AKTØRMØDE SO GL OG NC ER - MØDEREFERAT

Transkript

1 1/7 Energinet.dk Tonne Kjærsvej 65 DK-7000 Fredericia REFERAT CVR-nr AKTØRMØDE SO GL OG NC ER - MØDEREFERAT Dato: 8. september 2017 Forfatter: AIE/MDA Tid: Onsdag den 6. september 2017, kl Sted: Energinet, Tonne Kjærsvej 65, 7000 Fredericia Dagsorden: 1. Generel introduktion til de 8 netregler Se præsentationen Generel introduktion til de 8 netregler. Deltagerne havde på mødet mulighed for at spørge ind til netreglerne i forbindelse med de respektive præsentationer, og de behandlede emner følger herunder. En deltager spurgte i forbindelse med præsentationen af CACM ind til bevæggrunden for at etablere mulighed for flere børser i en region. Svaret er, at denne mulighed etableres for at sikre børsernes konkurrencemulighed, og det derfor er en beslutning, der begrundes i den fri konkurrence på markederne altså er det konkurrencemyndighedernes beslutning. Derfor skal børsernes fælles algoritme nu tilpasses, så den kan indpasse flere børser. Der blev efterfølgende spurgt ind til, om dette ikke øger kompleksiteten og dermed fejlmargin i markedet. Oplægsholder forsikrede deltagerne om, at man har meget fokus på at sikre de korrekte algoritmer og processer for at undgå eventuelle fejl i markedet Deltagerne spurgte også ind til Region Hansa, og om der foreligger særlige forhold her. Oplægsholder kunne fortælle, at der i regionerne pt. er fokus på at udarbejde forslag til kapacitetsberegningsmetoder samt metode for redispatch og modhandel. Derudover er der fra dansk-tysk side særligt fokus på den dansk-tyske grænse og mulige modhandelsmodeller, efter der er lavet en politisk aftale om at øge kapaciteten på grænsen. Dette fokusområde grunder i det pressede nordtyske net, som til tider vanskeliggør kapacitetsudveksling. Til spørgsmål om, hvorvidt denne region er oprettet som en slags buffer-zone mellem Region Norden og resten af Tyskland, var svaret, at Hansa-regionen er tænkt som en midlertidig region. Når naboregionerne har implementeret kapacitetsberegningsmeto- Dok. 16/ Offentlig/Public

2 2/7 derne, skal der ses på, hvor det giver bedst mening at placere Hansa-forbindelserne. Tyskerne har pt. problemer med at aftage i deres net. ACER har i forbindelse med udviklingen af kapacitetsmetoder præciseret, at der er tre mulige løsninger på denne problemstilling på henholdsvis kort, mellemlangt og langt sigt: modhandel, nye budzoner eller investeringer i nettet for at fjerne de opfattede handelsbegrænsninger, som det tyske net skaber i dets nuværende stand. Det har altid været ulovligt at begrænse grænser som følge af interne begrænsninger, hvilket også skal overholdes i de nye kapacitetsberegningsmetoder. I forbindelse med begrebet variabel produktion blev der spurgt, om dette passer ind i det fælles europæiske reservemarked. Svaret var, at variabel produktion indpasses ud fra, hvordan den ser ud. Aktører kan melde bud ind frem til 25 minutter før driftstimen, og på dette tidspunkt bør variabel produktion, som vind, have kvalificerede bud på produktionen til rådighed. Deltagerne var også nysgerrige på, om det er muligt at skabe dette fælles reservemarked med de flaskehalse og andre hindringer, der findes. Disse kan ligge i distributionsnet, som Energinet ikke driver. Oplægsholder forklarede, at danske bud allerede i dag bliver sendt til en europæisk platform, og at det kun er aktivérbare bud, der sendes (ikke bud som ikke kan realiseres på grund af fx flaskehalse). Det blev samtidig bekræftet, at TSO-DSOsamarbejdet naturligvis skal optimeres så vidt muligt for at skabe det bedst mulige marked. En deltager spurgte ind til, om dette fælles marked påvirker fremtidens vindmølleetableringer i Danmark, når der ændres på elpriserne, som tidligere har begunstiget vedvarende energikilder. Oplægsholder forklarede, at man allerede opererer med fælles udbud med fri placering. Et eksempel er et fælles dansk-tysk udbud på solceller, som endte med en dansk placering. Et fokusområde er desuden at harmonisere ubalanceprisen, så der afregnes ensartet på europæisk plan, hvilket ikke er tilfældet i dag. Deltagerne spurgte overordnet ind til Energinets rolle som både operatør af transmissionssystemet og systemansvarlig; Energinet fungerer umiddelbart både som myndighed og transmissionssystemoperatør, og hvordan Energinet skelner mellem de roller i forbindelse med løsning af gennemførselsopgaven for EU regulativerne. Svaret er, at EU har oprettet ENTSO-E og har pålagt dem og her under Energinet opgaven uden at differentiere mellem rollerne som systemansvarlig virksomhed og transmissionssystemoperatør. Desuden er Energitilsynet den overordnede myndighed i forbindelse med gennemførelse af netreglerne, ikke Energinet. Afslutningsvis blev der spurgt til, om der kommer nogen ændringer, hvis nettet er ved at falde sammen, mere præcist om der etableres en overordnet myndighed, der har ansvaret for at opretholde balancen. Hertil er svaret, at der ikke laves ændringer i den nuværende konstellation. Der findes såkaldte LFC-blokke 1 og -areas i Europa. Disse skal hver især kunne genoprette balance inden for et kvarter og skal råde over nok reserver til denne genoprettelse. 1 LFC = Load-Frequency Control

3 3/7 2. SO GL og NC ER Der henvises til præsentationerne Introduktion til SO GL & NC ER og SO GL NC ER i detaljer (med artikelhenvisninger), som blev gennemgået på mødet. Nedenstående er de yderligere emner, der blev taget op i forbindelse med gennemgangen. Opdelingen er sådan, at SO GL omhandler normal drift (normal state) og skærpet drift (alert state). Nøddrift (emergency state), spændingsløst net (blackout state) og systemgenoprettelse (restoration state) dækkes af NC ER. Forskellen på guidelines og netregler er, at en guideline udstikker rammerne for de krav, der skal fastsættes, og der udarbejdes derefter metodebeskrivelser. Netregler er lov og indeholder ingen oplæg til etablering af metodebeskrivelser. I forbindelse med SO GL er det vigtigt at være opmærksom på, at den engelske tekst er gældende i Danmark ved afgørelse af visse juridiske tvister. Det er den engelske tekst, der er vedtaget. Oversættelserne er ikke juridisk bindende, og dette står i forordningen. Indholdet i SO GL og NC ER kan desuden virke unødigt detaljeret med beskrivelser af retningslinjer på områder, som kan virke indlysende for os i Danmark. Grunden til dette er, at disse regler omfatter alle EU lande (27). En del af de 27 lande har ikke før haft lignende krav til deres systemansvarlige virksomhed eller TSO. I krav for tilslutning stiller vi krav, som skal holde de næste tyve til tredive år (anlægs antagelige levetid). Ældre anlæg, som er idriftsat inden reglernes ikrafttræden, skal også indpasses i systemet, selv om de har meget forskelligartet produktion og mangel på styring. Inden for rammerne i SO GL og NC ER kan den systemansvarlige, som i dag, ændre på krav eller stille nye relevante krav, hvis systemsikkerheden er truet. Det samme gælder for kravene i NC ER. Af de fire fremtidsscenarier, der udarbejdes på europæisk plan, vælger Energinet det mest sandsynlige og tilpasser reglerne herefter. Dette valg baseres på det faktum, at vi i Danmark har et relativt højt fleksibelt forbrug. På produktionssiden har vi ca små anlæg og mellemstore, større og 35 store anlæg. Med hensyn til systemtilstrækkelighed er f.eks. batterier ikke omfattet af EU forordningerne. Energinet har ikke indtil nu haft data på batterier i forbrugernes installationer. Men dette kommer måske, så vi kan styre nettet og elsystemet. Batterier er dynamiske et øjeblik er de forbrugsenheder og et andet produktionsenheder. Systemforsvarsplanen, som er krævet i henhold til NC ER, omfatter de, der leverer de

4 4/7 nødvendige reserver og ydelser. Den aktiveres, når systemet er i skærpet drift. Planen aktiveres via nettelegrafen, som deltagerne allerede kender. Vi tilpasser sammen med aktørerne den eksisterende plan til de nye krav, da denne er velfungerende og gennemarbejdet, og vi ser derfor ikke umiddelbart nogen grund til at udarbejde en ny. En deltager spurgte ind til processen i forbindelse med udarbejdelse af metodebeskrivelser til SO GL om dette kommer til at foregå på nationalt eller europæiske plan. Oplægsholder forklarede, at disse udarbejdes i både ENTSO-E-regi og regionalt regi. Nogen metodebeskrivelser er europæiske, og nogle er regionale for synkronområderne. Energinet står som systemansvarlig for at balancere det sammenhængende kollektive elforsyningsnet. Hver producent eller forbruger har en handelsmæssig balanceansvarlig, som har ansvaret for deres portefølje. I henhold til CACM og SO GL skal der nu indsamles flere data fra aktørerne, og deltagerne spurgte ind til, hvordan processen vil ændre sig i forhold til indlevering af data i henhold til de nye regler. I forhold til CACM er der allerede taget stilling til dette, da Energinet ikke ønsker at belaste aktørerne mere end nødvendigt med den første ændring. Derfor baserer man som følge af dette så vidt muligt dataindlevering på køreplanerne, der indleveres i dag. Oplysninger omkring brændselstype tilføjes ved at koble køreplanen med anlæggets/generatorens GSRN-nummer, som igen er koblet til de registrerede stamdata, som indeholder oplysninger om brændselstype. Oplysninger fra flere ens enheder kan som i dag aggregeres. Med SO GL vil der komme flere krav. Der er flere grunde til, at man ønsker at indsamle disse brændselstype-data. De udgør et vigtigt element i miljødata/beregning af miljøbelastning og prognoseberegninger. Desuden bruger man disse data til at specificere enheder med to generatortyper, da opstartstider etc. kan variere. Stamdataregisteret, der indeholder disse data, hører under Energistyrelsen, men administreres pt. af Energinet. I forbindelse med spørgsmål omkring en nærmere specifikation af kommunikation og udveksling af realtidsdata, kunne Energinet oplyse, at dette skal beskrives af den systemansvarlige TSO. Desuden kunne det oplyses, at Energinet holder opstartsmøde for kommunikationsrelaterede arbejdsgrupper den 28. november 2017, og at der bliver udsendt en invitation til dette opstartsmøde snarest. Energinet arbejder videre på at specificere og implementere metoder til dataudveksling beskrevet i det danske system og i de danske branchesamarbejder omkring SmartGrid, men det er sikkert, at vi skal arbejde mere med datasikring. Vi forventer at opdele emnet omkring informations-/dataudveksling i tre arbejdsgrupper, men det bliver der taget en endelig beslutning om på aktørmødet den 28. november. Driftsplanlægning og beregning af sikkerhedsgrænser laves som en common grid-model for henholdsvis DK1 og DK2, og der laves beregninger og simuleringer herudfra. Med hensyn til udetidsindberetning er fristen for indmelding til revisionsplanlægning ændres fra oktober til august. I dag skal anlæg over 25 MW indmelde/ansøge om udeti-

5 5/7 der senest i oktober, da disse anlæg ikke kan tages ud uden at få tilladelse fra Energinet eller Energistyrelsen. Den systemansvarlige skal på lige fod med produktionsanlæg have rådighedstal/-tider fra DSO'er og TSO. En deltager bemærkede, at det er ønskeligt, at der kommer en arbejdsgruppe om udetidsplanlægning, hvor man fortsætter den proces, der blev vedtaget sammen med aktørerne tidligere. I dag melder aktører ind i løbet af efteråret og kan dårligt planlægge reparationer på de nuværende vilkår; kort sagt kan aktørerne ikke få udetider til reparationer, før det er for sent. Som svar forklarede oplægsholder, at en metode til udvælgelse af relevante assets er under udarbejdelse i EU. Når denne er offentliggjort, og metoden er klar på engelsk fra den europæiske arbejdsgruppe, tager vi den op på nationalt plan på et eller flere møder. Med hensyn til reserver kan karakteristika på disse ændre sig. Svenske Kraftnät og norske Statnett har foreslået et moderniseret koncept for beregning af kapacitetsgrænser i balancering (LFC-områder) af det nordiske elsystem, og der følger måske ændringer af dette arbejde. En anden ændring kan være på vej ude i fremtiden i forbindelse med tilslutningskrav om at have inerti-egenskaber. NC RfG fastsætter, at vi kan kræve, at produktionsanlæg besidder kunstige inerti-egenskaber. Metoden skal ensrettes i Europa, da inerti beregnes forskelligt rundt om i Europa. Vi afventer en fælles metode i Europa, inden der træffes en beslutning om, hvad der skal gælde i Danmark. Til information for de med interesse i kommunikationsområdet er der den 14. november 2017 høring af ny kommunikationsmetode (KORRR) i Bruxelles. Arbejdsgruppe om revisionsplanlægning Vi har tidligere lagt op til, at vi ville udarbejde en revideret udgave af TF teknisk forskrift om revisionsplanlægning. Dette arbejde sammenlægger vi nu med implementering af SO GL-arbejdet vedrørende dette emne. Opstart af arbejdsgruppe for revisionsplanlægning er under planlægning. Vi udsender invitation, når vi har et samlet overblik over tidsafhængigheder til andet metodearbejde. Nyttige definitioner - introduktion til de 8 netregler Definitioner i Balancing Guideline: BRP: Balance responsible party BSP: Balancing service provider Nyttige definitioner SO GL / NC ER SGU: Significant Grid User BNB: Betydende Netbruger GSRN: Global Service Relation Number (pr. anlæg og også pr. generator i visse anlæg)

6 6/7 Uddybende forklaringer på de forskellige reservetyper: DK1 FCR (frequency containment reserve), der tidligere blev kaldt primærreserven, består af produktions- eller forbrugsenheder, der automatisk reagerer på frekvensændringer i nettet ved hjælp af frekvensmålere på selve det anlæg, der leverer reserven. Ved op- eller nedregulering balancerer enhederne produktion og forbrug i nettet, så frekvensen stabiliseres omkring 50 Hz. Populært sagt fintuner FCR frekvensen og skal derfor kunne aktiveres med få sekunders varsel. Kravet til FCRs samlede størrelse i det kontinentaleuropæiske synkronområde er fastlagt af ENTSO-E. Af den samlede mængde på +/ MW er hver TSO forpligtet til at sikre en mængde baseret på den forholdsmæssige elproduktion i transmissionsområdet. Mængden fastsættes på årsbasis og kan derfor variere år for år. Mængden for Vestdanmark ligger relativt stabilt, og Energinet har ansvaret for at sikre ca. +/-20 MW. FCR skal alene levere effekt, indtil afrr (sekundære reserver) og mfrr (manuelle reserver) tager over. Leveringshastigheden skal ligge indenfor sekunder, og reserven skal minimum kunne forblive aktiv i 15 minutter. Aktivering af FCR foregår automatisk ved frekvensafvigelser. DK2 FCR-N (frekvensstyret normaldriftsreserve) sikrer, at balancen mellem produktion og forbrug løbende opretholdes. På samme vis som den vestdanske FCR, fintuner FCR-N frekvensen gennem automatisk aktivering som resultat af frekvensafvigelser indenfor frekvensområde på 49,9-50,1 Hz. FCR-D (frekvensstyret driftsforstyrrelsesreserve) reagerer i nøddriftsområdet under 49,9 Hz. På denne måde sikrer FCR-D, at udfald i produktionen hurtigt balanceres. FCR-D er i lighed med den vestdanske FCR en hurtig ydelse, hvor 50 procent af effekten skal kunne leveres indenfor 5 sekunder den resterende effekt indenfor yderligere 25 sekunder. afcr (automatic frequency containment reserve)/primærregulering Leverandør har 30 sekunder til at nå det købte niveau og skal levere i minimum 15 minutter (efter 15 minutter er mfrr oppe på rette niveau). FRR (frequency restoration reserves) afrr leveres af anlæg, der kører på dellast, og af hurtigt startende anlæg og skal i hovedreglen kunne aktiveres indenfor 15 minutter. I dag køber vi desuden LFC (load frequency control) på Skagerak 4, som er en HVDC-forbindelse. Denne kan fjerne en eventuel ubalance på sekunder. For at kunne levere ydelsen, skal anlæggene være forbundet til udstyr hos den balanceansvarlige, der administrerer Energinets effektsignal. Reserven reagerer i praksis på ubalancer ved den jysk-tyske grænse og kan genoprette den planlagte balance indenfor 15 minutter, hvorefter de manuelle reserver kan overtage balanceringsopgaven. I visse tilfælde leveres afrr fra Vestdanmark til Østdanmark over Storebælt. mfrr (manual frequency restoration reserves) Ved aktivering sikrer mfrr (manuelle reserver) opretholdelse af balancen over længere perioder med ikke-planlagte udsving i produktion eller forbrug, eksem-

7 7/7 pelvis ved driftsstop på et kraftværk eller pludselige ændringer i vindmøllernes produktion. Anlæg skal være i stand til at levere den fulde effekt 15 minutter efter aktivering. Størstedelen af de danske reserver består af manuelle reserver. Begrebet manuelle reserver dækker over den kapacitet, der efter aftale med Energinet reserveres af aktørerne til manuel balancering af systemet i selve driftstimen. Aktører, der leverer manuelle reserver, det vil sige aktører som får rådighedsbetaling, er derfor forpligtet til at indgive bud på aktivering af denne kapacitet på regulérkraftmarkedet. Ved aktivering sikrer de manuelle reserver opretholdelse af balancen over længere perioder med ikke-planlagte udsving i produktion eller forbrug, eksempelvis ved driftsstop på et kraftværk eller pludselige ændringer i vindmøllernes produktion. RR (replacement reserves) Skal leveres efter 3 timer altså nå det ønskede niveau tre timer efter køb af reserven. Oversigt over reservetyper i Danmark og illustration af responstider