SIKKERHEDSGUIDE NØDUDGANGE HJERTESTARTER SAMLINGSSTED

Transkript

1 SIKKERHEDSGUIDE NØDUDGANGE HJERTESTARTER SAMLINGSSTED

2 AKTØRARBEJDSGRUPPEMØDE FOR SYSTEMYDELSER 6. Juni 2019 Erritsø 2

3 10.00 Velkomst Diverse info Diverse input fra driften Nordic Balancing Model Frokost Status på indkøb af afrr mfrr kapacitetsreserver i DK1 og DK Status på PICASSO og MARI (europæiske platforme for FRR) Blok- og synkronaftaler i Norden og kontinentet Nordiske frekvensreserver Opsummering og evaluering Tak for i dag 3

4 10.00 Velkomst Diverse info Diverse input fra driften Nordic Balancing Model Frokost Status på indkøb af afrr mfrr kapacitetsreserver i DK1 og DK Status på PICASSO og MARI (europæiske platforme for FRR) Blok- og synkronaftaler i Norden og kontinentet Nordiske frekvensreserver Opsummering og evaluering Tak for i dag 4

5 BEHOVSVURDERING Status Fire områder, hvor der sker udvikling: Dimensionering af FRR-reserver Etablering af en Fast Frequency Reserve FFR Lokale nedreguleringsmarkeder geografiske bud Pilotprojekt for spændingsregulering på Lolland senere metode for lokal spændingsregulering Næste behovsvurdering skal udkomme 1. november

6 REGULERET PRIS OG COST PLUS Bekendtgørelsen træder i kraft (1. januar 2019) Workshop 1 (4. marts 2019) Fælles forståelse for den nye Systemansvarsbekendtgørelse Input og ideer fra aktørerne til om metoder for Reguleret pris og Cos Plus+ Præhøring af metoder (10. marts 1. april) Første udkast af metoder for Reguleret pris og Cost Plus sendes til aktører Workshop 2 (11. april) Videre arbejde med metode for Reguleret pris Videre arbejde med metode for Cost Plus Høring af metoder (30. april maj) Anmeldelse af metode(r) til Forsyningstilsynet (29. maj 2019) Energinet har gennemført 2 workshops og 2 høringer I alt 7 virksomheder har deltaget: 3 kraftværksejere, 2 varmeselskaber, 2 brancheforeninger. Metoderne blev sendt til Forsyningstilsynet 29. maj og bør snart komme i høring i FSTS-regi 6

7 REGULERET PRIS OG COST PLUS Principskitse 7

8 REGULERET PRIS OG COST PLUS Nogle centrale (nye) principper i de to metoder Cost plus: Der kan vælges alternativ til dokumenterede fællesomkostninger; 10 kroner/mw/time Der kan vælges alternativ til dokumenteret forrentningskrav: renten på 10-årige statsobligation + 10,0 % Reguleret pris: Gennemsnit af højeste pris hvert af tre forudgående år = historisk pris Hvis ikke der er en historisk pris, skal der afregnes med cost plus 8

9 HØRING AF TEKNISKE KRAV TIL SYSTEMGENOPRETTELSESRESERVE Kontaktperson: Peter Bruhn Energinet forventer at sende tekniske krav til Systemgenoprettelsesreserve i høring primo juni Jf. Netregel for nødsituationer og systemgenoprettelse Udbud af systemgenoprettelsesreserve i DK2 for perioden forventes Q Vi er fortsat interesserede i at flest muligt kan byde på ydelsen, så vi undgår reguleret pris - Energinet er positiv overfor at lade en markedsaktør tilslutte en motor til en synkronkompensator og derved give markedsaktøren mulighed for at deltage i udbuddet - Vilkår for tilslutning, arealleje, sikkerhed mv. skal aftales med Energinet Eltransmission A/S - I udbuddet kan det forventes at der skal gives én pris, som indeholder alle omkostninger - Nettilslutning, arealleje, leje af synkronkompensator, mv. er Energinet Elsystemansvar A/S uvedkommende 9

10 HØRING AF TEKNISKE KRAV TIL RESERVEFORSYNING PÅ ØERNE Kontaktperson: Peter Bruhn Energinet forventer at sende tekniske krav til reserveforsyning på øerne (Bornholm, Læsø, Anholt) i høring primo juni Jf. Netregel for nødsituationer og systemgenoprettelse Udbud af reserveforsyning til Bornholm for perioden forventes Q Fortsat krav om n-1-sikkerhed på produktionsanlæg - Vi er fortsat interesserede i at flest muligt kan byde på ydelsen, så vi undgår reguleret pris - I udbuddet kan det forventes at der skal gives én pris, som indeholder alle omkostninger - Nettilslutning, arealleje, mv. er Energinet Elsystemansvar A/S uvedkommende 10

11 10.00 Velkomst Diverse info Diverse input fra driften Nordic Balancing Model Frokost Status på indkøb af afrr mfrr kapacitetsreserver i DK1 og DK Status på PICASSO og MARI (europæiske platforme for FRR) Blok- og synkronaftaler i Norden og kontinentet Nordiske frekvensreserver Opsummering og evaluering Tak for i dag 11

12 ORIENTERING OM BEGRÆNSNINGER PÅ ØRESUNDSFORBINDELSEN I 2020 Fra den 30. marts til den 18. april (uge 14 16) er der begrænsning på Øresundsforbindelsen til Sverige ude, da Svenske Kraftnät skal flytte en linje ved Döshult. I forbindelse med reinvesteringen af det ene 400 kv-kabelsystem udskiftes først reservekablet. Udskiftningen tager tre uger (uge 16 18), og påvirker ikke kapaciteten på forbindelsen. I forbindelse med reinvesteringen af Øresundsforbindelsen forventes kablerne at blive udskiftet fra den 4. maj til den 7. juni 2020 (uge 19 23). Derudover er der for nuværende lagt tre ugers buffer ind i revisionsplanen, da tidsplanen er meget vejrafhængig. Uge nr Kapacitet på Øresundsforbindelsen Revisioner Udskiftning af reservekablet Udskiftning af 400 kv-kablet Backup periode Begrænsning pga. Sverige 12

13 OPDATERING AF TF (REVISIONSPLANLÆGNING) Energinet Elsystemansvar vil i løbet af 2019 udarbejde et nyt udkast til TF og anmelde til FSTS i slutningen af året Det forventes ikke at ændre det store for aktørerne udover. Det mest centrale er en ny frist (dato) for indmeldelse til den nationale revisionsplanlægning jf. TF I dag er deadline senest d. 1. oktober for de produktionsbalanceansvarliges indmelding til revisionsplanlægningen for produktionsanlæg større end 25MW. Fremadrettet fra 2020 forventer vi at denne deadline ændres til senest d. 1. august. 13

14 SPØRGSMÅL TIL DRIFTEN? 14

15 10.00 Velkomst Diverse info Diverse input fra driften Nordic Balancing Model Frokost Status på indkøb af afrr mfrr kapacitetsreserver i DK1 og DK Status på PICASSO og MARI (europæiske platforme for FRR) Blok- og synkronaftaler i Norden og kontinentet Nordiske frekvensreserver Opsummering og evaluering Tak for i dag 15

16 FREMTIDSSIKRING AF BALANCERINGEN AF ELSYSTEMET HÅNDTERING AF NORDISKE FREKVENS UDVEKSLING MED EUROPA TIDSSVARENDE IT- SYSTEMER OG PROCESSER Forsyningssikkerhed Harmonisering Automatisering 16

17 SAMFUNDSØKONOMISK VÆRDI Værdiskabelse afspejles f.eks. i TSO-tarif, balanceringsomkostning for forbrugere/producenter og indtjeningsmuligheder for leverandører af fleksibilitet Vurdering af europæiske gevinst Using the limited availble capacity more efficiently Billion euro/year 1,5 1 0,5 Vurdering af nordiske gevinst Mio. euro/year DA market coupling ID market coupling welfare gains to be obtained welfare gains already obtained Balancing market integration 50 0 Regulerkraftmarked (historisk) afrr reservekapacitet (beregnet) Kilde ACER: Market Monitoring Report

18 EUROPEAN BALANCING GUIDELINE (EBGL) DET REGULATORISKE FUNDAMENT Kilde: 18

19 BALANCERING I DAG I NORDEN NOIS Listen Statnett SvK Operatører bruger listen som input når bud udvælges, aftaler nordisk optimering 19

20 SAMMENLIGNING GAMLE OG NYE TIDSPLAN Nye tidsplan sikrer nordiske mfrr og afrr balancemarkeder, og forsinkelse af integration i europæiske platforme Nordic afrr capacity market MARI and Picasso go-live Nordic mfrr capacity market Single price model mfrr balancing process automation 15 minutes time resolution Finalize 1st gen NBM Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Go-live afrr capacity market Go-live 15 minutes resolution on energy markets Go-live standard mfrr products macebased mfrrbalancing and TSO-TSO settlement (1st generation NBM) 20

21 DANSKE PROBLEMSTILLINGER Stor andel af sol/vind og udlandsforbindelser påvirker behov for balancering i Danmark, samtidig med deltagelse i to synkronområder DK1 (kontinental europæiske synkron område) Deltagelse i nordiske regulerkraftmarked og afrr kapacitetsmarked Følge nordiske implementering som planlagt? DK2 (nordiske synkron område) Marked for mfrr kapacitetsreserve efter 2021 Storebælt 21

22 NORDISK BALANCERINGSMODEL, ORGANISATION Marts 2018 Cooperation Agreement SN, SvK, EN og FG

23 NBM Roadmap Kristine Bock, NBM projektleder Energinet Visit

24 Revideret NBM roadmap publiceret 29.maj

25 25

26 NÆSTE SKRIDT AKTØR INVOLVERING Jeres spørgsmål er vigtige - involvering sikre hensyntagen til jeres problemstillinger Energinet Elsystemansvar - Aktørarbejdsgruppemøde - Dialogforum Norden - Entso-e høringsside - NBM hjemmeside - Nordic reference group New TSO proposal for NBM roadmap Stakeholder webinar Energinet national reference group 6.6 Fingrid national reference group 5.6 Webinar for Finnish stakehold ers 7.6 stakeholder consultation Svenska kraftnät national reference group mid-june Statnett national reference group 18.6 Consultation end August 16th TSO review period Nordic Stakeholder reference group meeting medio September Updated NBM Roadmap considering the stakeholder feedback Autumn 2019 Stakeholder webinar 26

27 Market based System operation - Danish experience 27

28 VEJEN TIL NY ROADMAP SAMMENLÆGNING TVÆRGÅENDE ARBEJDE MODNING Marked Data NBM 15 min Automatisering IT Operation Træning Infomations sikkerhed

29 Roadmap for 1.gen. NBM 29

30 Main building blocks of roadmap 1. Nordic afrr capacity market 2. Nordic mfrr capacity market 3. Single price Single balance model min time resolution 5. mfrr balancing process automation (including changes to the mfrr energy activation market) 6. Data and transparency 7. Outlook for energy activation markets 30

31 TSO timeline vurderinger Risici Nøgleressourcer Regulatorprocess IT udvikling 31

32 Nordic afrr capacity market afrr cap market EB GL Article 33(1) & 41(1), Article 38(1) & 58(3) and Article 34(1) Roadmap Market design processes with delivery from TSO to NRA Single price model All TSOs on EB GL Article 52(2) Nordic harmonisation (not regulated by EB GL) Nordic mfrr capacity market mfrr cap market EB GL Article 33(1) & 41(1) and Article 34(1) mfrr balancing process automation FRR EB GL Article 30(1), Art. 20, Art 21 and Article 50(1) Period shift - NRA/terms & conditions Terms & Conditions (BRP/BSP), EB GL Art. 18, Derogation(s) from some EB GL requirements, EB GL Art. 62(2) 15 minutes time resolution National regulations of metering & settlement for datahubs Update of market design for mfrr energy market (15 min ISP) Follow up 15 min ID market and DA/NEMOS -update terms & condition Exemption from 15 min ISP 15 min ISP, EB GL Article 53(2) Finalize 1st gen NBM Use of specific products, EB GL Art. 26 (1) Use of product for remedial actions Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Delivery from TSO to NRA Go-live afrr capacity market Go-live 15 minutes resolution on energy markets mace based mfrr balancing (1st gen NBM) 32

33 Roadmap IT activities Nordic afrr capacity market Common capacity market afrr Single price model Local MMS Nordic mfrr capacity market Common capacity market mfrr mfrr balancing process automation Nordic mfrr AOF for different products Present information for operators (step towards Nordic security function) Local NBM tasks ACE & Imbalance forecast Electronic ordering of activations Common "system" for operational procedures and instructions Establish IT operations - platform & organization Training and simulation solution NOIS Data hub 15 minutes time resolution esett Local systems TSO Capacity management: RSC, NOIS Local TSO systems (MMS, HVDC, Capacity mgmt) Automatic control of HVDC connections (Svk) Finalize 1st gen NBM mace based mfrr TSO-TSO settlement AOF support DA Extended support for special regulation/remedial action and supportive power Support for standard mfrr products Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 33

34 IMPACT FOR AKTØRER Automatisering ved højrere tidsopløsning Udskifte/opgradere målere Forskriftsændringer Afregningsændringer: onboarding esett, single price single position model Datakvalitet: til tiden, uden huller, korrekte Informationsudveksling: krav til transparency og standardprodukter? 34

35 SPØRGSMÅL

36 10.00 Velkomst Diverse info Diverse input fra driften Nordic Balancing Model Frokost Status på indkøb af afrr mfrr kapacitetsreserver i DK1 og DK Status på PICASSO og MARI (europæiske platforme for FRR) Blok- og synkronaftaler i Norden og kontinentet Nordiske frekvensreserver Opsummering og evaluering Tak for i dag 36

37 PAUSE

38 10.00 Velkomst Diverse info Diverse input fra driften Nordic Balancing Model Frokost Status på indkøb af afrr mfrr kapacitetsreserver i DK1 og DK Status på PICASSO og MARI (europæiske platforme for FRR) Blok- og synkronaftaler i Norden og kontinentet Nordiske frekvensreserver Opsummering og evaluering Tak for i dag 38

39 DET NORDISKE afrr KAPACITETSMARKED (DK2) Forslag i høring hos nordiske aktører Webinar den Aktørarbejdsgruppemøde den Metodeanmeldelse sendt til de nordiske regulatorer NordReg høring: Requests for amendments forventes som led i sagsbehandlingen Reservation af op til 10% af handelskapaciteten Pay-as-bid til start marginalprisafregning om senest to år FAT på 5 minutter i Norden generelt Tidligst idriftsættelse af afrr kapacitetsmarkedet pr. 1. marts

40 PLAN FOR afrr I DK1 Fra i dag og frem til ultimo 2019: Levering via Skagerrak 4 Lejlighedsvise ad-hoc indkøb i DK1 via udbud Fra til medio : Månedsudbud i DK1 Symmetrisk produkt. Minimum budstørrelse: 1 MW. Pay-as-bid. Leveringsevnekontrakter udgår. Metoden er allerede godkendt af Forsyningstilsynet. Vil denne indkøbsmodel kunne fungere fornuftigt i 3½ år? Fra medio 2023 (plan): DK1 en del af det fællesnordiske afrr kapacitetsmarked 40

41 HVORDAN LEVERES afrr TIL NORDEN I OVERGANGSPERIODEN Fra til : Indkøb af 100 MW afrr i DK1 og levering af 12 MW til Norden i afgrænsede tidsrum via Storebæltsforbindelsen. Fra : Indkøb af 90 MW afrr i DK1 til brug i DK1. Accepterede bud i DK2 leverer afrr til Norden. Hvilken fremgangsmåde vil være ønskelig, hvis det nordiske afrr kapacitetsmarked bliver yderligere forsinket? March 2020 Q

42 10.00 Velkomst Diverse info Diverse input fra driften Nordic Balancing Model Frokost Status på indkøb af afrr mfrr kapacitetsreserver i DK1 og DK Status på PICASSO og MARI (europæiske platforme for FRR) Blok- og synkronaftaler i Norden og kontinentet Nordiske frekvensreserver Opsummering og evaluering Tak for i dag 42

43 INDKØB AF MFRR I DK1 Ny forbindelse og udløb af SK4-aftalen Skagerrak4 er i dag største dimensionerende enhed i DK1 og udløser behov for 682 MW FRR. Energinet køber kun mfrr-opregulering SK4 aftalen sikrer Energinet 100 MW afrr. Efter udløb forventes 100 MW afrr købt i DK1. Der deles i dag 300 MW mfrr-opregulering via Storebælt fra DK2 til DK1, hvilket betyder, at der i dag indkøbes 282 MW i DK1 på daglige auktioner COBRAcable er på 700 MW i sendeende, hvilket svarer til ca. 680 MW i modtageende. COBRAcable ændrer derfor ikke på behovet for mfrr (generelt). Såfremt deling over Storebælt ophører som følge af de nye synkronområdeaftaler, vil indkøbet for FRR ændre sig i DK1. Synkronområdeaftalen tillader deling, men det skal aftales inden for LFCblokken. 43

44 ERSTATNINGSINDKØB AF MFRR I DK2 Tilføjelse til Udbudsbetingelser Anlæg med en responstid på op til 90 minutter kan deltage i udbuddet, når der gennemføres erstatningsindkøb i DK2 som følge af udetid på anlæg på længerevarende aftaler. Energinet kan indkøbe op til 300 MW reserver med en responstid på op til 90 minutter på grund af en reservedelingsaftale med Svenska kraftnät. I de nuværende lange aftaler for mfrr i DK2 er der indkøbt 200 MW langsomme anlæg. Ved udetid på disse køber Energinet i dag et bedre produkt, end det der går ud af markedet. Det er ikke nødvendigt og begrænser visse anlæg i at deltage i markedet. Håndteringen af anlæg med en responstid på op til 90 minutter vil ske manuelt, og der laves ingen IT-ændringer, der kræver involvering af aktørerne. IT-understøttet løsning forventes i forbindelse med det nye markedsdesign for indkøb af mfrr i DK2 efter

45 NYT DESIGN FOR INDKØB AF MFRR KAPACITET I DK2 EFTER 2020 Fakta (uændret): En andel på 40 % af behovet i DK2 indkøbes i et timebaseret dagsmarked fælles med DK1 med dynamisk reservation af kapacitet på Storebæltsforbindelsen. Den resterende andel af behovet i DK2 købes lokalt i DK2 på månedskontrakter. Anlæg med en starttid på op til 90 minutter har mulighed for at deltage i en andel af udbuddet. Afregning i begge markeder sker efter marginalpris Proces: Beregningsmetode for reservation Muligheder i forbindelse med budgivning (fx blokbud, linkede bud m.v.) Aktørworkshop i august Endelig metodeanmeldelse forventes i Q Kilde: Energinets hjemmeside

46 10.00 Velkomst Diverse info Diverse input fra driften Nordic Balancing Model Frokost Status på indkøb af afrr mfrr kapacitetsreserver i DK1 og DK Status på PICASSO og MARI (europæiske platforme for FRR) Blok- og synkronaftaler i Norden og kontinentet Nordiske frekvensreserver Opsummering og evaluering Tak for i dag 46

47 MANUAL MARI AUTOMATIC PICASSO

48 EU REGULERING SÆTTER NU SCENEN Balancing Guideline Requires TSOs to establish and operate PAN EU afrr and mffr Balancing Platforms Electricity Network codes Regulation on the internal market for electricity Provisions on Balancing Markets that also has to be respected Clean Energy Package 48

49 DEN OVERORDNEDE TIDSLINJE 6 Months to approve or suggest amendments 30 Months for TSO s to implement Go-live IF all deadlines are met go-live will be 18/

50 STRUKTUREN I FORSLAGENE Art. 29 Art. 30 Art. 50 Activation Purposes Proposal Pricing Proposal: Pricing of Balancing Energy Pricing Proposal: Pricing of Cross-Zonal Capacity RR IF Art 19 mfrr IF Art 20 afrr IF Art 21 TSO-TSO Settlement of Intended Energy Exchange IN IF Art 22 Imbalance Settlement Harmonization Proposal Art 52 TERRE Platform +2 years MARI Platform +4 years PICASSO Platform +4 years IGCC Platform +2 years 50

51 STATUS PÅ FORSLAGENE 18/ All TSO s handed over to the regulators 6 legal proposals together with corresponding explanatory documents and answers from the stakeholder consultation (+ 500 Pages) Now All NRA s have to approve or request amendments deadline is 6 months else it goes to ACER We already have been indicated that.. 51

52 FOKUS FOR MARI & PICASSO I DISSE MÅNEDER Organisering af de indre linjer skal også på plads Organisation between 43 TSO s Allocation of tasks Liability and cost sharing Preparing IT procurement and system infrastructure 52

53 BALANCERING I DAG I NORDEN NOIS Listen Statnett SvK Operatører bruger listen som input når bud udvælges, aftaler nordisk optimering 53

54 NORDISK VS EUROPÆSIK AOF Bid filtering Valid data is a key pre-requesite Bid formats 1 MW Linked bids 15 min. Electronic activation Big Data mfrr: Proactive forecast per area afrr: Establish LFC controllers New pricing rules One price model New imbalance settlement price, 15 min 54

55 KOMMENDE EU HØRINGER UNDER EBGL Allokering af overførselskapacitet i forbindelse med fælles balancekapacitetsmarkeder Standard Product for Balancing Capacity Stakeholder workshop 6 juni, se fodnote for link Tilmelding senest 31/5 55

56 10.00 Velkomst Diverse info Diverse input fra driften Nordic Balancing Model Frokost Status på indkøb af afrr mfrr kapacitetsreserver i DK1 og DK Status på PICASSO og MARI (europæiske platforme for FRR) Blok- og synkronaftaler i Norden og kontinentet Nordiske frekvensreserver Opsummering og evaluering Tak for i dag 56

57 DRIFTSAFTALER Dansk-tysk-luxembourgske LFC-kontrolblok Kontintentaleuropæiske synkronområde Kaj Christensen, Peter Bruhn 57

58 DRIFTSAFTALER Dansk-tysk-luxembourgske LFC-kontrolblok Ændringsanmodning modtaget fra regulatorerne: - Redaktionelle ændringer: - Please correct Danish-German-Luxembourgish LFC block - Undgå at beskrive noget, der er beskrevet i andre metoder / regler brug henvisninger i stedet - Rampebegrænsninger - Beskriv de eksisterende rampebegrænsninger for hver enkelt HVDC-forbindelse - FRR-dimensionering - Bedre beskrivelse af dimensioneringsregler og forholdet mellem afrr og mfrr - TSO erne har indtil 25. juni til at indarbejde ændringer og sende nyt forslag til regulatorerne. 58

59 DRIFTSAFTALER Kontinentaleuropæiske synkronområde Synchronous Area Framework Agreement - Godkendt og underskrevet - Trådte i kraft 14. april Erstatter Operation Handbook som herefter ikke længere er gældende 59

60 SYNKRON OG BLOK AFTALE I NORDEN - STATUS Forslag til metodologier iht. SOGL sendt til godkendelse hos de Nordiske regulatorer, 14- September Proposal for ramping restrictions for active power output - Proposal for coordination actions aiming to reduce FRCE - Proposal for the FRR dimensioning - Proposal for the frequency quality defining parameters and the frequency quality target parameter. - Proposal for the dimensioning rules for FCR - Proposal for additional FCR properties - Proposal for limits for the exchange of FCR - Proposal for the methodology to determine limits on the amount of exchange and sharing of FRR/RR between synchronous areas. Godkendt 14. marts 2019 Anmodning om revideret forslag fremsendt 14. maj 2019 forventet godkendelse 14. juni 2019 Ny aftale (SOA) forventes underskrevet i august september

61 FRR DIMENSIONERING Revideret forslag til FFR dimensionering var i offentlig konsultation i april Forslaget beskriver reglerne for FRR dimensionering, der vil blive introduceret i NBN-projektet. En første version af de fremtidige dimensionerings kriterier forventes testet I efteråret

62 FRR DIMENSIONERING - EN LÆRINGSPROCES NBM-projektet vil udarbejde en plan for hvordan man kan involverer interessenter, herunder nationale tilsynsmyndigheder, i den videre udvikling af FRR-dimensioneringen og evalueringskriterier. 62

63 HIGH-LEVEL A probabilistic approach as required by SOGL Dimensioning is based on disturbances and "normal imbalances separately "Normal imbalances will be considered for the whole LFC Block and the total needed reserve volume is optimized within grid constraints (geographical limitations) starting from imbalances in each LFC area Disturbances will initially be handled as an individual TSO responsibility due to all congestions in the grid and national responsibility for system security (options for sharing between TSOs will be used if possible on bilateral or multilateral basis) Med andre ord så skal vi i DK2 (til den tid, når det nye balanceringskoncept er implementeret) have manuelle reserver til at kunne håndtere største udfald og tilstrækkelige automatiske reserver til at kunne opfylde frekvenskvalitets parametrene FRCE, principielt som vi i dag har det i DK1. 63

64 10.00 Velkomst Diverse info Diverse input fra driften Nordic Balancing Model Frokost Status på indkøb af afrr mfrr kapacitetsreserver i DK1 og DK Status på PICASSO og MARI (europæiske platforme for FRR) Blok- og synkronaftaler i Norden og kontinentet Nordiske frekvensreserver Opsummering og evaluering Tak for i dag 64

65 DET SVENSK/ØSTDANSKE FCR-MARKED Henning Parbo Formatændringen i forbindelse med flytning af auktionssoftwaren fra Sverige/TRANS til Norge/Fifty har ikke været tilfredsstillende. Nyt produkt på vej: FCR-D nedregulering Med henvisning til SOGL skal der introduceres et nyt systemydelsesprodukt i Norden, FCR-D nedregulering. Tidsplanen siger p.t. Q4/2021. Forsyningstilsynet har meddelt, at de forventer en metodeanmeldelse som baggrund for denne ændring. Sagen drøftes aktuelt mellem Energinet, Svk, Forsyningstilsynet og Ei. 65

66 FCR-DESIGN PROJEKTET For det nordiske synkronområde Ca. 20 år gamle individuelt fortolkede regler for FCR-N & -D og en forværret frekvenskvalitet heraf Opdatering af fælles krav og proces for prækvalificering af FCR-N & -D For strenge krav til FCR-D ift. systemets behov i lav inerti situationer Opblødning giver behov for ny reserve, FFR (Fast Frequency Reserve) FCP feasibility study skal finde optimalt design baseret på non-technical feasibility/mca study Link til fælles nordisk nyhed og offentlige rapporter omkring FCR-Design projektet. 66

67 DEN FYSISKE LEVERING AF YDELSER DK2 Frekvens (Hz) MW Ubalance opstår Aktivering af regulerkraft (RK) FCR-D FCR-N Regulerkraft (RK) min ~5 30 sek ~2-3 min ~ 15 min

68 Et frekvensforløb under en fejl er typisk defineret ved en overskridelse af frekvensbåndet for normaldrift, efterfulgt af en maksimalt tilladt momentant frekvensafvigelse og en efterfølgende steady-state frekvensafvigelse. CE Norden Standard frequency range ±50 mhz ±100 mhz maximum instantaneous frequency deviation Maximum Steady- state frequency deviation 800 mhz 1000 mhz 200 mhz 500 mhz Det vil være mængden af inerti, systemets selvregulerende effekt, størrelsen af udfaldet, frekvensniveauet før hændelsen og specifikationen på FCR reserven (Frequecy Containment Reserve) og volumen af reserven, som bestemmer frekvensforløbet under en fejl. 68

69 LAV VS. HØJ INERTI I SYSTEMET Energinet

70 ESTIMERET KAPACITET FRA HYDRO FOR FCR-D DER KAN PRÆKVALIFICERES I FINLAND Energinet

71 TECHNICAL REQUIREMENTS FOR FFR NAG Inertia 2020 project will produce technical requirements Example of the options that have been studied: Trigg = 49.6 Hz, Delay = 1.0 s Trigg = 49.7 Hz, Delay = 1.3 s Trigg = 49.5 Hz, Delay = 0.7 s 71

72 72

73 INERTIA DURING 2018 SUMMER Inertia GWs 136 GWs O3 downregulation 73

74 N-1 FREQUENCY NADIR REGRESSION MODEL 74

75 IMPLEMENTATION TIMELINE NEW FCR Decision point Decision point Q3 '19 Implementation feasibility study Identifies best FCR-D + FFR combination Preparations for the pilot phase Q3 '20 Pilot phase Small amount of units prequalified according to the new requirements Q3 '21 Transition phase All pre-qualifications performed according to the new requirements // Q3 '26 No old FCR in the system Pre-qualification of FCR-D down Introduction of FCR-D downwards 6/8/

76 FFR IMPLEMENTATION TIMELINE Nordic activity Design of technical requirements Agreements and operational procedures Forecasting and monitoring tools Start of FFR procurement Energinet activity Design of market model IT system upgrades Contracts etc. documents Pre-qualification tests Q1 '19 Q3 '19 Q1 '20 Q2 '20 6/8/

77 10.00 Velkomst Diverse info Diverse input fra driften Nordic Balancing Model Frokost Status på indkøb af afrr mfrr kapacitetsreserver i DK1 og DK Status på PICASSO og MARI (europæiske platforme for FRR) Blok- og synkronaftaler i Norden og kontinentet Nordiske frekvensreserver Opsummering og evaluering Tak for i dag 77

78 TAK FOR I DAG