følgende besluttet af Nordic Balancing Steering Committee d. 24.

januar:

• At implementere “single price – single position” ubalanceafreningsmodellen efter NBM

Roadmap planen i Q2 2021 – uden at inkludere den før nævnte mulighed for to-pris afregning i bestemte timer (divergent imbalance settlement periods, ISPs).

• Starte IT implementering af “single price – single position” i eSett.

• Fortsætte med at undersøge andre afhjælpende muligheder for at undgå uhensigtsmæssig selvbalancering.

• NBM er baseret på at markedsaktører følger deres planer og holder sig i balance.

Hovedårsagen for at TSO’erne har valgt at se bort fra muligheden for to-pris afregning, inden overgangen til 15 min ISP, er usikkerheden relateret til cost/benefit.

• Overstående beslutninger blev kommunikeret til aktører på NBMs hjemmeside d. 29.

januar.

HVAD ER DER SKET SIDEN SIDSTE

AKTØRARBEJDSGRUPPEMØDE I OKTOBER? (FORTSAT)

(34)

37

Dual pricing on

divergent ISPS

Implementation of single price model according to NBM roadmap Q2/2021

Higher imbalance volume fee

Possible mitigation measures for self balancing to be implemented together with new imbalance model

Contracts for production

plans

Implementation of single price without specific mitigation measures for self-

balancing

• or with mitigation measures not yet

identified,

• or implementing mitigation measures later

if issues rise

Limiting real time information

(publication 30 mins after real-

time)

Dual pricing on all ISPs

Monitoring contracts for

production plans and/or

imbalances

Working group continues to evaluate

(35)

WORK PLAN

Go-live Q2/2021

11.3.2020 Telco for stakeholders

12.3.2020 NBM stakeholder

reference group meeting in Copenhagen

5.5.2020 NBM stakeholder reference group meeting

August-September 2020, National consultations on

BRP terms & conditions June 2020,

Nordic consultation (tbd) on model and implementation plan

October 2020, Start of national

NRA approvals

For interesse vedr. det opkommende telco møde med single price arbejdsgruppen kontakt:

Ear@energinet.dkeller hold øje med NBM hjemmesiden.

(36)

NORDIC BALANCING MODEL

15 minutters ubalance afregning EBGL Artikel 53(1)

Erica Arberg

(37)

EBGL ARTIKEL 53(1)

Senest tre år efter denne forordnings ikrafttrædelse skal alle TSO'er anvende perioden for afregning

af ubalancer på 15 minutter i alle balanceområder og sikre, at alle rammerne for tidsenheder for

markedet stemmer overens med rammerne for perioden for afregning af ubalancer

(38)

15 MINUTTER UBALANCEAFREGNING

Energinet og de øvrige Nordiske TSO'er kan ikke uden risiko for driftssikkerheden implementere ISP15 i henhold til EBGL-tidsplanen. Derfor anmoder Energinet og de øvrige Nordiske TSO'er om undtagelse i henhold til EBGL art. 62.2d. Undtagelse er en national proces, hvilket betyder, at den respektive TSO i hvert nordisk land vil anmode om undtagelse.

Energinet anmoder om udsættelse af fristen for implementering af 15 minutter ubalanceafregning fra 18.12.2020 til medio 2023 (dato ikke endelig fastlagt).

41

Energinet anmoder om udsættelse af fristen for implementering af afregning af ubalancer

på 15 minutter (ISP15)

(39)

Energinet’s og de øvrige Nordiske TSO'ers fælles mål for anmodningen om udsættelse af tidsfristen, en sikker og kontrolleret fælles overgang til ISP15, at opnå en samtidig afstemt, beslutning for alle de nordiske lande, der uden ophold sikrer fortsættelsen af det fælles nordiske marked og

driftssamarbejde i forbindelse med overgangen til ISP15.

Der ud over er målet at få undtagelsen samtidigt tildelt af de nordiske tilsynsmyndigheder så hurtigt

som muligt, så en endelig implementeringsdato for ISP15 kan meddeles alle markedsdeltagere i de

Nordiske lande.

(40)

PAUSE

(41)

AGENDA TIL AKTØRARBEJDSGRUPPEMØDE

12.00 Frokost

13.00 Specialregulering

• Status på indkøb af specialregulering

• ACER beslutning på specialregulering

• Specialregulering i fremtiden

• Wind Curtailment Analyse 14.00 Status fra driften

(42)

SPECIALREGULERING

18. februar 2020

45

Energinet, Erritsø

(43)

(44)

2019 2018 2017 2016

Modtaget fra TenneT (GWh) 1.914 1.598 1.210 554

Nedreguleret hos danske aktører (GWh) 1.312 1.114 781 337

- Stop/reduktion af produktion fra termiske anlæg 46% 53% 64% 51%

- Start af elkedler 22% 21% 22% 28%

- Stop af vindmøller 32% 26% 14% 21%

Gns. pris for al indenlandsk nedregulering (kr/MWh) -92 -69 -57 -57

Anvendt til opregulering i bal.marked, netting (GWh) 602 484 429 217

Netting i % af overført mængde fra TenneT 31% 30% 35% 39%

Gns. pris for netting i balancemarked (kr/MWh) 284 280 199 142

47

(45)

ACER AFGØRELSE PÅ SPECIALREGULERING

ACERs behandling af mFRR Implementation Framework, Activation Purposes og Pricing Proposal for Balancing Energy har medført en afgørelse, der medfører, at alle aktiveringer på MARI-platformen skal afregnes til samme marginalpris. Det betyder, at alle aktiveringer også vil få indflydelse på ubalanceprisen.

Det har medført uenighed blandt TSO’erne i forhold til, hvorvidt aktiveringer til andre formål end balancering skal kunne foretages på MARI-platformen.

Der er ikke truffet afgørelse om, hvorvidt aktiveringer til andre formål end balancering skal kunne håndteres i MARI-platformen. Forventningen er lige nu, at det ikke bliver understøttet i MARI-

platformen. Det betyder, at aktiveringer til andre formål end balancering skal ske på en anden måde end vi gør i dag.

Hvad betyder det for aktørerne, at ubalanceprisen påvirkes som følge af specialregulering?

Kan specialregulering håndteres i MARI?

(46)

SPECIALREGULERING I FREMTIDEN

Løsningsmuligheder:

• Meget store mængder aktiveres efterhånden – ønske fra Kontrolcenteret om, at specialregulering flyttes længere væk driftstimen end i dag.

• Potentielt kan en ny Nordisk AOF udvikles til at håndtere specialregulering

• En intraday-løsning, som vi kender det fra arbejdet med Joint Declaration, kan komme i spil igen

• Alternativt kan der blive tale om at implementere TERRE-platformen

Nødvendige kriterier for markedsdesign:

• Hvor langt kan vi bevæge os væk fra driftstimen og stadig have VE til at levere specialregulering?

• Hvordan skabes der fornuftige incitament til at levere specialregulering set i forhold til ubalanceafregning, hvis afregning ikke sker til samme pris?

49

Hvordan skal vi håndtere specialregulering i fremtiden og hvad har betydning for den

ønskede løsning?

(47)

WINDCURTAILMENT

Formålet med algoritmen er at opbygge en model per mølle hvilket gør os i stand til at estimere produktion i fortid, nutid og fremtid. De potentielle anvendelsesområder er:

• Kontrol/Validering af aktiverede mængder nedregulering for vind (og sol på sigt)

• Specialregulering ift. redispatch (interne flaskehalse) og counter-trade (udlandsforbindelser)

• Årsagsbestemmelse ifm. curtailment af vind

• Regulerkraftaktivering, negative priser, prognosefejl eller lokale forhold?

• Validering af prognosedata for elproduktion fra vind (og sol på sigt)

• På sigt en enabler til levering af kapacitet til systemydelsesmarkeder fra vind og sol

(48)

WIND TURBINES

PR. BRP

(49)

TOTAL DOWN REGULATION DK1

(50)

ESTIMATION OF BALANCE RESPONSIBLE

53

(51)

(52)

MICRO PREDICTIONS: 600 KW TURBINE

55

(53)

AGENDA TIL AKTØRARBEJDSGRUPPEMØDE

12.00 Frokost

(54)

STATUS FRA DRIFTEN

57

(55)

AGENDA TIL AKTØRARBEJDSGRUPPEMØDE

12.00 Frokost

(56)

AUTOMATISK KONTROL AF RESERVER

18. februar 2020

59

Energinet, Erritsø

(57)

AUTOMATISK KONTROL AF LEVERING AF SYSTEMYDELSER

Automatisk dataindsendelse, datahentning, kontrol af leverancen og påpegning af mangler Reserverne: FFR, FCR, FCR-N, FCR-D, aFRR, mFRR og specialregulering

Dataindsendelse

• Indsendelse af fil for driftsdøgnet pr. bud for de timer man har leveret en reserve for alle typer af reserver, i stedet for ad hoc efterspørgsler. Evt. til en FTP-server.

Algoritme til kontrol

• Kontrol af leverancer baseret på logik, fx windcurtailment-algoritmen.

Vores tanker om udvikling af kontrol-funktionen for levering af systemydelser

(58)

AGENDA TIL AKTØRARBEJDSGRUPPEMØDE

61

12.00 Frokost