ORIENTERINGER VEDR.
SYSTEMYDELSER
Supplerende orientering til aktørarbejdsgruppemødet for systemydelser d. 24. februar 2021
OBS: Dette materiale vil ikke blive gennemgået til aktørarbejdsgruppemødet for systemydelser d. 24. februar 2021. Der vil være mulighed for at stille spørgsmål til materialet til mødet.
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) Ændring af balanceafregningen Anmeldt til FSTS d. 22. december 2020. I høring ved FSTS indtil d. 3. marts 2021.
Link til FSTS høring
2) Levering af kapacitetsreserver fra vedvarende energikilder
I høring indtil d. 1. marts 2021. Link til Energinets høring Forventes anmeldt til FSTS senest d. 1. april 2021.
3) Metode for reguleret pris og metode cost plus
Metode for Reguleret pris har været i høring ved FSTS. Afgørelse forventes i Q1.
Metode for Cost plus afventer høring ved FSTS.
Link til Energinets høringsnotat
4) Handel med lokal fleksibilitet Anmeldt til FSTS d. 9. december 2020.
Høring ved FSTS overstået per 19.
februar 2021.
Link til FSTS høring Link til Energinet nyhedom handel med lokal fleksibilitet. Evalueringsrapportfor pilotprojektet kan findes i nyheden.
5) Nyt nationalt mFRR markedsdesign Se vedlagt materiale under punkt 5.
6) Nordisk mFRR energiaktiveringsmarked Se vedlagt materiale under punkt 6.
7) Udkast af de nye krav til FCR-N og FCR-D Udkast til nye krav offentliggjort til kommentering af interesserede aktører
Link til Energinet nyhed med draft-rapporter
Se vedlagt materiale under punkt 7.
8) Indkøb af FCR-D nedregulering Se vedlagt materiale under punkt 8.
9) Test af teknisk interface med BSP’er Se vedlagt materiale under punkt 9.
10) FCR Cooperation Se vedlagt materiale under punkt 10.
2
En kort skriftlig orientering om høringer, anmeldelser og andet info til aktørerne, som gives forud for selve aktørarbejdsgruppemødet. Denne orientering vil ikke blive gennemgået i detalje til aktørarbejdsgruppemødet.
Link til nationale høringer: https://energinet.dk/El/Horinger/Hoeringer
Link til nordiske høringer: http://nordicbalancingmodel.net/stakeholder-cooperation/public-consultations/
Link til europæiske høringer: https://consultations.entsoe.eu/
PUNKT 5 – NYT MFRR MARKEDSDESIGN
INDKØB AF MFRR KAPACITET I DK1 OG DK2
• Den 22. december 2020 godkendte Forsyningstilsynet implementering af et månedsmarked for indkøb af mFRR kapacitet i Dk2. Første auktion blev gennemført 26. december 2020.
• Energinet havde forud for Forsyningstilsynets godkendelse trukket metodeanmeldelse for et nyt dagsmarked i DK1 og DK2 tilbage. Det eksisterende markedsdesign dagsmarkedet for indkøb af mFRR kapacitet i DK1 og DK2 er derfor fortsat uændret fra 1. januar 2021.
• Der indkøbes maksimalt 360 MW på månedskontrakter i DK2. Den resterende mængde indkøbes i dagsmarkedet. I DK1 indkøbes hele behovet i dagsmarkedet.
• Energinet arbejder fortsat for et fællesmarked mellem DK1 og DK2. Jf. Forsyningstilsynets
afgørelse den 22. december 2020 er det tilladt at reservere op til 10 procent af kapaciteten på Storebæltsforbindelsen til udveksling af reserver mellem DK1 og DK2, når kapacitetsberegning efter flow-based-metoden opfylder specifikke KPI’erudstedt af de nordiske regulatorer.
• Det er Energinets forventning, at udveksling af mFRR kapacitet mellem DK1 og DK2 tidligst kan igangsættes i Q1 2022.
• Udveksling af mFRR kapacitet mellem DK1 og DK2 har de samme afhængigheder til indførelsen af flow-based som det nordiske aFRR kapacitetsmarked.
Nyt markedsdesign pr. 1. januar 2021
PUNKT 6 – NORDISK MFRR
ENERGIAKTIVERINGSMARKED
DISPOSITION
1. Roadmap for Nordic Balancing Model og nordisk mFRR energiaktiveringsmarked 2. Tidslinje og faser for den nordiske mFRR energiaktiveringsmarked
3. Implementation Guide for markedsaktører
4. Energinets implementeringsplan for markedsaktører 5. Kommende skridt frem til juli 2021:
a) Opdatering af Implementation guide
b) Præcisering af implementerings- og test-plan for markedsaktører
6
UPDATED NBM ROADMAP AND MFRR ENERGY ACTIVATION MARKET
• Based on reassessment the transition to the automated Nordic mFRR energy activation market will be postponed by six months.
• The go-life of 15-minute imbalance settlement period will not be affected
8
MFRR ENERGY ACTIVATION MARKET TIMELINE
• Reassessment has shown that there are no realistic fallback options to return to existing balancing processes after go life of Automated Nordic EAM
• Parallel operation →Automated operation pre 15 minutes ISP
• Transitional period – IT implementation and testing with market participants
IMPLEMENTATION GUIDE FOR MARKET PARTICIPANTS
Implementation guide was published in december 2020:
• Common Nordic and TSO specific information
• TSO implementation plans
Implementation-Guide-mFRR-energy-activation-market-BSP.pdf (nordicbalancingmodel.net)
Nordic webinar on Implementation Guide was held on 14th of January 2021:
• Video recording, Presentation and Q&A can be found here:
Presentations and link to recorded webinar on the implementation of Nordic mFRR EAM –nordicbalancingmodel
Dansk aktørmøde afholdt den 21. januar 2021:
• Præsentationen vedhæftet pr. email fra Energinet forud for dette aktørmøde
ENERGINETS IMPLEMENTATION PLAN FOR MARKET PARTICIPANTS
10
Bid submission
Preparation Automated
operation 15 min ISP
Bid activation
Other
2021 2022 2023
New CIM format for bids
New CIM format for activations
15 minute bids 1 MW min bid size
Legacy bid attributes no longer supported
Transition Milestone
Standard ramp (option 1) 15 minute activations
Standard ramp (option 2)
Bid availability report Report on activated bids
Prequalification
KOMMENDE SKRIDT
• Opdatering af Implementation Guide:
• Produkt- og procesbeskrivelser:
• Hvilke nationale bud-attibutter bliver implementeret og hvordan (
• IT implementeringsguide
NB: der forventes ikke betydelige ændringer i de nuværende beskrivelser, men præcisering af endnu ikke endelig afklarede detaljer.
Derfor opfordres aktører at påbegynde planlægning af IT implementering allerede nu og kontakte Energinet vedr. spørgsmål/kommentarer. (electricitymarket@energinet.dk)
• Opdatering af Implementerings- og test-tidsplan for markedsaktører.
• Formål: Sikre god tid til implementering og tests for markedsaktører.
NB: Markeds aktører opfordres ligeledes til at sende spørgsmål/kommentarer vedr. tidsplan.
Frem til juli 2021
PUNKT 7 – DRAFT UDKAST AF DE NYE
KRAV TIL FCR-N OG FCR-D
UDKAST AF DE NYE KRAV TIL FCR-N & FCR-D
De seneste år har de nordiske TSO’er udviklet nye tekniske krav for frekvensreserver for normaldrift (FCR-N) og for driftsforstyrrelser (FCR-D), for DK2 og resten af norden.
De nye harmoniserede krav skal fortsat sikre stabiliteten i et elsystem under forandring.
Første udkast af de nye krav blev præsenteret i 2017. Sammenlignet med det første udkast har TSO’erne forsøgt at imødekomme et ønske om at forenkle og reducere det nødvendige testomfang til prækvalifikation samt kompleksiteten af kravene samtidig med at de nye krav stadig opfylder behovene i det nordiske synkronområde.
De nordiske TSO’er vil senest til sommer invitere interesserede aktører til test af de endelige krav. En nyhed om test af kravene følger separat senere.
De endelige krav sendes i offentlig høring og anmeldes til Forsyningstilsynet i en fælles nordisk anmeldelse.
Link til Energinet nyhed med draft-rapporter
PUNKT 8 – INDKØB AF FCR-D
NEDREGULERING
INDKØB AF FCR-D NEDREGULERING I DK2
• Energinet, Statnett, Sevnska kraftnät og Fingrid vil alle påbegynde indkøbet af FCR-D nedregulering fra starten af 2022
• De tekniske krav for FCR-D nedregulering vil blive en spejling af de allerede eksisterende krav for FCR-D opregulering
• Budindmelding for FCR-D nedregulering forventes at foregå på samme måde som for FCR-D opregulering
• Anlæg skal prækvalificeres af Energinet før det er muligt at levere FCR-D nedregulering. En prækvalifikation er gældende i 5 år.
• De nye krav til FCR-N og FCR-D, jf. punkt 7, omfatter også det nye produkt FCR-D nedregulering. Disse nye krav forventes at blive implementeret i løbet af 2022.
• Anlæg i DK2 der er interesseret i at levere FCR-D nedregulering kan kontakte ear@energinet.dk
Indkøb i DK2 fra og med d. 1. januar 2022
PUNKT 9 – TEST AF TEKNISK
INTERFACE MED BSP’ER
MULIGHED FOR TEST AF TEKNISK INTERFACE
• For uddybning, se materiale vedr. dette fra det nordiske NBM webinar vedr. nordisk aFRR kapacitetsmarked. Materiale findes her, se slide 20-22.
Mulighed for BSP’er: test af teknisk interface
Kontakt electricitymarket@energinet.dk senest d. 1. marts for deltagelse
PUNKT 10 – FCR COOPERATION
FCR COOPERATION
Første auktion kørte d. 18. januar 2021 til levering d. 19. januar 2021.
Set fra Energinets side var auktionen en succes, idet vi fik dækket vores behov i FCR Cooperation til en markant lavere pris end i det tidligere lokale vestdanske marked, samtidig med at danske aktører afgav tilbud.
Afregningen mellem Energinet og de danske leverandører har været fejlbehæftet – vi er ved at rette fejlene.
Nyt FCR-marked i Vestdanmark
FCR COOPERATION
20
Prisudvikling i 2021
FCR COOPERATION
Prissætning (4-timers blok)
• FCR indkøbes i 4-timersblokke
• Prisen skal angives som én pris i EUR/MW for hele perioden Delelige vs. udelelige bud
• Bud op til 25 MW kan markeres som ”udelelige” eller ”delelige”
• Udelelige bud kan springes over, hvis det samlet set vil give færre omkostninger.
• 1 MW bud bør altid markeres som ”deleligt” da buddet ellers risikere at blive sprunget over.
Nyt FCR-marked i Vestdanmark
FCR COOPERATION
• Afregning sker via eSett
• eSett kan ikke afregne for et symmetrisk produkt og heller ikke for 4-timersblokke
• Afregningsgrundlaget bliver derfor opgjort pr. time som FCR-opregulering
• Time 1: 1 MW ~ 20 EUR/MW
• Time 2: 0 MW ~ 0 EUR/MW
• Time 3: 0 MW ~ 0 EUR/MW
• Time 4: 0 MW ~ 0 EUR/MW
• Time 5: 1 MW ~ 25 EUR/MW
• Leverandøren modtager selvfølgelig den fulde betaling for det leverede produkt, men selve afregningsfilen oplyser det som opregulering pr. time
22
Nyt FCR-marked i Vestdanmark
FCR COOPERATION
Import- og eksportgrænser
• Lokal pris dannes først
• når eksportgrænsen overskrides eller
• den danske core share først dækkes efter CBMP er nået
• og det endelig auktions resultat ville have været påvirket
Nyt FCR-marked i Vestdanmark
FCR COOPERATION
I henhold til System Operation Guideline Appendix VI skal FCR anskaffes pr. LFC-kontrolblok.
De enkelte LFC-kontrolblokke kan eksportere og importere indenfor de angivne grænser.
Der er mulighed for begrænsninger internt i LFC-kontrolblokkene.
TenneT har vurderet, at der er behov for at begrænse eksporten af FCR fra Vestdanmark til maksimum 20 MW i 2021.
24
Dansk eksportbegrænsning
FCR COOPERATION
FCR-algoritmen tillader ikke begrænsninger internt i en LFC-kontrolblok, derfor er det midlertidigt nødvendigt at lade Vestdanmark deltage som om det var sin egen LFC-kontrolblok.
Det giver desværre en core share for Vestdanmark på 6 MW, som skal købes lokalt i DK1.
Da vi stadig skal overholde SOGL-reglerne, bliver DK1s eksport begrænset til 30% af vores behov, dvs. 6 MW eksportmulighed.
Forventningen er at algoritmen er opdateret ultimo 2021.
TenneTs eksportbegrænsning for DK1 skal evalueres senest primo 2022, hvorefter planen er, at eksportbegrænsningen skal hæves og på længere sigt helt fjernes.
Dansk eksportbegrænsning
FCR COOPERATION
Husk at melde ændringer i prækvalificere mængder, kontaktpersoner mv. til Energinet.
Energinet er ansvarlig for at opdatere stamdata på Internetplatformen Regelleistung!
Energinets kontaktpersoner for FCR Cooperation:
Peter Bruhn (pbu@energinet.dk) Kathrine L. Jørgensen (klj@energinet.dk)
electricitymarket@energinet.dk
26
