AKTØRARBEJDSGRUPPEMØDE FOR SYSTEMYDELSER

(1)

AKTØRARBEJDSGRUPPEMØDE FOR SYSTEMYDELSER

30. juni 2021

Aktørarbejdsgruppemøde 1

Energinet, Virtuelt møde kl. 09:30 - 12:30

• Mute jeres mikrofon under mødet når der ikke stilles spørgsmål

• Brug chatten til at stille spørgsmål i under de forskellige præsentationer

(2)

AGENDA TIL AKTØRARBEJDSGRUPPEMØDE

30. juni 2021

Velkomst 2

09.30 Velkomst Kia

Siden sidst og spørgsmål til orienteringsmaterialet Kia

Status på nyt mFRR-marked i DK2 Kia

Pilot virtuelle målere Thomas

FCR-D Down: Nyt produkt i DK2 fra årsskifte Erica

mFRR EAM – opfølgning på aktørmøde Erika/Caroline

PAUSE

Status fra Driften Henning Haugaard

aFRR Kia

Energinet fokus 2022 Kia

12:00 Tak for i dag

(3)

AGENDA TIL AKTØRARBEJDSGRUPPEMØDE

30. juni 2021

Siden sidst og spørgsmål til orienteringsmaterialet 3

09.30 Velkomst

Siden sidst og spørgsmål til orienteringsmaterialet Status på nyt mFRR-marked i DK2

Pilot virtuelle målere

FCR-D Down: Nyt produkt i DK2 fra årsskifte mFRR EAM – opfølgning på aktørmøde

PAUSE

Status fra Driften aFRR

Energinet fokus 2022 12:00 Tak for i dag

(4)

SIDEN SIDST

30. juni 2021

(5)

SPØRGSMÅL TIL ORIENTERINGSMATERIALET

30. juni 2021

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. Høring afsluttet ved FSTS d. 3. marts 2021.

Link til FSTS høring Energinet forventer en afgørelse fra FSTS inden sommerferien.

2) Metode for reguleret pris og metode cost plus

Udkast til afgørelse til metode for Reguleret pris er i høring hos FSTS til 2. juli 2021.

Metode for Cost plus er i offentlig høring ved FSTS til 2. juli 2021.

Link til FSTS høring - Reguleret pris

Link til FSTS høring - Cost plus

3) Metode for kontinuert

spændingsregulering i normaldrift

På baggrund af det analyserede behov for kontinuert spændingsregulering udskydes beslutningen om afregning af leveret spændingsregulering i normaldrift.

Se vedlagt materiale under punkt 3.

4) Lokal fleksibilitet Metoden for lokal fleksibilitet forventes godkendt inden længe, og forventes at blive taget i brug fra august i forbindelse med revisioner i transmissionsnettet.

Se vedlagt materiale under punkt 4.

5) Indkøb af FCR-D nedregulering i DK2

Indkøb fra start 2022. Se vedlagt materiale under punkt 5.

6) mFRR energiaktiveringsmarked Nordisk mFRR energiaktiveringsmarked Se vedlagt materiale under punkt 6.

(6)

AGENDA TIL AKTØRARBEJDSGRUPPEMØDE

30. juni 2021

Status på nyt mFRR-marked i DK2 6

09.30 Velkomst

PAUSE

(7)

STATUS PÅ NYT mFRR-MARKED I DK2

30. juni 2021

Status på nyt mFRR-marked i DK2 7

(8)

8

MÅNEDSAUKTIONER I DK2 JAN 2021 FEB 2021 MAR 2021 APR 2021 MAJ 2021 JUNI 2021 JULI 2021

Behov 360 360 360 360 360 360 360

Købte MW 329 358 359 288 274 349 356

Marginalpris –kr/MW/h 44 49 54 200 300 75 87

Samlede udgifter –mio.kr. 10,8 11,7 14,4 41,5 61,1 18,9 23,0

Udfordringer ved mFRR markedet

• mFRR auktionerne i Østdanmark kørte planmæssigt indtil Kyndby 22 fik havari den 23. marts.

• Kyndby 22 var ude af drift i perioden 23. marts – 20. april & 24. april – 5. maj.

• Udetiden for det ene anlæg på 260 MW nødvendiggjorde erstatningsauktion for sidste del af marts måned samt utilstrækkelige mængder i månedsauktionen for april og maj måned.

• Prisen i månedsauktionerne fluktuerer med en faktor 7 set over årets første syv måneder

(9)

9

Udfordringer ved mFRR markedet - fortsat

• Priserne i dagsauktionen i DK2 er steget væsentlig pga. utilstrækkeligt udbud/kapacitet.

• Priserne i dagsauktionen i DK1 er i normalsituationer præget at stort overudbud.

• Forskellen mellem dagsprisen i DK1 og DK2 har ligget på gennemsnitligt 300 kr/MW/h i 2. halvår 2021

DAGSAUKTIONER I DK2 JAN 2021 FEB 2021 MAR 2021 APR 2021 MAJ 2021 JUNI

Gns. køb i MW ²⁷³ ²⁵⁶ ³¹⁰ ³¹⁸ ³²⁹ ²⁵⁶

Gns. marginalpris –kr/MW/h ⁹⁶ ⁶⁰ ¹¹⁷ ³⁴⁶ ³⁸³ ¹⁶³

Samlede udgifter –mio.kr. ^19,8 ^10,3 ^33,9 ^79,6 ^93,6 ^30,3

DAGSAUKTIONER I DK1 JAN 2021 FEB 2021 MAR 2021 APR 2021 MAJ 2021 JUNI

Gns. køb MW ²⁹⁰ ²⁹³ ²⁸⁹ ²⁸⁹ ³³² ²⁹⁰

Gns. marginalpris –kr/MW/h ⁶⁵ ³⁶ ¹⁷ ¹⁷ ³⁸ ⁶

Samlede udgifter –mio.kr. ^14,1 ^8,0 ^3,7 ^3,6 ^16,0 ^1,4

(10)

Illustration af timepriser i dagsauktionerne

(11)

NEXT STEPS

• Øget markedsovervågning over sommerperioden

• Evaluering af månedsmarkedet , jf. metodegodkendelsen

30. juni 2021

Aktørarbejdsgruppemøde 11

DRØFTELSE

Evaluering og læringspunkter ifm. opstart af nyt marked?

(12)

AGENDA TIL AKTØRARBEJDSGRUPPEMØDE

30. juni 2021

Pilot virtuelle målere 12

09.30 Velkomst

PAUSE

(13)

PILOT VIRTUELLE MÅLERE

Definition ”Virtuel måler”: Tilnærmede værdier for eleffekt baseret på matematiske modeller og driftsparametre.

Baggrund for pilotprojekt: At forbedre markedsadgangen for fleksible enheder uden separat elmåler. Dette er blandt interessant for aktører med mange mindre enheder, hvor

omkostningen er høj ved at etablere separate målere for hver enkelt enhed.

Formål: At undersøge anvendelsen af virtuel måling til validering af systemydelser for herefter at udforme hensigtsmæssige krav til fremtidig opsætning af virtuelle målere.

Afgrænsning: Pilotprojektet omfatter udelukkende validering af systemydelser og kan derfor ikke sidestilles med den lovpligtige afregningsmåler.

Betragtning omkring baseline: Erfaringer opsamles i piloten for den samlede usikkerhed ved forecast af forbrug (ex-ante), en kalkuleret baseline (ex-post) og en ”virtuel måler”.

Pilotprojektet løber i andet halvår af 2021.

30. juni 2021

Pilot virtuelle målere 13

(14)

AGENDA TIL AKTØRARBEJDSGRUPPEMØDE

30. juni 2021

FCR-D Down: Nyt produkt i DK2 fra årsskifte 14

09.30 Velkomst

PAUSE

(15)

FCR-D DOWN: NYT PRODUKT I DK2 FRA ÅRSSKIFTE

• 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. Kontakt Thomas, trm@energinet.dk, for prækvalifikation af anlæg.

• De nye krav til FCR-N og FCR-D, som forventes at blive implementeret i løbet af 2022, omfatter også det nye produkt FCR-D nedregulering.

• Anlæg i DK2 der er interesseret i at levere FCR-D nedregulering kan kontakte ear@energinet.dk

30. juni 2021

FCR-D Down: Nyt produkt i DK2 fra årsskifte 15

(16)

AGENDA TIL AKTØRARBEJDSGRUPPEMØDE

30. juni 2021

mFRR EAM –opfølgning på aktørmøde 16

09.30 Velkomst

PAUSE

(17)

mFRR EAM – OPFØLGNING PÅ AKTØRMØDE

1. Aktivering og rampekrav – drøftelse af muligheder 2. Emergency Volumes – oplæg til drøftelse

3. Indmeldelse af bud til Direct aktivering

4. Implementeringstidsplan (kommentarer til tidsplan og drøftelse af implementeringsmuligheder)

5. Drøftelse af aktørdialog fremadrettet – med fokus på implementering hos aktører

30. juni 2021

mFRR EAM –opfølgning på aktørmøde 17

OUTLINE

(18)

AKTIVERING OG RAMPEKRAV

1

(19)

STANDARD PRODUKT

• Standard produkt for mFRR energiaktivering gælder for TSO-TSO udveksling.

• TSO’erne bestemmer eventuelle krav til ramping lokalt.

• Målet er stabil og forudsigelig respons på aktiveringer. Effektubalanceafregningen tilpasses, så den bedre understøtter det.

• Den nye effektubalanceafregning er i proces med at blive metodegodkendt.

ISP

mFRR standard product Time of

electronic order

12,5 min 7,5 min

30. Juni 2021 Aktivering og rampekrav

(20)

ELEMENTER I DEN NYE EFFEKTUBALANCEAFREGNING

• Effektubalanceafregning udvides til at omfatte både DK1 og DK2.

• Aktøren svarer tilbage på en aktivering fra Energinet med en selvstændig plan for mFRR reguleringen. Dvs.

den nuværende effektplan for et anlæg eller sum af anlæg vil fra november 2022 ikke indeholde mFRR reguleringer.

• Planen for mFRR reguleringen er i 1-minuts opløsning og opdelt på kategorierne havvindpark, sum af solanlæg (ikke hustags), sum af landvind, samt pr. enhed for både forbrugs- og produktions-anlæg større end 10 MW ellers sum af anlæg.

• Beregningsgrundlaget for aktørens effektubalance vil være effektplanerne (uden mFRR-reguleringer) tillagt den selvstændige plan for mFRR-regulering.

• Der må rampes hurtigere end standard-produktet, men det skal ske symmetrisk omkring kvartersskift.

• I Automated Operation kan der rampes på 14 minutter uden effektubalance – fra T-7 til T+7

(aktiveringsordre sendes T-7,5 og effektplan for mFRR reguleringen kan derfor tidligst leveres T-7).

30. Juni 2021

Aktivering og rampekrav 20

Allowed response Not allowed response

(21)

MFRR AKTIVERING

21

Automated Operation

* For all four quarters in the next hour

AOF result TSO bid GCT

BSP activation

TSO mFRR request and ATC

BSP bid GCT*

Fully activated

Activate bids Submit bids Filter bids Select bids _cationVerify

Standard product

BSP bid GOT

H-45

* For all four quarters in the next hour

QH+5

QH-7,5

QH-17 QH-15 QH-13

Full activation time (FAT)=15

QH+7,5

jf. mFRR IF – no later than 12:00 for all MTUs next day

QH+0

QH-7

14 minutter – reel tid til at rampe

30. Juni 2021 Aktivering og rampekrav

(22)

AKTIVERINGSRAMPE

• The activation order will specify the start and stop for activation as the points in the middle of the expected ramp

• The expected delivery ramp is

"symmetrical" ramping around the ordered start and stop time

30. Juni 2021

Aktivering og rampekrav 22

T-7,5 Time given in T+7,5

activation request

Time given in activation request Accepted:

Not accepted:

(23)

EMERGENCY VOLUMES

- i mFRR energiaktiveringsmarked

2

(24)

OUTLINE

1. I hvilke situationer skal Energinet bruge Emergency Volumes

2. Oplæg til regler for indmelding, aktivering og afregning af Emergency Volumes;

3. Oplæg til processen for aktivering af Emergency Volumes

4. Muligheder for SCADA til SCADA kommunikation (fx TASE 2) en evt. alternativ kommunikation – oplæg til diskussion

5. Forskel på beredskab/afhjælpende tiltag og Emergency Volumes – kort

30. juni 2021

Emergency Volumes 24

(25)

OVERBLIK OVER BUD-UDVÆLGELSESPROCES

i det Nordiske automatiserede mFRR energiaktiveringsmarked

Common bid selection scheduled

activation (AOF)

mFRR

Request Activate

(electronic ordering) Imbalance

forecast

Bid collection and bid filtering mFRR ATC

Pricing, Settlement &

transparency

Local bid selection (fall-

back) BSP bids

ATC after ID

Common bid selection with direct

activation (non AOF)

Emergency Volumes 30. juni 2021 25

(26)

FRA NORMALDRIFT TIL FALLBACK

30. juni 2021

Normal drift

Automatisk aktivering Fælles nordisk clearing

Lokal fallback MED nordisk clearing Energinet kan ikke anvende automatisk aktivering for et antal

BSP’er via ECP.

Aktiveringsbehov kan muligvis dækkes af Emergency Volumes Fælles nordisk clearing

Lokal fallback UDEN nordisk clearing

Aktiveringsbehov dækkes af Emergency Volumes

Ingen fælles nordisk clearing

Alle TSO’er er i lokal

fallback

(27)

FALLBACK SITUATIONER HVOR EMERGENCY VOLUMES SKAL BRUGES

Emergency Volumes er primært tænkt i disse situationer:

• Kontrol Center EL ved ikke hvad der skal aktiveres, fx i tilfælde af at Energinet har ikke modtaget en liste med hvilke bud der skal aktiveres fra fra den nordiske platform/algoritme.

• Det vil være krævende for Energinets operatører at aktivere standardbud, der kan være mange, og de kan indeholde komplekse budattributter.

• Tid er en faktor, og man skal kunne aktivere en passende mængde inden for få minutter.

• Energinet kan ikke komme i kontakt med aktørerne via ECP, så uanset om der vides, hvad der skal aktiveres, kan dette ikke kommunikeres til aktørerne, der muligvis heller ikke kan indsende bud.

• Er det bare én hvor kommunikationen ikke virker, aktiveres dem der har fungerende kommunikation.

• Er der flere aktører, hvor kommunikationen ikke virker, er det relevant med Emergency Volumes.

Emergency Volumes vil ofte være meget lig det resultat der kom fra nordisk platform i sidste ”gode” kvarter (Q). Der vil således reelt være tale om en ”stay where you are, if you can”-aktivering i den næste periode. Der fortsættes dermed med den allerede aktiverede volumen af mFRR energi bud og justerer volumen efter behov.

30. juni 2021

I det kommende nordiske mFRR energiaktiveringsmarked

(28)

EMERGENCY VOLUMES - MARKEDSREGLER

30. juni 2021

OPLÆG TIL DISKUSSION

Hvornår skal volumener meldes ind? Kl. 17:00 dagen før for den næste driftsdøgn;

Kan opdateres løbende (fx efter intraday marked clearing).

Volumen-størrelse som indmeldes Hele tilgængelig volumen per aktør.

Tidsopløsning 1 time.

Aktivering Manuel – via SCADA (eller evt. telefon)

Aktiveringstid (FAT) 15 min.

Pris Ingen ‘bud’ pris.

Afregning af aktivering Områdepris (day-ahead) + en markup (fx 30 %).

Frivillighed Emergency volumener sendes ind frivilligt (gælder ikke solgte reserver)

IT kommunikation SCADA til SCADA

(29)

HVORDAN SIKRER VI AT VI HAR EMERGENCY VOLUMNER NOK?

• Indkøbte reserver – mængder, svarende til reserver, skal sendes ind (og opdateres) som Emergency Volumner til Energinets SCADA

• Simpel indmelding:

•

Kun én volumen (per retning) per aktør

•

Ingen pris

• Indmeldte værdier for Dag1 automatisk gentages Dag2 i Energinets SCADA indtil de opdateres af aktører:

•

Opdatering af mængder er vigtig i selve fallback drifts situation når Emergency volumes skal bruges

30. juni 2021

OPLÆG TIL DISKUSSION

(30)

PROCES FOR AKTIVERING AF EMERGENCY VOLUMES

1. Følgende driftsinfo sendes til aktører:

- Fortsætte igangværende aktivering (hold setpunktet) - Indmeldte Emergency volumner skal opdateres ASAP

2. Emergency mængder aktiveres og setpunktet fjernes gradvist én aktør ad gangen 3. Kontrolcenter tjekker udveksling og frekvensen:

- Justerer aktivering af Emergency volumes

4. Overgang til normaldrift:

- Kontrolcenter tilnærmer aktiveringer til resultater fra AOF - Aktiveringer svarerne AOF via ECP

30. juni 2021 30 Emergency Volumes

(31)

Indmelding – SCADA

Aktivering – SCADA

Indmelding – ECP

Aktivering – Telefon

MULIGHEDER FOR SCADA BASERET LØSNING (FX TASE2)

OPLÆG TIL DISKUSSION

Produktionstelegrafen (TASE2 kommunikation) fungerer i dag via Energinets lukkede private netværk og findes allerede hos alle produktionsanlæg i transmissionsnettet.

Der er tegn på at BRPer fra Beredskabsstyrelsens side vil blive inddraget i Energinets forpligtigelse til at kunne aflevere/modtage beredskabs meldinger og denne funktion ligger i produktionstelegrafen.

I det omfang at det bliver et krav at installere produktionstelegrafen er det en mindre opgave at implementere funktion for aktivering af Emergency Volume.

30. juni 2021

(32)

PRODUKTIONSTELEGRAF (BEREDSKAB) VS EMERGENCY VOLUMES I MFRR

ENERGIAKTIVERINGSMARKED

Produktionstelegrafen anvendes i dag til

• Driftsmeldinger (f.eks. Setpunkts ændring for spændingsregulator)

• Krisehåndtering (f.eks. Afhjælpende tiltag i form af yderligere effekt eller frekvensregulering)

• Beredskabsmeldinger.

Produktionstelegrafen anvendes ikke til afhjælpende tiltag, hvis der er et marked. Afhjælpende tiltag vil altid være sidste udvej.

Produktionstelegrafen kan udvides til at indeholde aktivering af Emergency Volumes i mFRR energiaktiveringsmarked.

30. juni 2021

(33)

DIREKTE AKTIVERING

3

(34)

STANDARDPRODUKT: SCHEDULED- OG DIRECT- AKTIVERING

34

Scheduled aktivering Eksempel på det længste direct

aktivering

1. Preparation period

2. Ramping period

3. FAT – full activation time

4. Minimum duration of delivery period (5 min)

5. Maximum duration of delivery period:

a) 5 min in scheduled activation b) 20 min in direct activation

Direkte aktivering 30. juni 2021

(35)

35

CMOLS FOR SCHEDULED OG DIRECT AKTIVERING

Price

[EUR/MWh]

Volume [MW]

Scheduled Only Products (SA) Direct Activatable Products (DA)

Scheduled AOF

All Bids goes into the Scheduled Clearing

One run each 15 min

Volume [MW]

Direct AOF

Only remaining DA bids are available

Selected in the

scheduled clearing, and thus not available for Direct Activations

Can run any point in time after the scheduled run Bid transfer after the scheduled

clearing

(36)

ANVENDELSE

36

Scheduled aktivering (SA):

- Aktiveringer baseret på beregninger (prognoser) af ubalancer forud for kvarteret Direct aktivering (DA):

- Aktiveringer baseret på hændelser/behov der opstår i løbet af kvarteret.

- Mulighed for aktivering af resterende bud tilovers fra scheduled clearing og som er tilgængelige i Direct Activation. ‘Scheduled only’ bud frasorteres.

- Energinet har behov for at der er bud som kan aktiveres løbende – imellem Scheduled aktiveringer hver 15. minut.

- Det er frivilligt for aktører at stille bud til rådighed til Direct activering.

DERFOR er vi interesserede i indikation af, om de fleste bud vil være både SA og DA.

- Har I gjort jer overvejelser om anvendelsen af ‘SA only’ og DA?

- I hvilke situationer, vil det være en fordel/nødvendighed kun at være scheduled aktiveret?

(37)

IMPLEMENTERINGSTIDSPLAN

4

(38)

38

ENERGINET – IMPLEMENTATION PLAN

Go-live in November 2022.

No transition phase – 60 minutes bids in old format prior to go-live;

15 minutes bids in new format after go-live.

Changing delivery shape (symetric ramps) will also be aligned with go-live.

Testing will start primo Q2 2022.

Test Health check (heartbeat)

Implementeringsplan 30. juni 2021

(39)

AKTØRDIALOG FREMADRETTET

5

(40)

AKTØRDIALOG FREMADRETTET

1. Hvordan kan vi bedst understøtte jer i jeres implementering?

a) Skal vi oprette et online-forum (fx en teams kanal)?

b) Skal vi reservere nogle tidsslots til Q&A?

2. Skal vi reservere et tidsslot efter sommerferien til spørgsmål/afklaringer?

- Læs Implementation Guide og send spørgsmål på forhånd.

30. juni 2021

Aktørdialog fremadrettet 40

Med fokus på implementering

(41)

PAUSE

(42)

AGENDA TIL AKTØRARBEJDSGRUPPEMØDE

30. juni 2021

Status for driften 42

09.30 Velkomst

PAUSE

(43)

STATUS FRA DRIFTEN

30. juni 2021

Status fra driften 43

(44)

AGENDA TIL AKTØRARBEJDSGRUPPEMØDE

30. juni 2021

aFRR 44

09.30 Velkomst

PAUSE

(45)

aFRR – nationalt kapacitetsmarked i DK2

• Hvornår ventes go-live på det lokale DK2 kapacitetsmarked?

•

Energinet har tidligere udmeldt at vi arbejder for en teknisk go-live af et nationalt aFRR

kapacitetsmarked i november 2021. Dette betyder at Energinets egen IT opsætning er i stand til at supportere et nationalt marked i DK2.

•

Det er endnu usikker hvornår indkøb af aFRR i DK2 vil starte. Dog har Energinet d. 22/6 informeret om følgende (link til nyhed):

• Information om markedsåbning vil blive offentliggjort 5-6 måneder forud for åbningen.

• Forløbet med prækvalifikation og signaltest vil forløbe sig 5-1 måneder før markedsåbningen.

• End-2-end test vil køres som det sidste del af onboardingen, forventeligt 2-1 måneder før markedsåbningen.

• Det kan forventes at datoen for selve markedsåbningen meldes ud sidst på sommeren.

30. juni 2021

aFRR 45

Aktør spørgsmål til det kommende nationale aFRR kapacitetsmarked i DK2

(46)

aFRR – nationalt kapacitetsmarked i DK2

• Hvordan dimensioneres det danske indkøb? Er det 12MW? I alle timer eller kun i udvalgte timer?

• Dimensioneringen af indkøbet af aFRR i DK2 når det nordiske aFRR kapacitetsmarked er implementeret er endnu ikke besluttet

• Vil kravene fra det europæiske aFRR standardprodukt være gældende allerede i det lokale DK2 marked, i det nordiske marked eller først ved overgang til PICASSO? Hvad bliver FAT-kravet for aFRR i Norden før PICASSO - er FAT på 5 min ved step input?

• Kravene forsøges vidt muligt strømlinet med slutproduktet, som er PICASSO krav. Derfor er Full Activation Time også på 5 min med et nationalt marked såvel som det nordiske marked. Der er flere tilgange til selve rampen og hvordan det skal indføres, dette er dog ikke besluttet endnu.

30. juni 2021

aFRR 46

Aktør spørgsmål til det kommende nationale aFRR kapacitetsmarked i DK2

(47)

aFRR – nordisk kapacitetsmarked

• Hvornår ventes go-live på det nordiske aFRR kapacitetsmarked? Vi kan forstå, at flow-based projektet fortsat er plaget af forsinkelser, som påvirker go-live for den nordiske aFRR kapacitetsmarked. I den officielle tidsplan hedder

implementeringen tidligst Q1 2022, men vi kan forstå, at flow-based forsinkelser på yderligere 4-6 måneder kan rykke implementeringstidspunktet til Q3 2022.

• Hvordan vil nordisk aFRR blive aktiveret i perioden 2022-2024 (frem til overgang til PICASSO)? Der indgår ikke et aFRR aktiveringsmarked i NBM projektet. Vil aktiveringen blive algoritmebaseret ud fra en CMOL – og i så fald på hvilket platform og vil den have go-live samtidig med kapacitetsmarkedet? Eller vil det blive aktiveret pro rata som i dag? Vi kan forstå, at de nordiske TSOer vil efter sommerferien udgive en strategi for etablering af et aFRR energiaktiveringsmarked i Norden, og er interesserede i hvad den indeholder og hvordan et evt. aktiveringsmarked påvirker den i forvejen udfordrede

implementeringsplan.

30. juni 2021

aFRR 47

Aktør spørgsmål til det kommende nordiske aFRR kapacitetsmarked

(48)

AGENDA TIL AKTØRARBEJDSGRUPPEMØDE

30. juni 2021

Energinet fokus 2022 48

09.30 Velkomst

PAUSE

(49)

ENERGINET FOKUS 2022

30. juni 2021

Energinet fokus 2022 49

Bedre

aktørsupport og IT-understøttelse

Roadmap mod 2030 Markedsbarrierer

for VE, fleksibelt forbrug mv.

? ?

INPUT FRA AKTØRER

(50)