Embed Size (px)
Citation preview
Fleksibilitet – Fremtidig organisering av monopol og marked Et diskusjonsnotat om ulike modeller for integrasjon mellom fleksibilitetsmarkeder og aktører
Mai 2016
Oppdragsgiver:
Oppdragstaker:
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 2
Prosjekttittel: Fleksibilitet – fremtidig organisering av monopol og marked
Oppdragsgiver: Ole Haugen, Energi Norge AS
Oppdragstaker: Enfo Consulting AS
Prosjektdeltakere: Eilert Bjerkan (prosjektleder), [email protected] , +47 995 62 970 Harald von Heyden, [email protected], +47 922 88 103 Victoria Fearnley Landmark, [email protected], +47 470 91 955 Aleksandra Roos, [email protected], +47 902 31 347
Enfo Consulting AS er et datterselskap i Enfo-gruppen eid av Agder Energi Venture. Enfo Consulting
AS leverer konsulenttjenester både innenfor big data analyse, FoU/Smartgrid og softwareutvikling så
vel som transaksjonsrådgivning, forretningsutvikling, forbrukerfleksibilitet og markedsdesign.
Strategisk rådgivning til nordisk kraftbransje rettet mot nye roller og markedsdesign gjør våre kunder
bedre i stand til å møte fremtiden med økt forståelse for hvilke endringer man blir nødt til å
gjennomføre i egen organisasjon. Vi har et team med dedikerte spesialister som kan bidra både i
implementeringsprosjekter, FoU-prosjekter samt ulike rådgivnings- og strategiprosjekter.
Ansvarsfraskrivelse:
Selv om Enfo Consulting AS anser informasjon og meningsytringer i rapporten til å være fornuftige og
faktabaserte, kan ikke selskapet holdes ansvarlig for innholdet. Dette gjelder også utelatelser eller
feilinformasjon så vel som analyser, funn og resultater samt de anbefalinger som fremsettes i
rapporten. Antakelser og usikkerhet omkring fremtidig markedsdesign må ikke tolkes som annet enn
nettopp det. Enfo fraskriver seg derfor alt ansvar ovenfor tredjeparter i forbindelse med innholdet i
denne rapporten.
Meninger som fremkommer i denne rapporten er Enfo’s og konklusjonene er ikke nødvendigvis
støttet av oppdragsgiver eller bidragsytere som helhet eller delvis.
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 3
Forord Enfo Consulting AS har på oppdrag fra Energi Norge utarbeidet et diskusjonsnotat i forbindelse med
ulike modeller for aggregatortjenester og markedsdesign for anvendelse av fleksibilitet. Nødvendig
videreutvikling av DSO-rollen er også diskutert hvor deler av systemoperatøransvaret tillegges
nettselskapet som følge av at man i fremtiden må ned i distribusjonsnettet for å få tak i mer
fleksibilitet samtidig som det forventes økte variasjoner og flere flaskehalser som følge av mer
distribuert fornybar-produksjon.
Formålet med oppdraget var å etablere et bredere diskusjonsgrunnlag for bransjen slik at flest mulig
kan delta i diskusjonene omkring strukturendringene som vil måtte komme med digitaliseringen av
bransjen og det grønne skiftet.
I rapporten presenteres ulike modeller omkring aggregatorrollen og hvilke konsekvenser dette får for
oppgjørsmodellene, ulike modeller for et fremtidig fleksibilitetsmarked enten som en integrert del av
de eksisterende markedene eller som en ny markedsplass. Til slutt diskuteres DSO-rollen og mulige
fremtidige endringer for å håndtere lokale flaskehalser og utnytte fleksibilitet til å utsette
investeringer. Avslutningsvis presenteres en anbefaling med bakgrunn i de tema som er diskutert i
notatet.
Rapporten var ferdigstilt fra Enfo sin side 24.mai 2016.
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 4
Innhold
FORORD ........................................................................................................................................................... 3
INNHOLD .......................................................................................................................................................... 4
SAMMENDRAG ................................................................................................................................................ 6
BEGREPSLISTE .................................................................................................................................................. 7
INNLEDNING .................................................................................................................................................. 10
1. BEHOVET FOR FLEKSIBILITETSMARKED .................................................................................................. 13
2. AGGREGATORROLLEN ............................................................................................................................ 15
ULIKE AGGREGATORROLLER ..................................................................................................................................... 16 Integrert aggregator ....................................................................................................................................................... 16 Tredjeparts aggregator ................................................................................................................................................... 16 Regulert aggregator ....................................................................................................................................................... 16
DISKUSJON RUNDT AGGREGATORROLLEN .................................................................................................................... 17 UTDYPENDE BESKRIVELSE AV ULIKE AGGREGATORROLLER ............................................................................................... 18
Modell #1: Strømleverandør/Balanseansvarlig som aggregator .................................................................................... 18 Modell #2: Aggregator som strømleverandør ................................................................................................................ 18
KOMPENSASJONSMEKANISMER MELLOM KUNDE OG AGGREGATOR .................................................................................. 19 Inntektsdelingskontrakt .................................................................................................................................................. 19 Rabatt på strømavtalen .................................................................................................................................................. 20 Topartstariff .................................................................................................................................................................... 20 Annen kompensasjon (produkter og tjenester) ............................................................................................................... 21
3. POTENSIALE OG BARRIERER MED DAGENS MARKEDSDESIGN ................................................................ 22
DAGENS MARKEDSDESIGN ....................................................................................................................................... 22 POTENSIALE FOR FORBRUKERFLEKSIBILITET .................................................................................................................. 25 BARRIERER FOR REALISERING AV FORBRUKERFLEKSIBILITET ............................................................................................. 26
4. FLEKSIBILITETSMARKED ......................................................................................................................... 28
TJENESTELEVERANDØRMARKEDET – DET NYE SLUTTBRUKERMARKEDET? ........................................................................... 28 Energirådgivning ............................................................................................................................................................. 28 Smarthus aktører ............................................................................................................................................................ 28 Styringssystemer ............................................................................................................................................................. 28 Aggregator ..................................................................................................................................................................... 28
REGLER OM FORTRINNSRETT .................................................................................................................................... 30 Trafikklyskoordinering DSO-TSO ..................................................................................................................................... 30
FORESLÅTTE MODELLER FOR FLEKSIBILITETSMARKED ..................................................................................................... 31 1. Bilaterale avtaler ........................................................................................................................................................ 31 2. Integrasjon mot eksisterende markeder ..................................................................................................................... 32 3. Separat(e) markedsplasser for fleksibilitet (En felles eller flere lokale) ....................................................................... 36
5. NYTTEVERDI OG MULIGHETER MED FORBRUKERFLEKSIBILITET ............................................................. 40
SLUTTBRUKER/PLUSSKUNDE .................................................................................................................................... 41 BALANSEANSVARLIG/KRAFTLEVERANDØR ................................................................................................................... 43 PRODUSENTER ...................................................................................................................................................... 43 SYSTEMOPERATØR (TSO/DSO) ............................................................................................................................... 43 NETTSELSKAP ........................................................................................................................................................ 44 OPPSUMMERING ................................................................................................................................................... 45
6. DSO ROLLEN I ENDRING ......................................................................................................................... 46
GRENSESNITTET DSO-TSO...................................................................................................................................... 47
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 5
7. DISKUSJON OMKRING ULIKE MODELLER ................................................................................................ 49
AGGREGATORROLLEN ............................................................................................................................................. 49 FLEKSIBILITETSMARKED ........................................................................................................................................... 49
Trafikklysregulering ........................................................................................................................................................ 49 Integrerte kontra separate markedsplasser ................................................................................................................... 50
DSO-ROLLEN ........................................................................................................................................................ 51
8. VIDERE ANBEFALING .............................................................................................................................. 52
VEDLEGG 1: USEF (UNIVERSAL SMART ENERGY FRAMEWORK) ...................................................................... 53
VEDLEGG 2: PRODUKTER I EKSISTERENDE MARKEDER ................................................................................... 56
DAY-AHEAD/ELSPOT .............................................................................................................................................. 56 INTRADAY/ELBAS ................................................................................................................................................... 56 REGULERKRAFTMARKEDET ....................................................................................................................................... 56
VEDLEGG 3: DETALJERT MARKEDSOVERSIKT .................................................................................................. 57
VEDLEGG 4: SAMMENDRAG AV IEA RAPPORT 2016: RE-POWERING MARKETS .............................................. 58
1. GENERELT OM HVORDAN ENERGIMARKEDENE BØR TRANSFORMERES FOR Å TA IMOT STØRRE ANDEL FORNYBAR ENERGI .......... 58 2. OM FORBRUKERFLEKSIBILITET (DR) ....................................................................................................................... 59 3. OM DSO-MARKED ............................................................................................................................................. 60
DSO rollen ....................................................................................................................................................................... 60 4. OM SLUTTBRUKERMARKED .................................................................................................................................. 61
VEDLEGG 5: UTDYPENDE BESKRIVELSE AV AGGREGATORROLLENE #3 - #7 ..................................................... 62
KOMPENSASJONSMEKANISMER MELLOM BRP OG TREDJEPARTS AGGREGATOR ................................................................... 63
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 6
Sammendrag Kraftmarkedene vil være i stor endring i tiden fremover for å håndtere overgangen fra forutsigbar
karbonbasert produksjon til en mer uforutsigbar situasjon med økende grad av distribuert fornybar
produksjon. Dette er bakgrunnen til at forbrukerfleksibilitet har fått økt fokus i Europa, som en viktig
ressurs i disse endringene. Etter hvert som fleksibiliteten forsvinner fra sentral produksjon, må den
hentes fra distribusjonssystemet. Det er her DSO’en vil spille en sentral rolle i fremtiden i tett dialog
med TSO. Endringene åpner for nye forretningsmuligheter som nye aktører vil gripe om ikke dagens
aktører gjør det.
Dette diskusjonsnotatet forsøker å belyse ulike aspekter ved aggregatorrollen, tilhørende
markedsdesign og fremtidig DSO-rolle for å ivareta optimal utnyttelse av fleksibilitet i et
samfunnsøkonomisk perspektiv.
Rapporten gir en oversikt over dagens markedsdesign og roller samt hvilken nytteverdi de ulike
aktørene vil ha med markedsmessig tilgjengeliggjøring av fleksibilitet i kraftsystemet. Ulike modeller
for aggregatorrollen presenteres og diskuteres, både integrerte, tredjeparts samt regulerte modeller.
Her er NordREGs anbefaling om integrert aggregator klargjørende for den videre utviklingen.
Innholdet i fremtidig DSO-rolle er dagsaktuell med endringer i energiloven under behandling i
Stortinget. Disse endringene er i stor grad nødvendig for å utvikle DSO fleksibilitetsmarkeder, som
igjen blir sentralt for å håndtere fremtidens nettdrift.
Avslutningsvis diskuteres de ulike modellene opp mot hverandre og ender opp i en anbefaling for
veien videre både med tanke på behov for ytterligere utredninger men også valg av markedsdesign
på kort og lang sikt.
Den kortsiktige anbefalingen går i korte trekk ut på å få etablert piloter for etablering av
markedsplasser for fleksibilitet, som kan utvikle forslag til produkter og kontrakter. Samtidig er det
viktig å starte utredningsarbeid omkring nødvendige endringer i inntektsrammereguleringen samt
utforming av trafikklysregulering mellom monopol og marked. Det er hovedsakelig behovet for
særskilte opsjonsordninger for DSO som gjør at separate markeder foretrekkes fremfor en
integrasjon mot reservemarkedene eller engrosmarkedet. Dette vil også gjøre det mulig å utforme
produkter som tillater alle kundesegmenter å delta (inkludert husholdninger).
På lengre sikt bør man utrede hvordan de eksisterende markedsløsningene kan videreutvikles for å
understøtte fremtidige behov som er belyst i denne rapporten. Høyere oppløsning i tid og geografi vil
være sentralt her.
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 7
Begrepsliste Aggregator: Tjenesteleverandør for aggregering av små aktører inn i større enhetlige porteføljer eller
bud. Dette kan gjøres for markedsdeltagelse både på forbruks- og produksjonssiden
Automatisk aktivert frekvensreserve (FCR): Se Primærreserver
Automatiske sekundærreserver (aFRR): Automatisk aktiverte sekundærreserver som brukes for å
gjenopprette frekvensen tilbake til 50 Hz og frigjøre primærreserven. Fjernstyrt fra automatisk
algoritme hos landssentralen.
Balansemarkedet: Felles nordisk regulerkraftmarked fungerer som balansemarked med avregning av
ubalanser og kostnader knyttet til dette
Baseline: Ved utkobling av fleksibelt forbruk vil kundens totale lastprofil endres. Profilen man ville
fått uten en utkobling, kalles ofte baseline. Aktivert volum vil i enkelte tilfeller måtte beregnes som
differansen av baseline mot målt lastprofil. Denne kan også tenkes benyttet om man skal
kvalitetsjustere oppgjøret av tjenesten pga. innkoblingseffekter (rebound – se nedenfor).
BRP (Balancing Responsible Party): Balanseansvarlig. Aktør med omsetningskonsesjon gitt av NVE i
engrosmarkedene (og av Statnett i reservemarkedene)
BSP (Balancing Service Provider): Leverandør av balanse-ressurser og -tjenester. Begrep som er
innført med de nye Network Codes og som omfatter blant annet aggregatorrollen.
CBA (Cost-Benefit-Analysis): Kost-nytte-analyser er et sentralt element for å vurdere alternative
investeringer og tiltak opp mot hverandre ut fra samfunnsøkonomiske betraktninger. Som eksempel
kan nevnes fleksibilitet vs. nettforsterkning. Regulatoriske rammebetingelser
(inntektsrammereguleringen) er viktig input til slike analyser og er ikke nødvendigvis tilrettelagt for at
nettforsterkninger velges bort til fordel for andre alternativer.
DA (Day Ahead): Tilsvarer spotmarkedet (Elspot)
DMS (Distribution Management System): Applikasjoner for planlegging og drift av
distribusjonsnettet, gjerne som en utvidelse av SCADA. Inneholder ofte både digitaliserte kart og
arbeidsprosesser samt simuleringsverktøy for lastflyt og kapasitetsberegninger.
DRMS (Demand Response Management System): Systemplattform benyttet av aggregator for å
betjene fleksibilitet inn mot markedene. Ofte satt opp med en 24/7 operasjon. Integrasjoner mot
markedet og mot aktørenes systemer inngår også. Sentrale applikasjoner er prognoser for forbruk,
produksjon, marked og fleksibilitet sammen med optimalisering, utkobling og oppgjør/rapportering.
DSO (Distribution System Operator): Nettselskap med område- eller anleggskonsesjon definert som
DSO
DSR: Demand Side Response
EG3: European Commission's Smart Grids Task Force Expert Group 3
Energiopsjoner i forbruk (ENOP): kjøpes inn av TSO foran hver vintersesong, som et tiltak for å
håndtere svært anstrengte kraftsituasjoner (SAKS). Kun innkjøpt i NO3 for vintersesongen
2015/2016.
ENTSO-E: European Network of Transmission System Operators for Electricity
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 8
ESCO (Energy Service Company): Tjenesteleverandør med energirelaterte tjenester
Fleksibilitetsmarked: Begrep som er benyttet for å diskutere behov for nye markeder eller utvidelse
av eksisterende marked mtp. forbrukerfleksibilitet og lokale behov for balansering i
distribusjonsnettet
HAN (Home Area Network): HAN kobler sammen digitale enheter i hjemmet slik som smartphones,
termostater, sikkerhetssystemer, smarte hvitevarer o.l. i et felles lokalt nettverk. Smarte målere
utstyres med egen utgang for å levere sanntidsmålinger til slike enheter (såkalt HAN-utgang)
ID (Intraday): Tilsvarer intradagmarkedet (Elbas)
Kapasitetsmarked: Handel med kapasitet i en kapasitetsauksjon hvor aktørene får betaling for å stille
kapasitet til rådighet, i tillegg til ordinær inntjening i andre markeder og legge til rette for mer
langsiktige investeringer
KDSO (Koordinerende DSO): En foreslått koordineringsrolle i energiloven § 3-7, hvor selskaper kan
utpekes til plankoordinator for fremtidig nettutvikling innenfor et avgrenset geografisk område
Marginalpris: Akseptert bud med høyeste pris er prisbestemmende for alle aksepterte bud. Dvs. alle
får samme godtgjørelse for en ytelse.
Nettkoder (NC – Network Codes): Nye, harmoniserte forordninger i Europa om nettilknytning,
markedsdesign, nettdrift, driftssikkerhet, flaskehalshåndtering, tredjepartsadgang og datautveksling
Nettselskap: Omsetningskonsesjonær som eier overføringsnett eller har ansvar for nettjenester
NPS: Nord Pool Spot, som håndterer engrosmarkedene DA og ID
Pay-as-bid: Hver buddeltager får prisen de har bydd inn i markedet
Primærreserver (FCR-N/D): Den raskeste effektreserven. Ved endring i systemfrekvens vil kraftverk
som bidrar med primærreserver endre produsert effekt ved hjelp av en turbinregulator. Egne
reserver i normal drift (N: 49,9<f<50,1) og ved driftsforstyrrelser (D: 49,5<f<49,9)
Rebound effekt: ny toppeffekt ved gjeninnkobling av utkoblet fleksibelt forbruk. Ved utkobling av en
portefølje kan innkoblingsprofilen i større grad styres for å redusere rebound-effekten.
Reservemarked: Markedsplasser for opphandling (opsjoner) og aktivering av ulike typer reserver
som benyttes i systemdriften (FCR/aFRR/mFRR)
Regulerkraft (RK/mFRR): Regulerkraft er manuelt aktiverte reserver brukt til å håndtere ubalanser og
frigjøre primær- og sekundærreservene. Regulerkraft benyttes også for å håndtere regionale
flaskehalser. RK blir anskaffet i regulerkraftmarkedet (RKM).
Regulerkraftmarkedet (RKM): Markedsplass for regulerkraft (RK)
RKOM: Regulerkraft opsjonsmarked (finnes både som uke og sesong). Tilslag medfører budplikt i
RKM.
SFHB: Store forbrukere med høy brukstid. Fellesbetegnelse for store deler av norsk kraftkrevende
industri.
Strategisk reserve: Reserve som står utenfor markedet og aktiveres kun når markedet ikke selv
konvergerer. Både produksjon og utkoblbart forbruk kan benyttes og bys inn i spotmarkedet til en
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 9
pris som ofte definerer et pristak og sikrer priskryss i anstrengte situasjoner. Brukes ikke i Norge men
er etablert i Sverige og Finland.
Strukturelle ubalanser: Skyldes at tidsoppløsningen markedet (Elspot er timesbasert), mens
forbruksendringer og kabelramping ikke skjer på timeskift. Ramping av HVDC utenlandsforbindelser
(spesielt kontinuerlig ramping) øker de strukturelle ubalansene på begge sider av kablene.
Strømleverandør: Leverandør av strøm i sluttbrukermarkedet
Systemansvarlig: Selskap utpekt av NVE til å utøve systemansvaret i henhold til egen konsesjon for
systemansvaret og forskrift om systemansvaret, FoS. I Norge er Statnett utpekt som eneste
systemansvarlig.
TSO (Transmission System Operator): Netteier og operatør for transmisjonsnettet (de høyeste
spenningsnivåene primært > 200 kV). Har ansvaret for å utvikle og drifte transmisjonsnettet (jfr. EUs
eldirektiver og forordninger.
TSO Dispatch: Systemoperatørens driftssentral (Landssentralen). Sørger for momentan balanse og
frekvens. Sørger for opphandling og aktivering av reserver for balansering.
TSO RCC: TSO’ens nettsentral/regionsentral (Fra høsten 2016: 1 i Alta og 1 i Oslo). Håndterer
nettdrift og feilhåndtering løpende.
USEF: Universal Smart Energy Framework. En stiftelse som utvikler, vedlikeholder og reviderer
rammeverk.
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 10
Innledning Det grønne skiftet vil endre rollebildet, fordre nytt markedsdesign samt medføre restrukturering av
verdikjeden. Fleksibilitet blir etter hvert en knapphetsressurs i systemdriften med økende innfasing
av uregulerbar kraftproduksjon og økende effekteksport. Energieffektivitetsdirektivet (2012/27/EU)
etablerer lovhjemmel for videreutvikling av tjenester og markeder relatert til forbrukerfleksibilitet i
tillegg til videreutvikling av rollene.
Dagens regulering legger ikke opp til at nettselskap skal kunne utnytte fleksibilitet i utstrakt omfang i
nettdrift og forvaltning. DSO-begrepet i Norge er definert til de som har anleggs- og/eller område-
konsesjon. En fremtidig nettdrift vil kreve omlegging til en aktiv systemoperatør på flere nettnivå enn
i dag. Det er mange ubesvarte spørsmål omkring dette, blant annet om det er TSO eller DSO som bør
få utvidet mandat til å håndtere lokal balansering i fremtiden, men dette er det knyttet stor
usikkerhet omkring foreløpig.
Oppdraget fra Energi Norge går ut på å utrede følgende 3 dimensjoner som er viktig for aktive
kunder, kostnadseffektive tjenester og økt konkurranse i sluttbrukerleddet hva fleksibilitet angår:
Ny fornybar produksjon har langt lavere forutsigbarhet og behøver nye markedsdesign som klareres
mye nærmere sann tid for å unngå prognosefeil med tilhørende risiko for ubalansekostnader1. Dette
ser man allerede i USA, Tyskland og Danmark for å nevne noen land med økt press på systemet og
markedene.
Forbrukerfleksibilitet og lagring har fått et større fokus de siste årene både som følge av lavere
forutsigbarhet men også som mulig virkemiddel for å oppnå økt integrasjon av fornybar produksjon,
1 Energinet .dk (2014), Markedsmodel 2.0 Teknisk bakgrunnsrapport, http://energinet.dk/SiteCollectionDocuments/Danske%20dokumenter/El/Teknisk%20baggrundsrapport%20-%20markedsmodel%202.0.pdf
Hvordan etableres et eventuelt fleksibilitetsmarked, hvem får ansvaret og hvilke markedsregler må etableres for å overkomme dagens barrierer for bedre utnyttelse av forbrukerfleksibilitet?
Hvordan organiseres balanseansvar og oppgjør med hensyn på å tilrettelegge for aggregatorrollen gjennom å bygge ned barrierer i markedsdesignet?
Hvilket innhold får fremtidige nettselskap/DSO-rollen i en slik setting og hvordan kan DSO dra nytte av fleksibilitet i nettdriften uten å utfordre nøytralitet? Hva vil dette kreve?
Figur 1: Prognosefeil for vindkraft som funksjon av tidspunkt for prognosekjøring før leveringstidspunkt. Kilde: Markedsmodel 2.0, Energinet.DK, tall fra 2014
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 11
men dette vil kreve regulatoriske og markedsmessige endringer. Fleksibilitetsmarked som begrep har
vokst frem uten særlig konkrete definisjoner for hvordan dette kan og bør organiseres.
Mange sentrale spørsmål ble reist men ikke besvart i NVE sin rapport2 om forbrukerfleksibilitet i
2015. Denne rapporten pekte på at forskningsaktiviteter hittil har fokusert på tekniske potensialer og
barrierer men i mindre grad på det regulatoriske, på rolleavklaringer og på markedsdesign. Det er
derfor behov for en klargjøring på disse områdene. Det er samtidig behov for å se forskjellene i
ståsted mellom Norden og Europa, både når det gjelder konkurranse i sluttbrukermarkedet og
produksjonsmiks. Norden er i en særstilling hva fleksibilitet angår pga. den store andelen vannkraft,
men også denne vil utfordres i tiden fremover med økt uregulerbar produksjon, endret
forbruksmønster og økt kapasitet mot kontinentet.
På kundesiden vil AMS og plusskundebegrepet åpne for nye forretningsmuligheter, mens det på
markedssiden skjer store endringer i forhold til organisering og markedsdesign. Både EUs tredje
elmarkedspakke29 og Reiten-utvalgets rapport3 peker i retning av en endret DSO rolle. Dette sammen
med strukturdiskusjoner fører til store muligheter for å ta nye posisjoner, samtidig som det kan
dukke opp nye aktører som utfordrer dagens verdikjede og de etablerte inntektsstrømmene.
Stortingets lovvedtak den 17. mars foreslår en ny bestemmelse som gir departementet myndighet til
å gi forskrifter om utpeking av anleggs- eller områdekonsesjonær etter energiloven §§ 3-1 og 3-2 som
koordinerende operatør av distribusjonssystem (DSO)4, i tillegg til innføring av selskapsmessig og
funksjonelt skille for alle nettselskap.
Rollene vil endres og TSO rollen vil også påvirkes av disse endringene. Det stilles derfor spørsmål til
om TSO skal få utvidet mandat mot ressursene på sluttbrukernivå eller om DSO skal gis en utvidet
rolle i systemdriften for å kunne håndtere disse ressursene (både på vegne av TSO og sin egen
nettdrift). For å unngå sub-optimalisering og for å skape mest mulig merverdi for sluttbrukeren, bør
man uansett løsning ta sikte på en markedsløsning. Alle disse sentrale problemstillingene er for tiden
under diskusjon og utredning i bransjen.
På Europeisk nivå ble det lagt frem en høring fra regulatorisk side (CEER)5, der det vurderes ulike DSO
profiler. Det pekes på at grensesnittet mellom DSO og TSO vil få økt oppmerksomhet fremover. NVE
oppsummerte CEER-høringen som følger i sitt foredrag6 på Smartgrid-konferansen i 2015. DSO og
TSO må samarbeide etter følgende prinsipper:
Helhetlig systemtilnærming
Større koordinering
Utveksling av data
Bruk av fleksibilitet
Mer rettferdig kostnadsfordeling
Når det gjelder fleksibilitetsmarked er dette diskutert mye på europeisk nivå uten at man finner
veldig mye litteratur på området som både ivaretar ulike sluttbrukeres interesser, DSO’ens behov
2 NVE (2015), Rapport nr 7-2015, «Forbrukerfleksibilitet og styring av forbruk - pågående aktiviteter», http://publikasjoner.nve.no/rapport/2015/rapport2015_07.pdf 3 OED (2014), Et bedre organisert strømnett, https://www.regjeringen.no/globalassets/upload/oed/pdf_filer_2/rapport_et_bedre_organisert_stroemnett.pdf 4 Lovdata (2016), Lov om endringer i energiloven (skille mellom nettvirksomhet og annen virksomhet mv.), https://lovdata.no/dokument/ISL/lov/2016-03-29-48 5 CEER (Council of European Energy Regulators) Public Consultation (2014), “Future Role of DSOs”: http://www.ceer.eu/portal/page/portal/EER_HOME/EER_CONSULT/CLOSED%20PUBLIC%20CONSULTATIONS/CROSSSECTORAL/PC_The_Future_Role_of_DSOs/CD/C14-DSO-09-03_Future%20Role%20of%20the%20DSO%20-%2016%20December%202014.pdf 6 NVE v/Ivar Clausen (2015), Oppsummering av CEER høring på «Future role of DSOs», foredrag på Smartgridkonferansen 2015. http://smartgrids.no/wp-content/uploads/sites/4/2015/09/Dag-1_1200_Ivar-Munch-Clausen_CEER.pdf
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 12
samtidig som dette henger godt sammen med kraftmarkedene inkludert TSO’ens driftsmarkeder.
Skal DSO tillegges nye oppgaver, vil det kreve en helt annen organisering med tanke på eierskap, da
funksjonelt og selskapsmessig skille (og muligens også grader av eiermessig skille) blir nødvendig for
at DSO’en skal ha mer aktiv overvåkning og kontroll i tillegg til andre eventuelle nye oppgaver.
Når det gjelder nytt markedsdesign i forbindelse med det grønne skiftet, har IEA nylig kommet med
en rapport7 som det er verdt å lese og som sammenligner utviklingstrekk og -drivere i
kraftmarkedene i USA og Europa. Denne rapporten er oppsummert i vedlegg 4.
Tema omkring aggregatorrollen, DSO-rollen og organisering av markedsplasser for å få realisert
forbrukerfleksibilitet på en samfunnsøkonomisk fordelaktig måte har blitt diskutert med aktører fra
ulike deler av bransjen (NTNU, Nord Pool og Agder Energi) og er inkludert i rapporten.
7 IEA (2016), “Re-powering Markets – Market design and regulation during the transition to low-carbon power systems”, http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/REPOWERINGMARKETS.pdf
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 13
1. Behovet for fleksibilitetsmarked Dagens kraftmarkeder er orientert omkring energibaserte
engrosmarkeder og et forutsigbart produksjonsapparat. EU
hadde i siste «sommerpakke»8 en høring i bransjen for
hvordan markedsdesignet best bør utformes for å møte
utfordringene med uregulerbar, distribuert produksjon og
utfasing av sentralisert karbonintensiv kraftproduksjon. Å
transformere dagens marked, mens de skal være operasjonelle, er en utfordring som kommer til å
kreve mange små grep over lang tid.
Ved diskusjonen rundt kapasitetsmarkeder vs. fleksibilitetsmarkeder er det mange sprikende
interesser langs aksene forsyningssikkerhet-kostnadseffektivitet-kundeinvolvering. Tradisjonelle og
langsiktige reserver (kapasitet) er viktig for ENTSO-E, mens en kombinasjon av deltakelse fra
sluttbrukersiden og en tradisjonell reserve er det som fremmes fra politisk hold.
Det viser grunnleggende diskusjoner mellom kapasitetsmarkeder vs. fleksibilitetsmarkeder veldig
tydelig hvor Det man ikke ønsker i prosessen med et integrert energimarked i EU er at hvert enkelt
land blir selvforsynte med dyre, tradisjonelle reserver og tillates å laste denne kostnaden over på
kunden. Dette vil ikke være god samfunnsøkonomi i europeisk sammenheng og vil føre til en
ytterligere dreining av at nettleien øker i forhold til energidelen i kraftprisen. Noe som igjen fører til
omdømmeutfordringer for bransjen og på sikt kan underbygge teorier fra fritt-tenkere om
dødsspiralen i energibransjen9. Kraftsystemet må tilpasses en ny rolle hvor balansen vil etableres
nærmere sann tid og nærmere sluttbruker.
Begrepet fleksibilitetsmarked har fått en sentral plass i denne diskusjonen i løpet av de to siste årene.
Enten man ser for seg nye separate markeder for trading av fleksibilitet, eller man tilrettelegger
eksisterende markeder er foreløpig usikkert. DSO’ens rolle i denne forbindelse er også forholdsvis
usikkert, men at DSO vil få en nøytral fasilitator-rolle er sannsynlig.
En ekspertgruppe nedsatt av EU-kommisjonen (EG3) offentliggjorde i 2015 en rapport10 på
regulatoriske anbefalinger for å utløse bruk av fleksibilitet. Dette arbeidet omhandler mange av
rollene som er beskrevet i denne rapporten og belyser flere av de problemstillingene som må løses
for å tilrettelegge for en markedsbasert utnyttelse av fleksibilitet. Det kom også en
oppfølgingsrapport11 senere samme år som utredet noen av anbefalingene litt mer i detalj. For å
komme videre omkring diskusjonen med separate markeder eller videreutvikling av eksisterende
markedsplasser, må man også ta stilling til diskusjonen om kapasitetsmarkeder eller energy-only er
riktig modell for fremtiden.
Figur 2 viser relasjoner som må håndteres mellom ulike aktører både på markedssiden og
monopolsiden. En eventuell organisering av fleksibilitetsmarked må starte med definisjon av
eksisterende og nye roller slik det er forsøkt i dette notatet. Tar man utgangspunkt i NordREG’s
anbefaling om å tillate kun integrerte aggregatorer i Norden, blir modellen mye enklere da man ikke
8 EU (2016), Consultation on a new Energy Market Design, https://ec.europa.eu/energy/en/consultations/public-consultation-new-energy-market-design 9 NyttNorge, El-nettet rakner når du blir selvforsynt og trygg, http://www.nyttnorge.com/elnettet-rakner-n%C3%A5r-du-blir-selvforsynt-og-trygg.html 10 Smart grid task force (2015), Regulatory Recommendations for the Deployment of Flexibility, https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/EG3%20Final%20-%20January%202015.pdf 11 Smart grid task force (2015), Annex. to Regulatory Recommendations for the Deployment of Flexibility, https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/EG3%20Refined%20Recommendations_FINAL_clean.pdf
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 14
trenger å ta stilling til regelverk omkring korreksjonsoppgjør. Da blir en rolleavklaring mellom DSO-
TSO viktig for å være i stand til å designe mekanismene omkring et fleksibilitetsmarked.
Figur 2: Rollebeskrivelser for mulige modeller omkring aggregator og balanseansvar10
I arbeidet med fleksibilitetsmarkeder har en egen Network Code (NC), evt. en guideline blitt diskutert
fra flere hold. Dette pga. at eksisterende NC’er (EB, DCC, LFCR) ikke fullstendig dekker behovene for
et nytt eller redesignet fleksibilitetsmarked.
For å tilrettelegge for at DSO skal ha mulighet til inngripen eller opphandling av ressurser, kreves en
nøytral markedsplass for å ivareta kravene til nøytralitet og transparens. Samtidig kan lokale og
sentrale behov være motstridene. I de tilfellene må markedsreglene være klare på hvem som har
styringsrett i hvilke situasjoner.
Sentrale spørsmål ved behov for et fleksibilitetsmarked må utredes:
Kan forbrukerfleksibilitet og lagring dekke alle behov for fleksibilitet i et fremtidig system med stor andel fornybar produksjon?
Eller trenger man backup i form av karbonbasert standby-produksjon? Kan man se for seg en kombinasjon hvor fleksibilitetsmarkedet med forbrukerfleksibilitet og
lagring primært tar hånd om kortsiktige ubalanser (effekt) og kapasitetsmarkedet håndterer langsiktige ubalanser (energi)?
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 15
2. Aggregatorrollen Aggregatorrollen er sentral på kort og mellomlang sikt i fremtidig
utnyttelse av fleksibilitet til både nettdrift og/eller
markedsoperasjoner. Selve aggregeringen øker påliteligheten i
tjenesteleveransene gjennom å samle mange ulike enheter
(last/lagring/produksjon) med ulike egenskaper og begrensninger til
flere større porteføljer med mindre begrensninger (pga. økt
homogenitet). Disse porteføljene vil kunne allokeres dynamisk til
ulike formål (se kapittel 4).
Tekniske og praktiske begrensninger i markedsplasser, trading-
system og SCADA-systemer er bakgrunnen for at aggregatorrollen har vokst frem og at disse
aktørene har utviklet egne verktøy som aggregerer og modellerer mange små enheter til større
porteføljer.
Aggregatoren har altså som hovedformål å samle fleksibilitet og tilby dette til ulike interessenter
enten via en markedsplass eller via kontrakter/avtaler. Aggregatorrollen vil henge tett sammen med
de andre rollene i markedet (BRP, kraftleverandør) og på monopolsiden (TSO, DSO). Aggregator er en
rolle, som det enda er uavklart hvem som skal inneha, se Figur 3.
Figur 3: Illustrasjon av aggregatorrollen med aktuelle aktører
Det finnes mange betraktninger omkring aggregatorrollen enten det er som tjenesteleverandør,
nettselskap eller markedsaktør. Felles for alle betraktningene er at aggregatorens aksjoner ikke skal
påføre andre markedsaktører (BRP/kraftleverandør) urettmessige kostnader. Industrisamarbeidet
USEF12 har foreslått en modell som definerer rollene på en fremtidsrettet måte og som etablerer et
sett systemtjenester som kan tilbys de ulike aktørene med utgangspunkt i fleksibilitet. Et
sammendrag av USEF modellen er gitt i Vedlegg 1.
12 USEF (2013), An introduction to the Universal Smart Energy Framework, https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/xpert_group3_summary.pdf
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 16
Det er 3 hovedretninger for aggregatorrollen som er diskutert
hittil i de europeiske diskusjonene, hvorav de fleste på
markedssiden er omhandlet i detalj i et nytt diskusjonsnotat fra
NordREG13.
Ulike aggregatorroller
Integrert aggregator 1. Strømleverandør/BRP tar rollen som aggregator. Dette er modellen som regulatorisk lar seg
realisere i Norge i dag. Det finnes noen aktører allerede. Selve aggregatoroperasjonen kan realiseres gjennom tjenesteleveranser fra 3.part til strømleverandør hvor sistnevnte har kunderelasjonen.
2. Aggregator tar rollen som strømleverandør/BRP. Tilsvarende som over men aggregator entrer markedet som ny strømleverandør og fokuserer hovedsakelig på fysisk forvaltning av de kundesegmentene som er interessant for aggregering (i første omgang større kunder med årlig forbruk over 100.000 kWh og andre med timesmåling).
Tredjeparts aggregator 3. Aggregator med delt balanseansvar uten korreksjonsoppgjør. Denne modellen krever flere
balanseansvarlige per tilknytningspunkt. Dagens regler i Norden omkring balanseavregning medfører at strømleverandør fortsatt får gevinsten og aggregator er utelatt fra verdistrømmen ved en eventuell aktivering. Aggregator må kompenseres av strømleverandør for at denne modellen skal være attraktiv for en aggregator.
4. Aggregator med delt balanseansvar med korreksjonsoppgjør. Denne modellen vil til forskjell fra den over, fungere mer som modell 1 og 2, fordi man etablerer et korreksjonsoppgjør som overfører netto gevinst ved en aktivering fra strømleverandør til aggregator.
5. Aggregator uten balanseansvar. Her vil aggregator høste verdiene mens strømleverandør tar all risiko/ubalansekostnader. Denne modellen krever regulatoriske føringer for avtaler/oppgjørsmodeller hvis man vil unngå en urettmessig skjevfordeling av risiko/kostnader og inntekter14. Ulike kompensasjonsmodeller for korreksjonsoppgjør mellom strømleverandør og tredjeparts aggregator er beskrevet i Vedlegg 5. Se eksempler i NordREG sin rapport1313 for å forstå modellene.
Regulert aggregator 6. DSO tar rollen som aggregator. Denne modellen viser på mange måter dagens mulighet for
nettselskapene til å gi kunden redusert nettleie for uprioritert/fleksibelt forbruk. Ressursene kan ikke delta i andre markeder selv om det i perioder ikke er behov hos DSO. Denne modellen har ikke vunnet frem i EG3, men har vært oppe til diskusjon i land hvor man ikke har timeprising i sluttbrukermarkedet og ser på en innføring av TOU-tariffer isteden. Aggregatortjenester levert til DSO via kontrakt kan også være et alternativ i en regulert modell gitt at leveringssikkerhet er på tilsvarende nivå som egen infrastruktur.
7. TSO tar rollen som aggregator. I en slik modell har man funnet det tilrådelig å la systemansvarlig gå direkte mot sluttbrukerne. TSO benytter seg av applikasjoner eller tjenester for selve aggregeringen men står selv for kundekontakten. Bakgrunnen for å velge en slik modell vil være forsyningssikkerhet og for store ulemper i en markedsbasert modell. Modeller for godtgjørelser vil likne kapasitetsmarkeder.
13 NordREG (2016), Discussion of different arrangements for aggregation of demand response in the Nordic market – February 2016, http://www.nordicenergyregulators.org/wp-content/uploads/2016/02/NordREG-Discussion-of-different-arrangements-for-aggregation-of-demand-response-in-the-Nordic-market.pdf 14 SEDC (2015), Demand Response: Clarification of the standard processes required between BRPs and independent aggregators, http://www.smartenergydemand.eu/wp-content/uploads/2015/07/SEDC-Standard-processes-required-between-BRPs-and-independent-aggregators1.pdf
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 17
Diskusjon rundt aggregatorrollen Tredjeparts aggregator har blitt identifisert bla av EG3 som et nødvendig virkemiddel for å
fremskynde konkurransen i sluttbrukermarkedet, spesielt i land hvor sluttbrukermarkedet ikke er
eksponert for prisvariasjonene i spot-markedet. NordREG13 har konkludert med at det ikke er
nødvendig med tredjeparts aggregatorer i Norden hvor man har et velfungerende og
konkurranseutsatt sluttbrukermarked. NordREG anbefaler derfor integrert aggregator som
foretrukket modell i Norden. I denne modellen vil strømleverandør/aggregator være
balanseansvarlig og aktørene konkurrerer om å tilby de beste strøm- og aggregatortjenestene til
sluttbruker. Strømleverandørene/aggregatorene som ikke kan tilby konkurransedyktige tjenester til
kundene sine vil miste sine kunder til en annen strømleverandør/aggregator. NordREG er overbevist
om at i et konkurransedrevet og velfungerende marked vil markedet drive frem innovasjon og
kostnadseffektive løsninger på sikt. Videre skriver NordREG i sitt diskusjonsnotat at dersom
sluttbrukermarkedet ikke er tilstrekkelig velfungerende må regulatorer vurdere muligheten for å
fjerne eller redusere potensielle markedsbarrierer.
Ved vurdering av ulike aggregatorroller er det flere evalueringskriterier som bør betraktes.
Konklusjonene i NordREG sin rapport er viktige innspill for en totalvurdering av aggregatorrollen. I
tillegg vil faktorer som transparent, høy konkurransegrad, minst mulig byråkrati og en enklest mulig
modell mot sluttbruker være viktige elementer i vurderingen.
Basert på evalueringskriteriene vil en aggregator integrert med strømleverandør eller som en
underleveranse fra tjenesteleverandør oppfylle krav om nøytralitet, høy konkurransegrad, enkelhet
for sluttbruker og minst mulig byråkrati.
Sentrale spørsmål i den videre diskusjonen omkring aggregatorrollen blir derfor:
Løses fremtidige utfordringer med markedsmessige løsninger via strømleverandører? Har man best kontroll på fleksibiliteten i gjennom en markedsplass med forpliktelser eller tariffer
og prissignaler? Kan det tenkes at en hybrid vil være nødvendig for å dekke alle kundesegmenter?
Hvordan harmoniseres en nordisk modell med integrert aggregator vs. en europeisk modell hvor tredjeparts aggregatorer er tillatt?
Hvordan finner de ulike kundesegmentene de beste aggregatortjenestene? Trenger vi egne markedsplasser for dette?
Hvordan skal sluttbruker kompenseres for å stille sin fleksibilitet tilgjengelig for aggregator? Bør balanseavregning skje med toprissystem også for forbruk? Er det mulig å etablere helt like
vilkår for produksjon og forbruk? Skal DSO eller TSO tillates å operere som aggregator direkte? Hvordan skal dette eventuelt
reguleres og kombineres med markedsaktører?
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 18
Utdypende beskrivelse av ulike aggregatorroller Basert på konklusjonen over, med integrert aggregator som foretrukket modell i Norden, beskrives
modell #1 og #2 utdypende i dette kapittelet. Modell #3 til #7 er modeller som vil være med aktuelle
i andre land i Europa, og er ikke aktuelle for Norden. Disse modellene, med kompensasjons-
mekanismer mellom BRP og tredjepartsaggregator, er beskrevet utdypende i vedlegg 5.
Modell #1: Strømleverandør/balanseansvarlig tar rollen som aggregator Dagens regulatoriske regelverk og markedsdesign for engrosmarkeder og systemtjenester i Norge
krever (i praksis) at aggregator også er balanseansvarlig (eller underleverandør/tjenesteleverandør til
BRP) ovenfor de konkrete kundene for å kunne realisere verdistrømmen fra en kontrakt/reserve
og/eller en aktivering. Teoretisk sett kan man etablere oppgjørsavtaler mellom aggregator og
kunders balanseansvarlige. Dette vil raskt bli mange avtaler og siden det ikke foreligger standarder
for dette på nåværende tidspunkt, blir dette veldig krevende før slikt foreligger. Strømleverandører
og balanseansvarlige vil med økende etterspørsel etter fleksibilitet kunne se verdien av å tilby avtaler
om bruk av fleksibilitet. Derfor er utvikling av likvide markedsplasser for fleksibilitet viktig for både
sluttkunder og strømleverandører/BRP. Derfor er det denne modellen som gjelder i de landene hvor
man regulatorisk ikke har tillatt tredjeparts aggregatorer eller innført pliktige oppgjørsavtaler mellom
BRP og aggregator.
Figur 4: Koblinger mellom aktører når kraftleverandør utfører aggregeringen
Modell #2: Aggregator tar rollen som strømleverandør/balanseansvarlig Denne modellen tilsvarer den over, men startpunktet er annerledes fordi aggregatoren rekrutterer
kunder innenfor gitte segmenter som er egnet for disponering i ulike markeder med en veldefinert
fleksibilitet. Aggregatoren vil med sine sanntidssystemløsninger være spesialisert som
tjenesteleverandør til det gitte kundesegmentet og således ikke utgjøre en fullstendig konkurrent til
tradisjonelle strømleverandører, som dekker alle kundesegmenter.
Samtidig vil denne aggregatoren løpende ha oppdaterte målinger i sanntid for hele porteføljens
pådrag, med det resultat at balansekostnader kan minimeres i langt større grad for hele
kundeporteføljen, enn hos tradisjonelle strømleverandører som i større grad ikke håndterer dette
løpende med sanntidsmålinger, men etterskuddsvis (selv med AMS). Risikoeksponering og
marginbildet hos en slik aktør vil forbedres, sammenlignet med en tradisjonell strømleverandør. Vi
ser noen strømleverandører med HAN-baserte løsninger for sanntidsavlesning allerede.
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 19
Kompensasjonsmekanismer mellom kunde og aggregator Aggregatoren er avhengig av at kunden er villig til å endre sitt forbruksmønster og stille sine laster
tilgjengelig for styring. Dette avhenger av at kunden blir kompensert tilstrekkelig for å dekke
kostnader knyttet til å stille sine laster tilgjengelig for aggregator. Dette er kundens marginalkostnad.
Uavhengig av kontraktstype bør maksimalt tilgjengelig volum for fleksibilitet kontraktsfestes mellom
aggregator og kunde. Maksimalt tilgjengelig volum hos en kunde tilsvarer det totale volumet kunden
kan stille tilgjengelig for reduksjon/påslag i en driftstime. Aktivert volum tilsvarer den faktiske
reduksjonen/påslaget i forbruk, sammenlignet med teoretisk lastprofil, dvs. differanse mellom målt
lastprofil og teoretisk lastprofil.
Dersom kunde ikke kan levere avtalt volum til aktivering, bør kunde kompensere aggregator for det
ubalanseoppgjøret dette utgjør.
Gevinsten aggregatoren oppnår ved salg av fleksibiliteten, må fordeles på en fornuftig måte mellom
aggregator og kunde. Vi vil her foreslå aktuelle modeller for å kompensere kunden. Kontrakten vil
kunne variere med type kunde, da kunden vil ha ulike behov og marginalkostnader.
Inntektsdelingskontrakt En inntektsdelingskontrakt er designet for å maksimere den totale inntekten i en verdikjede, ved å
tvinge det siste leddet i verdikjeden til å dele inntekten fra salget med aktører lenger ned i
verdikjeden. En inntektsdelingskontrakt vil føre til at både kunden og aggregatoren selv har et mål
om å maksimere det samlede inntektsgrunnlaget. Volum solgt vil dermed maksimeres, for å
maksimere inntekt. I denne modellen vil kunde og aggregator dele all risiko for at volumet ikke blir
aktivert.
Denne typen kontrakt vil hovedsakelig være attraktiv for kraftintensiv industri (KII) og større
forbrukere (SFHB), som kjenner potensialet og markedet. Denne type kunde vil ha mulighet for å
stille større volum tilgjengelig og har dermed et tydelig insentiv for å maksimere inntekt.
Figuren under viser kontraktsforholdet mellom kunder og aggregator i en inntektsdelingskontrakt:
Figur 5: Illustrasjon av Inntektsdelingskontakt
Fordelingen av kundenes gevinst bør fordeles etter andel aktivert volum per kunde.
Et eksempel fra en driftstime:
1. Aggregator/BRP kjøper 10 MWh i DA for 200 NOK/MWh 2. Aggregator legger inn et 10 MWh oppreguleringsbud i reservemarkedet 3. TSO aktiverer hele budet (10 MWh) fra aggregator for 250 NOK/MWh 4. Aggregator sitter igjen med en netto gevinst på 500 NOK 5. Aggregator må kompensere sine kunder etter volum (MWh) aktivert
𝐾𝑜𝑚𝑝𝑒𝑛𝑠𝑎𝑠𝑗𝑜𝑛 𝑡𝑖𝑙 𝑘𝑢𝑛𝑑𝑒 𝑥 = 𝐴𝑘𝑡𝑖𝑣𝑒𝑟𝑡 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚 ℎ𝑜𝑠 𝑘𝑢𝑛𝑑𝑒 𝑥
10 𝑀𝑊ℎ × 500 𝑁𝑂𝐾 × 𝑍 %
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 20
Aggregatoren vil da sitte igjen med totalgevinsten minus kompensasjon til alle kunder med aktivert
volum i denne timen.
Størrelsen på andelen Z, må fastsettes, og må være tilstrekkelig for at kundens marginalkostnader
blir dekket av kompensasjonen. Aggregatoren vil ha sine marginalkostnader knyttet til tjenesten,
både faste og variable. Kontrakten må også ivareta aggregatorens interesser, som er å få dekket sine
marginalkostnader.
Rabatt på strømavtalen Et annet alternativ er at kunden blir kompensert med en marginalsum per MWh aktivert gjennom
aggregator. Denne summen vil enkelt kunne sees på som en rabatt på strømavtalen. En slik kontrakt
vil gi aggregatoren et mål om å maksimere volum solgt på reservemarkedet, for å oppnå høyest
mulig gevinst. Aggregatoren vil her alene ta risikoen med prissvingninger i markedsplassen.
Denne type kontrakt passer for kunder med relativt høyt forbruk, men er for risikoaverse til
inntektsdelingskontrakten.
Figuren under viser kontraktsforholdet mellom kunder og aggregator i en slik avtale:
Figur 6: Illustrasjon av "rabatt på strømavtale"
En slik avtale vil avhenge av typen strømavtale kunden har med sin BRP; fast pris, variabel pris eller
spot pris. Størrelsen på marginalsummen må være tilstrekkelig for at kundens marginalkostnader blir
dekket. Aggregatoren vil i dette tilfellet ikke ha noe å tape på denne kontrakten, da han aldri vil
aktivere bud under marginalsum + marginalkostnad ved tjenesten. Dersom aggregatoren har
kundesegmenter med ulike avtaler vil han alltid aktivere disse budene først, da denne kontrakten vil
gi høyest gevinst. Det vil derfor være spesielt viktig for kunden å kontraktfeste volum og laster for
styring, så kunde ikke taper på kontrakten.
Topartstariff Denne kontraktstypen tar høyde for at kunden får en kompensasjon uavhengig av om aggregatoren
får aktivert volumet på vegne av kunden. En topartstariff består av to ledd. Det ene leddet er en fast
sum kunden får av aggregator for å tillate ham kontroll over last. Det andre leddet er en
marginalsum, som overføres fra aggregator til kunde per MWh last redusert eller som en andel av
gevinsten oppnådd. Denne typen kontrakt flytter all risiko over til aggregatoren.
Denne type kontrakt passer for kunder med relativt høyt forbruk, men enda mer risikoaverse og
søker en fast kompensasjon for fleksibiliteten tilgjengelig.
Figuren under viser kontraktsforholdet mellom kunder og aggregator i en topartstariff:
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 21
Figur 7: Illustrasjon av topartstariffkontrakt
Fordelingen av kundenes gevinst bør fordeles etter maksimalt tilgjengelig volum (fast sum) og
aktivert volum (variabelt ledd) per kunde.
Dette kan være gunstig for en aggregator som ønsker å sikre seg volumer frem i tid, og kan med
denne kontrakten også være aktiv i opsjonsmarkedet. For kundene er dette en svært gunstig
kontrakt, da de uansett mottar en inntekt for å stille sine lastkomponenter til disposisjon.
En topartstariff kan være en god løsning i overgangsfasen ved en eventuell avvikling av utkoblbar
tariff. Det faste leddet i topartstariffen må i første omgang sørge for at kundenes tap ved avvikling av
utkoblbar tariff ikke blir for stort, men bør allikevel ikke være bestemmende for størrelsen for
fremtidig kompensasjon, da begrunnelsen for avviklingen er at utkoblbar tariff ikke gir riktig
verdsetting av utkobling som et alternativ til nettinvesteringer24.
Annen kompensasjon (produkter og tjenester) I husstander og andre mindre forbrukere vil det kunne være aktuelt å kompensere kunden med
rabatter og tilbud på smarte produkter og tjenester. Disse kundene har ikke store økonomiske
insentiv for å tilgjengeliggjøre lastene sine for en aggregator, da volumene er små, men vil ha et
ønske om å redusere totalforbruket sitt og være energieffektive.
Figur 8: Annen kompensasjon til husstander og mindre forbrukere
Oppsummert er det en del sentrale spørsmål som må defineres regulatorisk:
Organisering av balanseansvar og oppgjørsmodell. Regulerte aggregatorer, tredjeparts aggregatorer eller integrerte strømleverandører/ aggregatorer?
Hvilke krav skal stilles til prekvalifisering, dokumentasjon, måling og avregning? Hvordan legge til rette for reell konkurranse både på tilbydersiden og kjøpersiden av fleksibilitet? Hva blir DSO’ens rolle og risikoeksponering i dette bildet? Hvordan skal ulike kunder kompenseres av aggregator for at kundens og aggregatorens
marginalkostnader blir dekket?
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 22
3. Potensiale og barrierer med dagens markedsdesign I dette kapittelet vil dagens markedsdesign med potensiale og barrierer for realisering av
forbrukerfleksibilitet beskrives.
Dagens markedsdesign Dagens kraftmarked er resultat av en
kontinuerlig utvikling som følge av
dereguleringen, samt et fleksibelt
produksjonsapparat og et forholdsvis
forutsigbart forbruk. Samtidig har det
nordiske kraftmarkedet vært preget av
sesongbaserte variasjoner i tilsig og
forbruk. Forskjellene i
marginalprismekanismer mellom Europa
og Norden i prisdannelsen har historisk
vært brenselskostnader vs. fyllingsgrad og
kapitalkostnader. Dette er i ferd med å
snu.
Finansielle markeder eksisterer i dag med
ulike instrumenter for fremtidshandel og
sikring med en horisont på inntil 6 år frem
i tid med forskjellig varighet. Bilaterale
avtaler er vanlig for industrien hvor
basislast håndteres med langsiktige
bilaterale avtaler og en eventuell variasjon
håndteres med kjøp og salg i Elspot (og
Elbas).
Historisk sett har engrosmarkedets Day-ahead (Elspot) håndtert en stor del av omsatt volum for det
nordiske markedet, mens det har vært lite aktivitet i intraday (Elbas). Intraday-handel er avhengig av
tilgjengelig kapasitet mellom prisområdene samt at aktørene agerer i økende grad nær sann tid/inn
mot driftstimen. Med forholdsvis lave historiske ubalansekostnader, har omsetningen i intraday hittil
vært moderat i Norge.
Ubalanser som følge av eksempelvis prognosefeil er passive ubalanser, mens aktive ubalanser er det
som oppstår som følge av at produksjon eller forbruk som deltar i regulerkraftmarkedet aktiveres.
Ved store ubalanser må det aktiveres mye regulerkraft og prisen for regulerkraften, og dermed også
balansekraften, blir høyere jo større volumer som aktiveres. Prisen i RKM fastsettes av
balanseoppgjøret (etterskuddsvis) og er også således marginalpriset.
Figur 9: Prisområder i det nordiske kraftmarkedet. Kilde: Nordpool
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 23
Økt dynamikk og uforutsigbarhet
både på produksjonssiden og
forbrukssiden kommer til syne i økt
omsetning i reservemarkedene.
Noe av ubalansene kunne vært
håndtert med økt tidsoppløsning i
markedene (60 min 15 min) og
tilrettelegging/harmonisering av
Elbas. Dette er noe man ser i
økende grad i Europa (Tyskland,
Sveits).
I Norge har man valgt å operere
med opsjoner for alle
reservemarkedene inkludert
tertiærreserven for å sikre at man til
enhver tid har reserver som
tilsvarer krav til forsyningssikkerhet. Dette har vist seg å fungere godt og burde være en modell for
andre land i videre arbeid med harmonisering. Man beveger seg nå mot et harmonisert nordisk
marked både i engrosmarkedet og for reservemarkedene. Dette understøtter EUs arbeid med et
integrert, europeisk energimarked.
Figur 11: Statnetts gjeldende ordninger for å håndtere ubalanser15
15 Statnett (2014), Tiltaksplan for sikker og effektiv drift av kraftsystemet, http://www.statnett.no/Global/Dokumenter/Kraftsystemet/Systemansvar/SMUP%20oppdatert%20060514.pdf
Figur 10: Aktører i det nordiske kraftmarkedet. Kilde: Fortum
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 24
I tillegg til markedene illustrert i Figur 11 har vi andre systemtjenester, som for eksempel
produksjonsglatting som benyttes for å redusere strukturelle ubalanser innenfor driftstimen.
Hensikten er at rekkefølgen og klareringen av de ulike markedene er organisert slik at
systemansvarlig har best mulig utgangspunkt for å håndtere balansering både forut for driftstimen og
i driftsøyeblikket gjennom tilstrekkelige reserver og mekanismer for hurtig aktivering.
Eventuelle nye markeder må således koordineres med de eksisterende både i forhold til
klareringstidspunkt men også produktutforming og markedsregler. Diskusjonen omkring etablering
av nye markedsplasser eller redesign av eksisterende er åpenbart sentralt i denne utviklingen.
Antallet markedsplasser bør ikke økes sett fra et likviditetsperspektiv. Men hvis de eksisterende
markedsplassene ikke lar seg endre tilstrekkelig, må handelen flyttes over i nye markeder som
tilfredsstiller kjøpers behov.
Driftsmarkedene/reservemarkedene slik de er utformet i dag, tilfredsstiller i hovedsak TSO’ens
behov. Dette gjelder både produktutforming, budstørrelser, klareringstidspunkt, auksjonsform osv.
Et redesign av disse kan medføre at de ikke blir like anvendelig for TSO’en så her er det mange
hensyn å ta både om man skal etablere nye eller redesigne eksisterende markeder. Markedsvilkår for
reservemarkedene i Norge er tilgjengelig på Statnett sine websider16. En detaljert markedsoversikt er
gjengitt i vedlegg 3.
Som nevnt er de fleste reservemarkedene tilrettelagt for produsenter og ikke forbrukere. Dette
representerer noen av barrierene det må jobbes med hvis man ønsker forbrukerfleksibilitet i større
grad inn i markedene.
Dagens sluttbrukermarked er ensidig opptatt av kostnader og marginer, men ikke særlig opptatt av
nytte. Det vil ikke være mulig å delta i dagens sluttbrukermarked, som en uavhengig aktør
(tjenesteleverandør) uten balanseansvar. For å skape et fleksibelt sluttbrukermarked med nytteverdi,
må det etableres en markedsplass for slike aktører også.
16 Statnett (2015), Om reservemarkeder, http://www.statnett.no/Drift-og-marked/Markedsinformasjon/
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 25
Potensiale for forbrukerfleksibilitet Det teoretiske potensialet for forbrukerfleksibilitet er stort i Norden. En rapport26 laget av Thema, på
oppdrag fra Nordisk ministerråd peker på 4-12.000 MW i teoretisk potensiale. Over 5000 MW er
knyttet til industri og vil derfor ha en veldig høy marginalkost for utkobling. Teoretisk potensiale for
forbrukerfleksibilitet i Norge er ca. 5000 MW. Dette vil selvsagt være et prisavhengig volum med
marginalkostnader relatert til kritikalitet, produksjonsprosesser og andre parametere som
komfort/inneklima etc. Tabell 1 viser en overordnet fordeling av potensialet i Norden, fordelt på
industri og husholdninger og de ulike landene.
Norge Sverige Finland Danmark
Demand Response potensiale (MW)
5000 4000 2500 500
Industri 2400 1300 1300 200
Husholdninger (min) 1400 2000 500 200
Husholdninger (max) 3400 2000 1200 300
Tabell 1: Fordeling av Demand Response potensiale avlest fra graf i Thema (2015) rapport26
Figur 12 viser en oppsummert oversikt over potensialet og mulighetene for å utnytte
forbrukerfleksibilitet i de eksisterende markedsmekanismene. Day-ahead og intraday-markedet er
karakterisert ved en lang varslingstid, høyt volum og lave tekniske krav. Dette gjør disse markedene
lett tilgjengelige for de fleste aktører (sluttkunde kan ikke handle direkte på markedene, men
gjennom en BRP). Ulempen med DA og IA er lavt inntjeningspotensiale, da sluttbruker bruker mest
strøm i de billige timene fremfor de dyre timene, dvs. responderer på prisene istedenfor å påvirke
prisen med aktiv rapportering.
Balansemarkedene er karakterisert med kortere varslingstid, lavere volum og høyere tekniske krav,
noe som øker investeringskostnaden med å delta på markedet. Kostnaden ved å delta på markedet
og aktiveringspriser gir et høyre inntjeningspotensiale.
Figur 12: Potensialet for forbrukerfleksibilitet i eksisterende markeder. Kilde: Markedsmodel 2.01. Energinet.DK
36 t før Varslingstid
45 min før
Tertiær reserver
(regulerkraft)
Primære og sekundære
reserver
Volum TWh MWh
Inntjeningspot. Lavt Høyt
Tekniske krav
Lave Høye
Day-ahead Intraday
Mulig for alle
Mulig
for noen Mulig
for noen Mulig
for få
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 26
Barrierer for realisering av forbrukerfleksibilitet Generelt sett er det få barrierer i DA og økende antall barrierer jo nærmere driftstimen man beveger
seg. Planlagte forbruksjusteringer er vanskelig å håndtere for langt frem i tid, og betalingsviljen i
markedet vil være fallende for denne typen aktiveringer. Mens den virkelige verdien av
forbrukerfleksibilitet (i form av effekt) frem i tid, vil ligge i markedene nært opp til sanntid. Derfor er
det viktig å adressere barrierene i dagens markedsmekanismer på en slik måte at fremtidig
markedsdesign kan ta hensyn til både forbruks og produksjonssiden på en slik måte at ressurser ikke
diskrimineres. Under er noen viktige barrierer adressert:
Budstørrelse: Ofte er budstørrelsene satt høyt fordi markedene klareres og opereres manuelt. Dette er en av de viktigste barrierene for aggregatorer, fordi perioden man trenger for å bygge tilstrekkelig portefølje ofte er uten inntekter samtidig som slike kundeprosesser er kostnadsdrivende og uforutsigbare.
Geografisk avgrensning er en annen barriere som henger sammen med budstørrelsen. I Elspot og Elbas forholder man seg til prisområdene, mens man i ENOP har en egen inndeling. I reservemarkedene må man forholde seg til stasjonsgrupper. Det siste sammen med høy minimum budstørrelse gjør at det er meget vanskelig å bygge tilstrekkelig portefølje for å kunne delta med aggregerte bud. En harmonisering samt standardisering og prekvalifisering ville forenklet markedsadgangen for forbrukersiden betraktelig.
Aggregerte bud: Foreløpig er det ikke praktisk mulig med aggregerte bud i reservemarkedene. Opsjonsmarkedene stiller en del krav til identifikasjon av lastobjekter og en aggregert portefølje vil derfor måtte disaggregeres (deles opp) gjentatte ganger i mange av de ulike forretnings-prosessene hvilket gjør det hele upraktisk. Systemansvarlig vil også ha utfordringer med å kontrollere leveransene fra slike porteføljer, med mindre det etableres systemer for dette.
Manuelle prosesser i RK: Aktivering i tertiærreserven skjer fortsatt per telefon fra systemansvarlig, noe som gjør at operatører velger større bud og bud hvor man ringer sluttbruker direkte for å sikre leveransene. En aktivering fra en systemplattform (integrert eller separat fra SCADA) vil kunne automatisere mye av kommandosignalene og legge til rette både for aggregerte bud og langt mindre budstørrelser. En slik organisering vil også muliggjøre en integrasjon mellom sekundær og tertiær, hvor en aktivering i sekundær kan trigge en automatisk varsling til tertiærreserver i samme område hvis disse krever 15 minutters varsel før utkobling. Alternativt kan en tilbakestillingskommando i sekundær, trigge en aktivering av tilsvarende volum i tertiær. Her er det rom for mye effektivisering, men som selvsagt krever en del standardisering.
Utforming av produkter: Mange av markedene er satt opp med krav til symmetriske bud. Dette gjør det vanskelig for forbrukssiden å delta med mindre man har energilagre å spille på. Normalt deltar forbrukssiden kun med oppregulering og derfor bør produktene redesignes/deles opp slik at man kan gi bud i kun 1 reguleringsretning for alle markedene. Dette kan også ha sine fordeler for produksjon da man kan kjøre nærmere optimalt driftspunkt uten rom for oppregulering (men kun nedregulering).
Varighet for ulike produkter er også en viktig parameter som bør tas opp til vurdering. Kortere produkter som 15 minutter vil åpne for tilgang til langt flere reserver da mange industrilaster representerer mye fleksibilitet på kortere horisont enn 1 time. Varighet er også en barriere for sekundærreserven hvor det i dag ikke er noen tidsbegrensning for en aktivering, mens det logisk sett burde vært organisert slik at tertiærreserven skal overta og frigjøre sekundærreservene for nye avvik. Hvis man hadde 15 minutters varighet på aktiveringer i sekundær, ville det vært langt enklere å få med større industrilaster som kan kobles ut hurtig uten forvarsel.
Måling og dokumentasjon: Timesmåling er en forutsetning for å delta i markedene. AMS vil representere et viktig steg i riktig retning for å tilrettelegge for nye produkter og tjenester. I tillegg vil ekstra målinger (seriemålere og tilstandsmåling på last) være viktig dokumentasjon. Med aggregerte bud vil det bli ekstra viktig å ha god struktur og rutiner for dette i
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 27
systemløsningen slik at korrekt fordelingsnøkkel benyttes ved fordeling av inntekter fra en aktivering av en aggregert portefølje.
Prekvalifisering: Mangel på prekvalifiseringsløsninger er en av de største barrierene for at forbrukssiden skal slippe til. Med en prekvalifiseringsordning, må systemansvarlig sette krav til teknisk løsning både gjennom verifikasjon og validering av løsninger og forretningsprosesser før en aktør slippes til. Dette må på plass og mange land i Europa har allerede velfungerende prosedyrer man kan skjele til i arbeidet videre med dette temaet.
Baselineberegning: En stor diskusjon i Europa har dreid seg om hvilken profil oppgjøret skal beregnes mot. I sin enkleste form kan dette skje med basis i balansemarkedets oppgjør, men hvis man skal slippe til flere små laster bak et tilknytningspunkt og disse påvirker lastprofilene etter gjeninnkobling, kan det være mer riktig å kjøre oppgjøret som en differanse mellom målt lastprofil og en teoretisk lastprofil som beskriver hvordan lastuttaket ville vært uten utkobling. Dette gjør at man i tillegg kan ta hensyn til såkalte «rebound» eller «kick-back» effekter. Slike metoder vil være viktigst ved tredjeparts aggregatorer hvor man i større grad må dokumentere hvilke inntekter man har krav på.
Oppgjør/balanseansvar: Med hensyn på de ulike modellene som er gjennomgått i kapittel 4, vil en klargjøring omkring aggregatorrollen og ulike oppgjørsmodeller i forhold til balanseansvar bidra til at barrierene reduseres.
Tilgjengelige prissignaler: Det at sluttbruker ikke er tilstrekkelig eksponert for prissignalene eller at prisvariasjonene ikke er tilstrekkelig for at sluttbruker reagerer, aktualiserer automatiserte tjenesteleveranser.
Sentrale spørsmål til videre diskusjon og fremtidig avklaringer vil være:
Bør reservene komme fra produksjon også i fremtiden, eller trenger vi forbrukssiden inn her? Den norske vannkraften setter oss i en særstilling, men gjør samtidig omstillingen vanskeligere. Hvordan bør vi bidra mtp. en Europeisk utvikling av nytt markedsdesign og redusere relevante
barrierer? Hvordan håndtere utfordringen med at Statnett selv kan skape et overskudd av
reguleringstjenester med tilsvarende lave priser, og hvor Norge til tider forsyner Norden med billige reguleringstjenester?
Er dette en samfunnsøkonomisk optimal ressursutnyttelse og hva kreves for å endre på dette?
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 28
4. Fleksibilitetsmarked I dette kapittelet diskuteres nødvendige markedsmekanismer for handel av fleksibilitet. Vi diskuterer
nødvendige/aktuelle endringer i sluttbrukermarkedet, regler om fortrinnsrett for regulering mellom
TSO og DSO, og foreslåtte modeller for fleksibilitetsmarked.
Tjenesteleverandørmarkedet – det nye sluttbrukermarkedet? I sluttbrukermarkedet ser vi også behovet for en ny markedsplass for fleksibilitet;
tjenesteleverandørmarkedet. For å hente ut fleksibilitet hos kunden vil det være nødvendig med
produkter og tjenester som kan styre laster, overvåke effekt, forbruk, temperatur osv. I tillegg er det
flere aktører som hjelper kunden med å håndtere energikostnader og tilbyr rådgivende tjenester for
energisparing. Med AMS vokser smarthus-trenden frem i husstanden og kunden blir smartere, og
mer opptatt av energieffektivisering og enkle løsninger. En samlebetegnelse for
tjenesteleverandørene med energirelaterte tjenester er ESCO (Energy Service Company). Vi vil her
beskrive noen av aktørene vi ser i dette markedet og deres relasjon til sluttbrukeren.
Energirådgivning Det er i dag flere aktører på markedet som tilbyr energirevisjoner eller -rådgivning. Dette kan være
selskap som selv selger strømavtaler eller andre aktører som tilbyr råd til energieffektivisering. Slike
aktører hjelper sluttbruker med å spare kostnader knyttet til energi og energiforbruk. Rådgivning kan
innebære ENØK-tiltak, skatter- og avgifter, råd om type strømavtale eller strømleverandør, og
energieffektiviserende produkter som varmepumpe, solcellepanel osv. Denne type tjeneste er
hovedsakelig relevant for forbruksgrupper med større forbruk, og ikke så aktuelt for husstander.
Smarthus aktører Markedet for smarthusløsninger er stort og har mange ulike aktører. Eksempler på aktører her er
alarmselskap, strømleverandører, nettselskap, hvitevareleverandører, Telecomaktører og
leverandører av fornybar energi. Internet of Things (IoT) vokser frem, og alle elementer i husstanden
kan snart styres fra en applikasjon på telefonen. Flere kunder ønsker å bli plusskunder, og har for
eksempel kjøpt solcellepanel for å forsyne huset med kraft. Nettselskapene ruller ut AMS i sine
nettområder og tilbyr i samme installasjon Gateway for styring av forbrukslaster.
Styringssystemer For å identifisere fleksibilitet på forbrukssiden er aggregatoren avhengig av at kunden kan styre
forbruket sitt og flere løsninger legger opp til fjernstyring av forbrukslaster. Det finnes ulike typer
styringssystemer som kan skru av og på ulike laster etter behov. Slike produkter vil kunne reagere på
prissignaler, temperatur, kommandoer gjennom App/SMS/kalender osv. Sluttbruker vil også ha
behov for systemer som overvåker effekt, forbruk, temperatur, luftfuktighet osv. Disse systemene vil
være avgjørende for å hente ut tilstrekkelig med forbrukerfleksibilitet.
Aggregator I kapittel 2 har vi diskutert aggregatorrollen og samspillet mellom aggregator og sluttbruker. En kan
se for seg at sluttbrukermarkedet vil bestå av flere aggregatorer som konkurrerer om sluttbrukeren,
som dagens strømleverandør. Det blir da viktig for aggregatoren å være konkurransedyktig og tilby
sluttbrukeren gode kontrakter, med høyest mulig kompensasjon eller de beste produktene og
tjenestene for energieffektivisering og reduksjon av forbruk. Aggregatoren blir dermed nødt til å
markedsføre seg og gjøre seg tilgjengelig for sluttbrukeren. NordREG er overbevist om at i et
konkurransedrevet og velfungerende marked vil markedet drive frem innovasjon og
kostnadseffektive løsninger på sikt13.
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 29
Eksempler på eksisterende aggregatorer er KiwiPower17, Flexitricity18 og Open Energi19 i UK og Energy
Pool20 som opererer som aggregator i flere Europeiske land, der markedet er åpent for demand
response21. I tillegg er det flere systemleverandøraktører22, som leverer produkter og tjenester innen
demand response, som vil kunne operere som en aggregator dersom markedene hadde vært åpne.
Det vil også være flere aktører som tilbyr et produkt- og tjenestespekter på tvers av overnevnte
inndeling.
17 http://kiwipower.co.uk/ 18 https://www.flexitricity.com/en-gb/ 19 http://www.openenergi.com/ 20 http://www.energy-pool.eu/en/ 21 Storbritannia, Frankrike, Belgia, Finland 22 EnerNOC, Alpiq, Enfo, Matrix, ESP, Energy Trading Ireland, Activation Energy, Dalkia (Veolia), Voltalis, Cynergin etc.
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 30
Regler om fortrinnsrett Modellen dreier seg om fortrinnsrett mellom aktører og regler for når markedsmekanismene kan
tilsidesettes. I denne modellen har ikke DSO nødvendigvis aktiv styringsrett men heller muligheter for
å blokkere planlagte reguleringer i eget nett som forårsaker flaskehalser. Gitt at man etablerer klare
unntaksregler som dekker kritiske situasjoner, vil en lettere kunne etablere markedsmekanismer
uten å utfordre forsyningssikkerhet og forsyningsplikt. Således er dette ikke en egen markedsmodell
men et muliggjørende rammeverk som styrker DSO sin posisjon i ulike andre markedsdesign som er
diskutert i denne rapporten.
Trafikklyskoordinering DSO-TSO Iht. foreslått prosedyre i Eurelectric sin rapport23 om aktiv nettdrift, vil DSO i denne modellen kunne
blokkere for planlagte aktiveringer av TSO hvis dette går i motsatt retning av egen nettdrift og skaper
økte flaskehalsproblemer. Veldefinerte trafikklysregler skaper et koordineringsgrensesnitt mellom
TSO og DSO som gjør at begge parter har innsikt i hverandres driftsplaner og enklere kan legge til
rette for en optimalisert drift i eget nett med forutsigbare rammebetingelser. På denne måten tar
DSO en mer aktiv rolle og forplikter seg til å kommunisere egne driftsplaner opp til TSO (og
omvendt).
1. Fare for kaskadefeil/blackout. TSO RCC (regionsentralen) kan kontrollere alle reserver for å redde driftssituasjonen (både DSO og TSO Dispatch sine reserver) 2. TSO RCC har rett til å godkjenne/underkjenne alle blokkeringer DSO gjør, pga. anstrengt nettsituasjon på sentralt nivå. 3. Normal drift: TSO Dispatch (Landssentralen) aktiverer sine reserver etter behov. Informasjon om aktivering kommuniseres til berørt DSO. 4. DSO kan blokkere TSO Dispatch aktiveringer hvis disse skaper flaskehalser og overbelastning lokalt/regionalt. Løpende koordinering mellom TSO og DSO er viktig både i plan og drift.
Alle tilstander som utgjør en blokkering av markedsmessige operasjoner må dokumenteres av
aktørene for å vise at regler for fortrinnsrett er fulgt. Dokumentasjon tilgjengeliggjøres for revisjon
fra markedstilsynet. Overtredelsesgebyrer vil være aktuelt ved brudd på regelverket.
+ -
Nøytraliteten kan ivaretas God driftskoordinering DSO-TSO i en
bottom-up prosess
DSO har ingen aktiv styringsmulighet i denne modellen alene
Nye systemer kreves
Tabell 2: Fordeler og ulemper med trafikklyskoordinering
23 Eurelectric (2013), Active Distribution System Management, http://www.eurelectric.org/media/74356/asm_full_report_discussion_paper_final-2013-030-0117-01-e.pdf
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 31
Foreslåtte modeller for fleksibilitetsmarked Det er i hovedsak 3 ulike modeller som diskuteres i denne rapporten, hvor alle forutsetter at regler
om fortrinnsrett må være gjeldende og at fleksibilitet eksisterer hos kunden.
I denne diskusjonen er det viktig at man behandler vesentlige forhold av betydning, nemlig:
1. Bilaterale avtaler Bilaterale avtaler kan sees på som en mulig overgangsordning for DSO fra tariff for fleksibelt forbruk
over til langsiktig innkjøp av fleksibilitetsreserver. Dette kan være sesongbaserte avtaler (eller enda
lengre horisont hvis nødvending), som etableres direkte mellom kunde og DSO eller via aggregator.
Det er forholdsvis enkelt å etablere en markedsplass for bilateral handel med slike avtaler/kontrakter
omkring standardiserte produkter. Derfor vil denne formen være viktig som første fase i et veikart
mot en markedsplass for fleksibilitet.
Figur 13: Handel med fleksibilitet via bilaterale avtaler hvor kunde kan være både forbruker og produsent
En utvidelse av en slik modell kan være at DSO kan frigi ressursen til andre markeder i perioder den
ikke trengs (mildvær, ferier osv.). På denne måten kan fleksibiliteten også generere verdi for kunden
mot andre markeder via en aggregator.
Dette må kunne gjøres automatisk i forbindelse med driftsplanleggingen hos DSO gjennom at
lastflytanalyser (i DMS) i forbindelse med normaldrift eller revisjoner allokerer eller frigjør ressurser
og lister tilgjengelige ressurser mot aggregatorenes systemer (DRMS).
1. Bilaterale avtaler direkte med kunder eller via aggregator 2. Integrasjon mot eksisterende markeder 3. Separat(e) markedsplasser for fleksibilitet (En felles eller flere lokale)
Markedsmakt vs. geografisk avgrensning og begrensede volum Hvordan inkludere alle kundegrupper i fremtiden gjennom både eksplisitt og implisitt handel Tilrettelegge for at fleksibilitet kan utnyttes i de markedene som til enhver tid skaper mest verdi
for kunden og samfunnet. Det vil si unngå fastlåsing til spesielle formål men løse krav til forsyningssikkerhet gjennom regler for prioritet og kontrollhierarki.
Langsiktighet og trygghet for DSO er vesentlig og opsjonsordninger vil derfor være nødvendig. DSO må kunne inngå så langsiktige kontrakter i sluttbrukermarkedet at DSO tør å bruke det som alternativ til nettinvesteringer.
Nøytralitetsvurderinger hvis DSO har innsyn i RKOM/RKM i kombinerte markedsmodeller Uavhengig prissetting i RKOM og RKM kan skape usikkerhet i plan/opsjonsfasen for DSO Tidsoppløsning/intervall på standardiserte produkter (f. eks. 5, 15, 30, 60 minutter) RKOM uke bør åpne tidligere for spesifikke DSO behov i kombinerte markedsmodeller
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 32
+ -
Lav kompleksitet tilpasset omfanget Meget enkelt å komme i gang Forutsigbarhet for DSO
Vanskelig å dokumentere nøytralitet Vanskelig å kombinere med andre markeder Ingen priskobling Krever integrasjoner DMS-DRMS
Tabell 3: Fordeler og ulemper med bilaterale avtaler
Denne modellen er utgangspunktet for anbefalingen i NVE/Thema sin rapport om markedsløsninger
for lokal fleksibilitet24. Mange av de samme temaene som denne rapporten har tatt opp til diskusjon,
er også identifisert som viktige områder for videre utredninger fra NVE/Thema sin side.
2. Integrasjon mot eksisterende markeder Med integrerte markedsplasser menes utvidelser av eksisterende markedsplasser for å tilrettelegge
for at DSO også kan delta, enten gjennom trafikklysregulering eller som kjøper/bruker av fleksibilitet i
eksisterende markeder:
Reservemarkeder (RKOM og RKM)
Engrosmarkedene («day-ahead» og «intraday»)
Fleksibilitet på forbrukersiden handles allerede i dag på intraday og cross-border som piloter i en del
europeiske land. DSO vil ha behov for opsjonsopphandling lengre frem i tid enn en uke for å kunne
benytte fleksibilitet til å utsette investeringer. Opsjonsmekanismer lar seg ikke enkelt implementere i
day-ahead/intraday med mindre man etablerer et eget kapasitetsmarked. Da kan man i stedet se for
seg en videreutvikling av reservemarkedene, for eksempel at RKOM uke åpner tidligere og endres slik
at man kan handle enkeltuker inn i kommende sesong og på den måten håndtere
kapasitetsutfordringer en DSO vil kunne ha i anstrengte situasjoner. Vi ser derfor på ulike
kombinasjoner i eksisterende markedsmekanismer:
Felles reservemarked (multi-buyer)
Dagens reservemarked er et single-buyer marked, der kjøper er TSO. Et fremtidig felles
reservemarked med multi-buyer struktur, kan ta utgangspunkt i eksisterende reservemarkeder
(RKOM og RKM), men må tilpasses til å omfatte DSO’ens behov. Kjøpere vil da være TSO og DSO. Her
får vi da flere kjøpere av fleksibilitet og dette vil kreve en annen tilrettelegger av markedsplassen enn
TSO for nøytralitet. En slik modell skaper konkurranse på kjøpersiden og dermed høyere effektivitet
og riktigere prising. Budene i reservemarkedet vil være områdespesifikke, så dermed blir
konkurransen i hovedsak mellom TSO og områdets DSO(er). For at et felles reservemarked skal
fungere, må da budene kunne være mindre og lokale.
På en multi-buyer markedsplass kan prinsippet med kontinuerlig handel hvor kjøps- og salgsbud
matches, som i Elbas, benyttes i opsjonsfasen. Aktørene legger inn bud i RKOM (volum, område og
ask-pris), kjøpers (TSO eller DSO) høyeste bud (bid-pris) får opsjonen og setter opsjonsprisen. Aktører
med avropte opsjonsbud er pliktig å by tilsvarende volum inn i RKM i tilsvarende periode. I RKM er
reserven allokert til kjøper av opsjonen. Prisen i RKM fastsettes av balanseoppgjøret (etterskuddsvis)
og er også således marginalpriset. Her er det viktig å skille mellom opsjon og aktivering. Ved kjøp av
24 NVE (38-2016), Utarbeidet av Thema, Teoretisk tilnærming til en markedsløsning for lokal fleksibilitet, http://publikasjoner.nve.no/rapport/2016/rapport2016_38.pdf
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 33
opsjonen betales opsjonspris (RKOM), mens ved aktivering betales aktiveringspris (RKM) av budet i
tillegg.
Aggregerte bud vil være vanskelig fordi ulike kjøpere krever ulik granularitet i henhold til nettopologi,
og må ved tilslag enten dele opp budet eller kjøpe reserver som ikke benyttes. Hvis budet må deles
opp, bør aggregator ha tid nok til rekalkulering før porteføljen anmeldes inn mot neste markedsfase.
Hvis hele budet må kjøpes, kan man risikere at prisen blir for høy for DSO, som da heller vil bygge
nett som eneste effekttiltak. Budene må også inneholde informasjon om nettområde, da DSO kun vil
kjøpe bud i eget nettområde. I dag er RKOM sesong/bilaterale avtaler kun inndelt i 3 områder (NOA,
NOB, NOC), mens RKOM uke følger Elspot prisområder.
Forpliktelsen i RKOM fordrer at aktørene ligger inne med anmelding eller et bindende bud i
spotmarkedet, og at de gir et bindende bud om reduksjon i forbruket som kan utløses på 15
minutters varsel i RKM24.
Markedsplass
DSO 1
DSO 2
TSO
Kunde 1
Kunde 2
Kunde 3
Aggregator 1
Kunde 4
Kunde 5
Kunde 6
Aggregator 2
Figur 14: Felles markedsplass for reserver med flere kjøpere.
Dette er kanskje en teoretisk nyttig modell men vanskelig å gjennomføre i praksis fordi det
opprinnelige markedet har som formål å sikre TSO tilstrekkelig med reserver til en lavest mulig pris.
Ved «multi-buyer» marked, vil ulike geografiske krav komplisere modellen samtidig som det er
vanskelig å se for seg organiseringen av et opsjonsmarked med denne organiseringen.
+ -
Nøytral Lave transaksjonskostnader Likvid
Reflekterer ikke lokal pris (ikke optimal konkurranse med kun TSO og områdets DSO(er) som kjøpere)
Kompleks modell Usikkerhet rundt oppnåelse av
minimumskrav til volum og oppdeling av aggregerte bud
Dagens RKOM bud er kun inndelt i 3 områder
Usikker med tanke på opsjonshandel Utfordringer rundt aktørenes betalingsvilje i
prissettingen
Tabell 4: Fordeler og ulemper med felles reservemarked (multi-buyer)
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 34
Felles reservemarked med sekvensiell klarering DSO-TSO
Her tenkes det at samme reservemarked som over benyttes, men at DSO’er avroper budlistene først
og deretter avroper TSO sitt behov. Prisen kan da settes etter høyeste aksepterte bud eller TSO’ens
høyeste aksepterte bud, med marginalpris bestemt av totalt avropt volum. Hvis prisen settes etter
høyeste aksepterte bud er det risiko for at prisen blir satt unødvendig høy, da anstrengte områder vil
ha spesielt høy pris. Dersom prisen settes av TSO’ens høyeste bud, vil DSO kunne ha aksepterte bud
med høyere pris, som kan føre til taktisk prising hos budgiverne. Avrop etter klarering, skjer som
spesialregulering med pay-as-bid (dette er spesielt aktuelt ved revisjoner og i feilhåndtering).
Man kan tenke seg at både opsjon og aktivering følger en slik prosess, men clearing i aktivering av
antatte bud i opsjon må håndteres spesielt.
DSO får oversendt RKOM bud fra markedsplassen/TSO, som tilhører eget nettområde og angir hvilke
bud DSO ønsker å reservere. Markedsplassen/TSO får svar fra alle DSO innen en frist og legger til
eget behov som da utgjør klarert volum og prisen fastsettes. Pris for spesialregulering etter klarering,
offentliggjøres til alle DSO. DSO kan frigi eller aktivere reservert fleksibilitet frem til gate closure i
RKM. Ekstra aktivering etter dette, vil utløse en spesialregulering hos TSO som utgjør prisen DSO må
betale i så tilfelle.
Markedsplass
DSO 1
DSO 2
TSO
Kunde 1
Kunde 2
Kunde 3
Aggregator 1
Kunde 4
Kunde 5
Kunde 6
Aggregator 2
Bud 6: F MW, O NOK
Bud 5: E MW, N NOK
Bud 4: D MW, M NOK
Bud 3: C MW, Z NOK
Bud 2: B MW, Y NOK
Bud 1: A MW, X NOK
Figur 15: Sekvensiell klarering av reserver
I eksemplet over vises hvordan en tenkt sekvensiell klarering vil kunne skje:
1. Aggregerte bud sorteres etter pris og tilgjengelighet (for aktørene). 2. DSO 1-N avroper bud for sine behov først. 3. Deretter avroper TSO sitt behov. 4. Høyeste aksepterte bud (eller TSO’ens høyeste bud) er prissettende for aktører og bud under
dette punktet på budlisten (marginalpris). 5. Alle bud høyere på budlisten prises som pay-as-bid for DSO i likhet med spesialregulering.
+ -
God priskobling Tvinger frem samarbeid mellom DSO-TSO i
plan og drift Mulig å kombinere med andre markeder for
å hindre innlåsing av ressurser
Øker systemdriftskostnadene Aktivering etter klarering må tas som
spesialregulering også for DSO Kompliserer oppgjørssystemet Mer komplisert budprosess pga. opsjoner
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 35
Nøytraliteten ivaretas gitt at DSO ikke har fritt innsyn i budlistene (RKOM/RK)
Mange endringer i markedsdesign kreves for at all fleksibilitet kan medtas.
Ulikt behov for geografisk granularitet Modellen kan føre til taktisk prising, da
budene over prissettende bud prises som pay-as-bid. Da vil aktører utnytte seg av mulighet for høyere pris (i dette gitte området)
Tabell 5: Fordeler og ulemper med felles reservemarked med sekvensiell klarering DSO-TSO
Felles markedsplass med engrosmarkedene
Aktørene som tilbyr reserver i reservemarkedene må også by inn volumene i day-ahead, slik at de
kan oppfylle sin forpliktelse til å redusere forbruket i driftstimen for å balansere systemet.
Ved å by prisavhengig, samt å stille posisjoner i intraday vil mye forbrukerfleksibilitet kunne utnyttes
gjennom implisitt handel, inkludert forbrukerfleksibilitet på husholdningsnivå. En langt større grad av
utbalansering før balansemarkedet vil være mulig hvis det legges til rette for det i intraday. Dette
krever gode prognoser og oppdatert informasjon om forbruk og lagring (helst sanntidsmåling).
Aktørene med reserver vil plassere bud med volum, område og ask-pris i Elbas, og kjøpers høyeste
aksepterte bud (bid-pris) setter prisen. Elbas har flere aktører på forbruk- og produksjonssiden, noe
som skaper konkurranse og dermed høyere effektivitet og riktigere prising. Budene i Elbas er
områdespesifikke etter Nordpool sine prisområder. Dersom DSO skal handle reserver i Elbas, må
budene inneholde geografisk informasjon om nettområdet til reserven. DSO vil kun kjøpe bud i sitt
eget nettområde. Eventuelt kan DSO legge ut kjøpsbud på Elbas, men nettområdeinformasjon, som
aktører kan velge å selge til. DSO vil kun handle i Elbas dersom prisene er lavere enn
alternativkostnaden, som kan være overbelastning av nettet og eventuelt KILE. Dersom TSO skal
handle reserver på Elbas, må det gjøres noen betraktninger rundt TSO’ens rolle i et evt. parallelt
reservemarked, der TSO er prissettende. Da blir klareringsrekkefølgen i intraday vs. reservemarkedet
viktig.
Ulemper med fleksibilitetshandel i intraday vil være at man ikke har
reservasjons/opsjonsmekanismer som sikrer planleggingsdimensjonen i tilstrekkelig grad for DSO. På
den andre siden vil dette medføre større grad av priselastisitet på etterspørselssiden som igjen vil
dempe volatilitet i timepris. Det anbefales derfor at om engrosmarkedene skal benyttes for
fleksibilitetshandel er det nødvendig med et kapasitetsmarked i tillegg for å sikre reserver lengre
frem i tid.
+ -
Reelle priser Ingen tilpasninger er nødvendig (få barrierer) Mulig å kombinere med andre markeder for
å hindre innlåsing av ressurser Åpner for implisitt handel av all fleksibilitet
på forbrukssiden inkludert på husholdningsnivå
Likviditet i disse markedene kan redusere behovet for reserver
Kan kombineres med et separat DSO fleksibilitetsmarked
Prisavhengige budmekanismer har vært tilgjengelig lenge uten mye aktivitet.
Dagens områder i ID ekskluderer DSO fra å delta. Områdene må være per nettområde for at DSO skal kunne delta.
Foreløpig liten likviditet i ID Lar seg ikke kombinere med opsjoner, hvilket
betyr at det kreves en markedsplass i tillegg for DSO behov.
Tabell 6: Fordeler og ulemper med felles markedsplass med engrosmarkedene
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 36
En eventuell markedsintegrasjon vil få konsekvenser for ulike elementer:
Ser man litt lengre frem i tid vil sanntidsmarkeder og en høyere geografisk oppløsning tvinge seg
frem i regioner hvor distribuert produksjon dominerer brukstiden7. Forskjellen på de Europeiske
markedene og tilsvarende i USA er at USA kommer fra et svakt koblet nettverk av mange små
balanseområder hvor hovedmålsettingen var å koordinere disse.
I Europa har det derimot vært viktig å etablere cross-border trading mellom store nasjonale
balanseområder. I Europa har man derfor klart seg godt med lav geografisk oppløsning og lav
tidsoppløsning. Mens i USA har man heller fokusert på høyoppløselige markeder som i større grad
gjenspeiler fysiske nettforhold (nærmere nodeprising), samtidig som man nærmer seg
sanntidsmarkeder med tidsoppløsning ned mot 5 minutter. Disse trendene er meget interessante og
peker nok på nødvendig utvikling på lang sikt også for Europa. Et annet viktig karakteristisk trekk er
at lavoppløselige markeder i større grad tillater porteføljer (aggregerte bud) mens høyoppløselige
markeder vil i større grad forholde seg til forpliktelser gjort på enhetsnivå. Det siste taler for et
markedsdesign som er i stand til å involvere DSO på en hensiktsmessig måte.
3. Separat(e) markedsplasser for fleksibilitet (En felles eller flere lokale) Dagens reservemarked er TSO’ens marked, der TSO er eneste kjøper. TSO ønsker å balansere
strømnettet på transmisjonsnettnivå, og håndterer flaskehalser på et høyt nivå. DSO har et annet
behov enn TSO, da de ønsker å håndtere lokale flaskehalser innen sitt nettområde, for å redusere
belastningen på nettet i anstrengte områder. Ved etablering av separate markedsplasser for DSO vil
DSO kunne balansere sitt nettområde og lokale flaskehalser. Et forslag er at reserver handles både på
reservemarkedet (TSO) og separate DSO fleksibilitetsmarkeder, avhengig av tilknytningspunkt/volum
eller andre faktorer. For eksempel kan det være slik at DSO fleksibilitetsmarkedene har en
begrensning på 25 MW. Budene til DSO fleksibilitetsmarkedene må da inneholde informasjon om
nettområde.
Lokale DSO fleksibilitetsmarkeder
I denne modellen kan man se for seg at det etableres egne lokale DSO markedsplasser for handel
med fleksibilitet. Transparente prosesser og offentliggjøring av volum og priser er sentralt. Det vil
derfor oppstå en diskusjon om hvem som skal fasilitere disse markedene, enten det er NPS, TSO eller
en markedsaktør som tar initiativet. Det er uansett vesentlig at det skjer en kommunikasjon mellom
DSO og TSO slik at partene har informasjon om aktive tiltak motparten planlegger å gjennomføre.
Endringer i ansvar og myndighet for TSO, DSO, aggregator og andre aktører RKOM: Avrop for DSO i budliste før TSO. Burde vært mulig for DSO å kjøpe en uke senere i
sesongen (for eksempel jul/påske). RKOM sesong er uaktuelt for forbruk og lite aktuelt for DSO (men ett tilpasset sesong opsjonsmarked kan være et alternativ hvis eksisterende mekanisme ikke lar seg tilpasse).
RKM: Spesialregulering DSO, hvis behov oppstår etter klarering RKOM uke. Prissetting: Pay-as-bid vs. marginal pricing. Når benyttes hva? Behov for nye produkter omkring fleksibilitet. Standardisering og beskrivelser.
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 37
Figur 16: Lokal markedsplass for en enkelt DSO
Figur 16 viser en forenklet sammenheng for aktørenes transaksjoner. I realiteten vil en aggregator i
tillegg operere tosidig (mot DSO og kunden), dvs. både på vegne av kunden inn mot markedsklarering
så mot DSO’ens systemer for allokering, aktivering og oppgjør. Forskningsprosjektet iPower har
foreslått en prosessflyt i ulike faser for en slik modell som de har kalt FLECH25 (FLExibility
ClearingHouse):
Figur 17: Sekvensdiagram for lokal markedsplass for fleksibilitetshandel mellom DSO og aggregator
Figur 18: Sekvensdiagram for lokal markedsplass for fleksibilitetshandel mellom aggregator og kunde
Prosessbeskrivelse for en slik markedsplass kan være som følger:
Plan: 1. Lastprognoser gir input til DSO’ens lastprofiler som benyttes til lastflytberegninger 2. Aggregatoren(e) oppdaterer sine markedprognoser
25 iPower (2013), FLECH: Flexibility Clearing House Specifications, part of iPower project, http://www.google.no/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=1&cad=rja&uact=8&ved=0ahUKEwiQ8eaS0dnKAhUKWCwKHZutDjQQFgglMAA&url=http%3A%2F%2Fwww.danskenergi.dk%2F~%2Fmedia%2FAnalyse%2FProjekter%2FiPower%2FFLECH_Technical_Requirement_Specifications.ashx&usg=AFQjCNHAG8XQYsU6-4hQ8faDkiTPBl7yPw&sig2=P-S0Ih9mOYsMOq21CiDVSQ
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 38
3. Historikk og produksjonsplaner fra kundene gir input til aggregatoren(e)s prognose for fleksibilitet
4. DSO avleder fleksibilitetsbehov for anstrengte områder og legger ut forespørsel på markedsplassen med referanse til nettområde eller som en liste med EAN-numre. Denne fasen bør koordineres med TSO gjennom informasjonsutveksling eller markedsintegrasjon. Aktivering fra TSO sin side må også kommuniseres til DSO.
5. Aggregator(ene) aggregerer opp porteføljene og matcher disse mot ulike forespørsler i ulike markeder med å svare opp gjennom et (til)bud. Ved at aggregator kan sammenligne markedsmulighetene, oppnås en viss form for priskobling mellom markedene.
Allokering: 1. DSO utfører oppdaterte lastflytanalyser for å se om tilgjengelig fleksibilitet er
tilstrekkelig for å håndtere effektsituasjonene og om prisene står i stil til alternativkostnadene. Avtale gjøres så med aggregatorer involvert i volumene som er av interesse.
2. Aggregatorene allokerer tilbudt fleksibilitet og kommuniserer plan for utkobling til aktører som er involvert
Aktivering: 1. DSO setter enten tidspunkt for aktivering i en schedule, eller sender
utkoblingskommando når behovet oppstår alt etter situasjon og typen ressurs. 2. Aggregator sørger for effektivisering av utkoblingen og kvitterer med utkoblet volum
og EAN når utført. Denne fasen bør også koordineres med TSO gjennom utveksling av informasjon.
Oppgjør: 1. DSO innhenter målerverdier fra AMS og laster opp til Elhub 2. Aggregatoren laster egne målerverdier og sammenligner med målerverdier fra Elhub.
Forslag til avregning oversendes DSO som godkjenner og utbetaler oppgjør.
Denne prosessbeskrivelsen mangler opphandling av opsjoner i forkant av opphandling av
aktiveringen, hvilket er viktig for DSO’en sine krav til forsyningssikkerheten. Hvis fasene i modellen
henger sammen med tidspunkter for andre markeder på en sånn måte at aggregator kan videreføre
tilgjengelig fleksibilitet i neste markedsfase etter klarering, vil dette henge godt sammen.
+ -
Lav/middels kompleksitet Enkelt å komme i gang Mulig å kombinere med andre markeder for
å hindre innlåsing av ressurser Enkelt å etablere mot fysisk nettstruktur
Lavt volum Liten eller ingen konkurranse Usikker priskobling Krav til nye systemer Markedsmakt
Tabell 7: Fordeler og ulemper med lokale DSO fleksibilitetsmarkeder
Separate markeder med priskobling
Markedsplassen(e) kan organiseres som den over men priskobling realiseres enten mot
regulerkraftmarkedet (pris følger balansemarkedet) eller gjennom en felles markedsplass for alle
nettområder og med funksjonalitet som en datahub (eid av flere for å bevare nøytralitet) hvor
operatøren av markedsplassen tildeler roller og filtrerer på bakgrunn av hva som skal
tilgjengeliggjøres for ulike roller. En felles markedsplass muliggjør en bedre kontroll med mulig
utøvelse av markedsmakt.
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 39
I realiteten vil denne modellen fungere som den forrige men med felles systemplattform som sørger
for lavere transaksjonskostnader og standardiserte grensesnitt, produkter og kontrakter, samt
mulighet for å etablere en priskobling med bakgrunn i en felles markedsplassoperasjon.
+ -
Nøytral Lave transaksjonskostnader
Reflekterer ikke lokal pris Kompleks Markedsmakt mulig
Tabell 8: Fordeler og ulemper med separate markeder med priskobling
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 40
5. Nytteverdi og muligheter med forbrukerfleksibilitet Kraftsystemet og kraftmarkedene gjennomgår for tiden store endringer. Ny teknologi og politisk vilje
åpner mange nye muligheter og perspektiver fremover, og mange forbrukere vil innta helt andre
roller i kraftmarkedet. Fleksibilitet vil spille en vesentlig rolle for integrasjon av ny fornybar
produksjon. Siden det meste av ny produksjon er uregulerbar, trengs fleksibilitet for å håndtere
balansen i systemet spesielt når annen regulerbar produksjon fases ut (gassturbiner samt kull- og
atomkraft fases ut på Europeisk nivå, men vil påvirke Norge).
All sluttbrukeraktivitet (forbruk/produksjon/lagring) har en gitt fleksibilitet når man tar hensyn til
marginalkostnadene ved å redusere eller flytte forbruket. Mange sluttbrukere vil ha mye tilgjengelig
fleksibilitet til en lav kostnad på enkelte områder, mens andre typer last er kritisk enten for komfort
eller vare- og tjenesteproduksjon. Vi forsøker her å gi en kort innføring i ulike former for bruk av
fleksibilitet, ulike typer (segmentering), samt hvilke fleksibilitetsprodukter (og markedsmekanismer
for dette) som finnes i dag.
Figur 19: Ulike strategier for å utnytte forbrukerfleksibilitet. Kilde: KANAK
Detaljerte kunnskaper om hver enkelt kunde sine fleksible elementer er avgjørende for en god
utnyttelse. Samtidig er det viktig å ikke låse enkeltressurser til dedikerte formål, men heller sørge for
at leveranser sikres gjennom kontrakter på et aggregert nivå slik at nye tjenesteleverandører gis
mulighet for å optimalisere både anvendelsen og leveransene inn mot ulike markeder og avtaler.
Langt på vei vil de fleste kildene til fleksibilitet i realiteten være tilgjengelig gjennom automasjon og i
liten grad gjennom atferdsendringer og manuelle tiltak. Fleksibilitetens leveringssikkerhet vil også
være langt høyere om automasjon og kommunikasjon benyttes. Anvendelsesområdene vil også være
flere i dette tilfellet. Tingenes internett (IoT, Internet-of-things) og AMS spiller en viktig rolle her.
Her gis en kort oppsummering av ulike aktører som kan ha interesser i å kjøpe og selge en fremtidig
tilgjengelig fleksibilitet. Dette er i hovedsak:
Sluttbruker/Plusskunde
Strømleverandør
Balanseansvarlig
Produsenter
Systemoperatør (TSO/DSO)
Nettselskap
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 41
Sluttbruker/Plusskunde Sluttbruker oppnår gevinst i flere dimensjoner ved at
sluttbrukerfleksibiliteten blir verdsatt og utnyttet. Direkte effekter
vil være inntekter eller reduserte kostnader:
Reduserte energikostnader ved energistyring
Reduserte nettleiekostnader ved effektstyring (effektledd/redusert netttap)
Inntekter fra markedsdeltagelse i engrosmarkedene
Gevinster med utjevning av energiforbruk og lagring (plusskundeordningen vil kunne redusere noe av disse gevinstene)
Indirekte verdi vil oppstå hvis konkurransen – eller volumene – øker i engrosmarkedene og dette
legger press på prisene. Dette vil redusere systemdriftskostnadene til Statnett som igjen reduserer
sentralnettleien.
Ulike kundesegmenter vil ha ulike muligheter for å realisere gevinster på egen hånd eller kollektivt i
markedene, da det er store forskjeller i størrelse, teknologi, prissensitivitet, regulering, etc. Derfor er
det ulike drivere og muligheter for sluttbrukerfleksibilitet for store industrikunder, store bygninger og
husholdninger26.
Store industrikunder
Store industrikunder (SFHB) opererer allerede i dag i noen av reservemarkedene, men vil kunne
realisere et enda større potensial ved økt spotprissensitivitet og deltagelse i et fleksibilitetsmarked.
Store industrikunder vil kunne operere på fleksibilitetsmarkeder selv, eller gjennom en aggregator
og/eller strømleverandør. I følge en rapport fra Gaia27, der total potensiell forbruksfleksibilitet i
Norden blir estimert til 12.000 MW, står industri for over 5000 MW (ca. 2400 MW i Norge).
Drivere for økt forbrukerfleksibilitet for store forbrukere er potensiell økt volatilitet i spotprisen, i
tillegg til økende tilbud av tjenester innen energieffektivisering og porteføljeforvaltning.
Barrierene for industrikunder vil blant annet være at forstyrrelse av daglig produksjon kan føre til feil
og avvik i produksjonen. I tillegg kan det være ressurskrevende og kostbart å planlegge og aktivere
demand response, der responstiden er kort. Det er også en kjent barriere at minimumvolumet for å
delta på RKM er 10 MW, noe som ekskluderer mange aktører.
Store bygninger
Denne typen aktører opererer ikke på kraftmarkedene i dag, men vil kunne stille sin fleksibilitet
tilgjengelig for markedet gjennom strømleverandører og/eller aggregatorer i fremtiden. Fleksible
laster i store bygninger vil hovedsakelig være oppvarming, kjøling og ventilasjon.
Drivere for økt forbrukerfleksibilitet i store bygninger er byggautomasjonssystemer, tjenester og
produkter for energieffektivisering og demand response, og eksponering mot økte prissignaler.
Husholdninger
Husholdninger er ikke selv aktive på kraftmarkedene, men vil med AMS og timesmåling ha mulighet
til å respondere på spotprisen. Totalt estimert forbrukerfleksibilitet fra husholdninger i Norden er
26 Nordisk ministerråd/Thema Consulting (2015), Capacity adequacy in the Nordic electricity market 27 Gaia (2011), Examining and proposing measures to activate demand flexibility on the Nordic wholesale electricity market
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 42
estimert av Gaia, 201127 til 4000-7000 MW (ca. 1400-3400 MW i Norge). Fleksible laster i
husholdninger er hovedsakelig oppvarming, og evt. lading av elbil.
Smarthusløsninger vil etter hvert få grensesnitt mot kraftmarkedet via aggregatorer og andre aktører
og dermed kunne delta med ressurser på en automatisert måte, i porteføljer med prisavhengige bud
i Elspot eller aktiv korreksjon av balanse i Elbas/intraday (implisitt handel) og dermed redusere
behovene for reserver. De økte investeringene i kunde-eide installasjoner må imidlertid veies mot
besparelser i kraftsystemet om en skal se den reelle verdien av tiltakene.
For kunder med lagring eller egen produksjon vil fleksibilitet representere en mulighet for lokal
balansering og optimalisering mot strømpris og effektpris (nettleie). Nye vedtatte regler for
plusskunder, gir relativt gunstige fordeler, der plusskunden slipper innmatingstariffens faste ledd og
kun betaler et energiledd (øre/KWh) for å mate kraft inn på nettet, opptil 100 kW28. AMS er en
forutsetning for demand response i husholdninger, men krever i tillegg smart-hus løsninger, sanntid
prisinformasjon og spot-pris strømavtaler. Utrulling av AMS med timesmåling vil kunne øke
prissensitiviteten i husholdninger. I tillegg vil elektrisk utstyr i hjemmet bli «smartere» og Internet of
Things funksjonaliteter vil minimere energikostnader i hjemmet.
Kundesegmentering og tjenesteinnovasjon vil være sentralt for at dagens strømleverandører skal
kunne utvikle seg og overleve det teknologiske skiftet man nå ser konturene av. Samtidig vil
muligheten for å benytte tilgjengelig fleksibilitet i ulike markedsdimensjoner være viktig for å skape
tilstrekkelig inntjening og verdi for kunden og tjenesteleverandøren. Uansett kundesegment, må det
gjøres en investering som skal nedbetales vha. verdistrømmene som genereres.
28 NVE (2016), Endringer i kontrollforskriften vedrørende plusskundeordningen, http://publikasjoner.nve.no/rapport/2016/rapport2016_47.pdf
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 43
Balanseansvarlig/Kraftleverandør I dag får balanseansvarlig alle data ukentlig. Med Elhub vil man få
data dagen etter. Fortsatt vil dette være sent i mange
sammenhenger. HAN egner seg til å innhente sanntid effektpådrag
ute hos kunde mens Elhub-data kan benyttes til ulike
oppgjørsmekanismer. HAN -grensesnittet vil bli viktig for en del
fremtidige forretningsmodeller hvor løpende måling av kundens
uttak er viktig. Disse måledataene vil kunne innhentes av ulike
markedsaktører med avtale med kunden, via kommunikasjonskanaler utenfor AMS. Med
datainnsamling nær sann tid fra deler av kundemassen, kan kraftleverandør håndtere egen risiko for
ubalanse løpende. Forbrukerfleksibilitet vil da representere en ressurs som kraftleverandøren aktivt
kan benytte for å redusere egen ubalanse. For å kunne beregne og dokumentere baseline, kreves
hyppigere målefrekvens enn for måledata innhentet for avregning.
Risiko for ubalanse vil øke med de endringene man ser i sluttbrukerleddet med elbiler, lokal
produksjon og effektkrevende laster. Kraftleverandøren kan tenkes å kunne flytte balanseansvaret til
kunden i en digitalisert fremtid, og på denne måten redusere egen risiko. Da blir balansering en
tjeneste man kan levere ved å tilby automatisert balansering med kundens egen fleksibilitet via
styringssystemer. På samme måte kan porteføljeoptimalisering få en større betydning med
forbedrede prognosesystemer.
Produsenter Med økende andel uregulerbar fornybarproduksjon vil også
prognosefeil øke, spesielt for anmelding inn mot DA. I denne
konteksten vil behovet for fleksibilitet øke både for å redusere risiko og
være i stand til å korrigere ubalanse før man ender opp med
ubalansekostnader. Intraday-handel vil være viktig for å redusere slike
ubalanser.
Systemoperatør (TSO/DSO) Statnett(TSO) jobber både med FoU-prosjekter samt tilpasninger i
reservemarkedene for å kunne kjøpe (eller utnytte) flere reserver på
forbrukssiden. Dette er også en del av europeisk harmonisering. Noe
forbruk meldes i RKOM/RKM (tertiærreserven) fra store kunder direkte i
dag. Økt kraftutveksling (også reserve- og systemtjenester) ved at det
etableres flere utlandsforbindelser, vil øke etterspørselen for norske
reserver og fleksibiliteten i produksjonsapparatet og deler av
forbrukersiden. Samtidig vil reserver på forbrukssiden kunne representere en økt konkurranse i
reservemarkedene som på sikt kan presse prisene TSO må betale. Derfor representerer en slik
utvikling muligheter for kostnadseffektivisering av systemdriften for TSO, samtidig som det kan bidra
til å opprettholde forsyningssikkerheten.
En økt utnyttelse av forbrukerfleksibilitet i reservemarkedene avhenger av at man utformer nye
regler og produkter for å legge til rette for økt deltakelse. Dette dreier seg om varighet på aktivering,
minimum budstørrelse, mulighet for aggregerte bud og dynamisk reallokering ved
leveranseutfordringer, prekvalifiseringsrutiner, krav til dokumentasjon m.m.
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 44
Nettselskap Nett dimensjoneres med basis i forventet maksimalt effektuttak, krav til
forsyningssikkerhet (N-1 i transmisjon) og sammenlagringseffekter.
Tradisjonelle planleggings- og driftsmetoder vil i fremtiden gi dyrere
transmisjons- og distribusjonsnett med lavere brukstid fordi fremtidig
nettdrift vil bli mer utfordrende og volatil med økende grad av
distribuert og uregulerbar kraftproduksjon samtidig som nye typer last
blir mer effektkrevende og uforutsigbare. Dette gjør også at kravet til
datautveksling nærmere sann tid blir viktigere og med helt andre
systembehov enn det man ser i dagens nettdrift. Nettselskapets
fremtidige behov for fleksibilitet kan deles inn i ulike kategorier:
1. Behov for fleksibilitet i feilhåndtering. Kapasitetsutfordringer ved feil og alternative mateveier kan håndteres med lastutkobling og distribuert produksjon hvis styring integreres effektivt i nettselskapets drifts- og planleggingssystemer (DMS) og kobles mot løpende lastflytanalyser for beslutningsstøtte.
2. Behov for fleksibilitet i normaldrift. Kapasitetsutfordringer og utsettelse av investeringer. Kost/nytte analyser omkring dette bør inn i planmetodikken. Eksempelvis er det krav til danske DSO’er om CBA ift. fleksibilitet vs. nettutbygging for alle kapasitetsutvidelser.
3. Utkobling av fleksibelt forbruk (så lenge denne muligheten er tillatt) enten forankret i egne behov eller overliggende behov aktivert av Statnett.
4. Reduksjon av KILE-kostnader ved planlagte utkoblinger gjennom anvendelse av tilgjengelig fleksibelt forbruk.
5. Rasjonering ved energiknapphet gjennom rasjoneringsplaner. Fleksibilitetsporteføljen kan benyttes til å oppfylle hele eller deler av en eventuell rasjoneringsforpliktelse gjennom rullerende utkoblinger
6. Forlenget levetid på nettkomponenter gjennom lavere belastningsgrader og mindre antall timer i overbelastning.
I forhold til tilgjengeliggjøring av måledata vil dette skje både via Elhub, men også lokalt via HAN-
grensesnitt. Nettselskapene vil på denne måten bidra som tilrettelegger for fleksibilitetsmarkeder,
men bruk/kjøp av fleksibilitet vil kreve nøytralitet hos nettselskapet (aktiv nettdrift utført av KDSO vil
kreve, om ikke eiermessig skille, så iallfall en ny eierstruktur, med for eksempel minoritetsposter i en
felles driftssentral).
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 45
Oppsummering Oppsummert vil fleksibilitet bidra positivt for alle aktører enten det er på sluttbrukersiden,
markedsaktører eller system og nettoperatører. Politiske målsetninger hva klima angår tilsier at man
bør utnytte alle kilder til fleksibilitet for å håndtere ny fornybar produksjon. Når det gjelder
samfunnsmessige konsekvenser, vil det være mange tilfeller hvor utsatte kapasitetsutvidelser i nett
og produksjon vil skape lønnsomhet ved bruk av fleksibilitet. Typiske tall fra noen norske
nettselskaper tyder på inntil 15 MNOK/MW for økt kapasitet.
Sentrale spørsmål for videre diskusjon:
Hvordan vurdere samfunnsøkonomisk effektivitet i kraftsystemet med utsatte investeringer i nettet og økte kostnader i kunde-eide installasjoner (batterier etc.)? Og hvordan håndtere planmessige usikkerheter dette medfører?
Er dagens reserver riktig priset i reservemarkedene? Reflekterer prisdannelsen i slike single-buyer markeder reell verdi av fleksibiliteten?
Hvilke barrierer må adresseres for å utløse fullt potensiale for forbrukerfleksibilitet inkludert lagringsløsninger?
Hvilke utfordringer kan sluttbrukerstyring gi for lokalnett når det aktiveres for å ivareta frekvensformål?
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 46
6. DSO Rollen i endring Både Reiten-rapporten3 og EUs tredje elmarkedspakke29
har påpekt behov for endringer og utvidelser i DSO-rollen.
Stortingets lovvedtak den 17. mars foreslår en ny
bestemmelse i energiloven §3-7som gir departementet
myndighet til å gi forskrifter om utpeking av anleggs- eller områdekonsesjonær etter energiloven §§
3-1 og 3-2 som koordinerende operatør av distribusjonssystem (DSO)4, i tillegg til innføring av
selskapsmessig og funksjonelt skille for alle nettselskap.
OED mener at dagens nettstruktur bidrar til at investeringer ikke sees i tilstrekkelig sammenheng,
men at hver investering betraktes isolert. I sum sikrer ikke dette alltid at det er de mest
samfunnsmessig rasjonelle tiltakene som realiseres. Å legge en slik myndighet til TSO vil heller ikke
nødvendigvis resultere i en optimal og rasjonell ressursutnyttelse.
De skisserte oppgavene for KDSO er i første omgang avgrenset til koordinering av investeringer på
tvers av konsesjonsområder og nettnivåer.
På sikt vil en slik løsning kunne utvides til et ansvar eller delegert ansvar for systemoperatørdrift i det
aktuelle koordineringsområdet, herunder:
Håndtere flaskehalser med reserver Håndtere spenningskvalitet med reserver Initiere forskyving av produksjonsplaner pga. lokale og regionale flaskehalser
(balansetjenester) Reduksjon av tap Systemtjenester som støtte til TSO Markedsfasilitator
Artikkel 25 i tredje elmarkedspakke29 åpner for nettopp dette, men OED ser ikke behov for en
særskilt gjennomføring av denne bestemmelsen på nåværende tidspunkt.
Det grønne skiftet vil utfordre de tradisjonelle nettselskapene med økt behov for lokal balanse og
kapasitet fordi endringene først og fremst kommer på forbrukersiden. Dette er noe av bakteppet for
at man ser på ulike muligheter til å videreutvikle denne rollen. En mulig retning er å gi nettselskapet
større ansvar med tanke på balansering og optimal nettdrift. Samtidig er det et klart politisk ønske
om å styrke kravene til nøytralitet slik at nettselskapene kan bli markedsfasilitatorer, som sørger for
et sikkert sluttbrukermarked og koordinering av data. Riktig verdisetting av fleksibilitet er en
nøkkelfaktor både for at nettselskapet skal kunne gjøre riktige kost-nytte-analyser for å kunne se på
alternativer til nettutbygging og for at kostnader skal kunne allokeres riktig. En av årsakene til at
forskrift om fleksibel tariff foreslås fjernet30, sies å være at driften ikke direkte ser den reelle
kostnaden med å reservere og utnytte fleksibilitet i dagens regime. Derfor er det viktig at handel
skjer i etablerte markedsplasser eller med tilstrekkelig priskobling til etablerte markedsplasser, selv
om flere nettselskaper hevder å kunne beregne besparelser og utsatte investeringer med dagens
modell gjennom tariffer for utkoblbart forbruk.
En del sentrale spørsmål vil dukke opp i fremtiden når KDSO også får aktive driftsoppgaver som skal
optimaliseres vha. fleksibilitet:
29 Regjeringen (2015), Elektrisitetsdirektiv III, https://www.regjeringen.no/no/sub/eos-notatbasen/notatene/2007/okt/elektrisitetsdirektiv-iii/id2434791/ 30 NVE (2015), Høring om tariffer for uttak i distribusjonsnettet, http://publikasjoner.nve.no/hoeringsdokument/2015/hoeringsdokument2015_03.pdf
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 47
Rent teknologisk er det ikke bakgrunn for å hevde at nettselskapets handlingsrom reduseres i omfang
eller kvalitet ved en markedsorientering så lenge nettselskapet har prioritet i anstrengte situasjoner.
Tvert om, tilfanget av fleksibilitet vil i stor grad øke utover den fleksibilitet man tradisjonelt har
kunnet håndtere i tariff-sammenheng fordi aggregatorer jobber mot mange flere kundesegmenter.
Så lenge man i markedssammenheng kan etablere langsiktige avtaler gjennom opsjonsordninger, vil
DSO kunne ivareta sine krav til forsyningssikkerhet.
Hva nøytralitet angår, vil et fullt funksjonelt og eiermessig skille fra produksjon og omsetning være
viktigere ved en markedsbasert løsning.
Grensesnittet DSO-TSO Teknisk grensesnitt mellom DSO-TSO er omhandlet i NC med tanke på operasjonell drift. Når det
gjelder koordinert driftsplanlegging DSO-TSO, er NC mindre definert. Her er det mye arbeid som
gjenstår før man har en fremtidsrettet struktur hvor aktørene er godt integrert med automatisk
informasjonsutveksling i ulike tidsdimensjoner. Hva fleksibilitetsmarked angår, har dette veldig stor
betydning. Kort sagt dreier denne diskusjonen seg om rollefordelingen mellom DSO og TSO. En del
viktige spørsmål må avklares før man kan gå videre med utforming av fleksibilitetsmarkeder, for
eksempel:
Lokale og regionale systemtjenester kan være en tilnærming for å etablere standardiserte produkter
som DSO både kan etablere, opphandle og videreformidle. Dette kan være tjenester relatert til
flaskehalshåndtering og spenningsregulering. Er KDSO som et nytt nivå, det beste alternativet for å
håndtere fremtidige driftsutfordringer også, ref. Figur 20? Og vil dette kreve et skille mellom netteier
og operatørrollen?
Vil nettselskapet ha samme (eller bedre) mulighet for å koble ut fleksibelt forbruk i en markedsbasert løsning?
Kan det inngås langsiktige utkoblingsavtaler? I tilfelle hvor lange? Er det mulig å opprettholde tilstrekkelig nøytralitet om nettselskapet må handle reserver og
aktiveringer i et marked med markedsaktører, hvor konsernet selv har produksjon?
Skal DSO gis nye oppgaver, i tilfelle hvilke? Hvilke nøytralitetskrav bør gjelde for en koordinerende DSO, for å ivareta personvern, kundens
behov og utførelse av DSO’ens kjerneoppgaver Skal TSO gis utvidet mandat for å kunne styre helt ned på sluttbrukernivå med tanke på
forbrukerfleksibilitet? Blir sammenblandingen av netteier- og systemoperatørrollene et problem uansett om det ligger
hos TSO eller koordinerende DSO? Hvilke løsninger gir størst samfunnsøkonomisk nytte og kundenytte?
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 48
TSO
Koordinerende DSO 2
Koordinerende DSO 1
Koordinerende DSO 3
DSO 7DSO 6 DSO 8 DSO... DSO NDSO 5DSO 4
Figur 20: Nytt nivå med koordinerende DSO
Disse spørsmålene sammen med flere, er viktige diskusjonstema omkring en ny DSO-rolle i Norge.
Spesielt viktig er markedsregler omkring DSO’en sine muligheter for å utnytte fleksibiliteten. Ulike
modeller for hvordan dette kan håndteres og etableres, er omhandlet i de etterfølgende kapitlene.
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 49
7. Diskusjon omkring ulike modeller Dette kapitlet belyser og sammenligner noen av de sentrale temaene som er omhandlet i denne
rapporten med formål om å ende opp i en anbefaling for videre arbeid.
Aggregatorrollen Ved vurdering av ulike aggregatorroller er det flere evalueringskriterier som bør betraktes.
Konklusjonene om en nordisk aggregatorrolle i NordREG sin rapport er viktige innspill for en
totalvurdering av aggregatorrollen. I tillegg vil faktorer som transparent, høy konkurransegrad, minst
mulig byråkrati og en enklest mulig modell mot sluttbruker være viktige elementer i vurderingen.
Flere ulike modeller er presentert i rapporten som tar utgangspunkt i analysen NordREG har
gjennomført. Her vurderte de om man skulle tillate flere balanseansvarlige per nettilknytning, eller
nærmere bestemt tredjeparts aggregatorer. Årsaken til at Europa diskuterer slike modeller, er for å
øke konkurransen ut mot sluttbruker. NordREG har konkludert med at en har tilstrekkelig
konkurranse på sluttbrukersiden i Norden og at ønskelig modell er 1 balanseansvarlig per
nettilknytning. En slik modell betyr i praksis at strømleverandøren opererer som aggregator for egne
kunder (alternativt kjøper tjenestene fra en tjenesteleverandør). Dette tilsvarer modell #1 og #2
diskutert i kapittel 2.
En annen dimensjon som er diskutert, er hvorvidt de regulerte aktørene (DSO/TSO) skal ha mulighet
for å gå direkte på sluttbruker og dermed operere som aggregatorer. Årsaken til at en har valgt å
kalle aktørene for aggregatorer i denne sammenhengen er at man opererer med samme type
fleksibilitet og kunder som markedsaktørene og derfor konkurrerer om de samme ressursene. Dette
skaper en uheldig markedsmakt fra monopol-aktørene, som i stor grad kan sette prisen selv (og
samtidig flytte kostnadene over på alle nettkundene). Dette arbeidet konkluderer derfor med at det
bør være markedsaktørene som etablerer kundeavtalene og deretter selger fleksibilitet i korte og
lange avtaler til de parter (inkludert DSO/TSO) som har størst betalingsvilje for ressursene. Dette
skaper reelle priser og reell konkurranse, samtidig som sluttkunden maksimerer sin uttelling på egne
ressurser.
Basert på evalueringskriteriene vil en aggregatorrolle integrert med strømleverandør eller som en
underleveranse fra tjenesteleverandør oppfylle krav om nøytralitet, høy konkurransegrad, enkelhet
for sluttbruker og minst mulig byråkrati.
Fleksibilitetsmarked De to foregående temaene henger tett sammen med markedsdesign og valg av organisering av
eventuelle fremtidige fleksibilitetsmarked hvor DSO også kan utnytte fleksibilitet som ressurs til egen
operasjon. Poenget med det er både å øke integrasjonsevnen/opptaksevnen i nettet for distribuert
produksjon, men også å utvide verktøykassen i forhold til det å kunne utsette investeringer. Under
diskuteres noen av modellene opp mot hverandre og på hvilken måte eksisterende markeder kan
tilrettelegges eller om separate markeder må utvikles. Behovene for en DSO er geografisk betinget i
langt større grad enn oppløsningen i de eksisterende markedene. Dette må reflekteres i
markedsdesignet og vanskeliggjør aggregering av porteføljer.
Trafikklysregulering Denne modellen er noe løsrevet fra de andre fordi den kan kombineres både med eksisterende og
nye markedsplasser. Den beskriver et sett med kjøreregler for når aktører som DSO og TSO kan
tilsidesette markedet på grunn av anstrengte nettsituasjoner. Et slikt regelsett er nødvendig som
grensesnitt mellom monopol og marked og må kunne dokumenteres på en enkel og tydelig måte
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 50
med tanke på tilsyn. Anbefalingen her er at man etablerer en slik ordning uavhengig av hvilken
markedsmodell man ender opp med som et første steg mot et DSO fleksibilitetsmarked.
Integrerte kontra separate markedsplasser Med integrerte markedsplasser menes utvidelser av eksisterende markedsplasser for å tilrettelegge
for at DSO også kan delta, enten gjennom trafikklysregulering eller som kjøper/bruker av fleksibilitet.
Integrert med reservemarkeder eller engrosmarkedene
Fordelene med å integrere med reservemarkedene er at man allerede har et driftsfokus i disse
markedene og at geografisk oppløsning er relatert til nettstrukturen i transmisjonsnettet.
Reservemarkedene har opsjonsordninger og dette er velegnet for en KDSO som vil ha bruk for
sikkerhet omkring tilgjengeligheten av ressursene. En slik integrasjon vil også medføre en tettere
integrasjon DSO-TSO med informasjonsflyt både i plan og drift. En viktig endring vil være å åpne
RKOM uke tidligere slik at allokering av fleksibilitet kan skje lenger frem i tid uten å være nødt til å
benytte RKOM sesong. Et annet diskusjonspunkt er om man bør fastsette aktiveringsprisen ved
inngåelsen av opsjonen for å minke sjansen for markedsmakt samt øke forutsigbarheten for DSO.
En integrasjon med engrosmarkedene (DA/ID) har ikke tilsvarende sikringsmuligheter med opsjoner
og vil da måtte ha et slags kapasitetsmarked som en tilleggsdimensjon hvor utkoblingsmuligheter
sikres gjennom avtaler. En integrasjon med engrosmarkedet vil muliggjøre implisitt handel med
fleksibilitet gjennom mer bruk av prisavhengige bud. Dette legger også til rette for at flere
kundesegmenter (inkludert husholdninger) kan involveres sammenlignet med en integrasjon med
reservemarkedene.
Separate markedsplasser
Velger man å etablere separate markedsplasser, kan disse tilpasses de spesifikke behov som DSO
måtte ha. Det innebærer frihet til å velge budstørrelser og produktutforming som tjener spesifikt
formål. DSO vil ha stor sikkerhet for leveransen og vil kunne inkludere alle kundesegmenter. Et slikt
marked kan etableres som en handel med bilaterale avtaler eller en markedsplass. Bilaterale avtaler
vil være det første naturlige steget før har tilstrekkelig kunnskap og volum for å etablere
markedsplasser. En markedsplass kan deles av flere aktører hvor nettstruktur kan representere
filtreringen av hvilke aktører som ser hvilke bud. Ulempene med dette markedsdesignet er lave
volum og sjansene for misbruk av markedsmakt. Markedet bør klareres før reservemarkedene slik at
aggregator har mulighet for å disponere og aggregere ubenyttet fleksibilitet inn mot andre markeder
etter klarering i DSO markedet.
På grunn av dagens markedsdesign, er det enkelt å se for seg å overkomme barrierene med å lage
nye markedsplasser. Alternativet er å videreutvikle dagens markedsplasser men dette er mer
krevende siden det må skje i løpende drift. Viktige utviklingstrekk i så måte vil være kortere
tidsoppløsning i markedet, samt en høyere geografisk oppløsning (nodepris tilnærming).
En realistisk videreutvikling mot selvstendige markedsplasser vil være at man terminerer og flytter
dagens utkoblbare tariff over på bilaterale avtaler. Reguleringen endres slik at kostnader med å kjøpe
fleksibilitet gjennom bilaterale avtaler inngår. På denne måten får man synliggjort reell kostnad uten
at nettselskapets tilgang til eksisterende fleksibilitet forringes. Kostnaden kan deles med andre
aktører ved at nettselskapet frigjør fleksibiliteten i perioder den ikke behøves som reserve i
nettdriften. Nettselskapet har uansett prioritet i feilsituasjoner gjennom trafikklysmodellen.
Når det gjelder operasjon og eierskap til en slik markedsplass så er dette omtalt i NVE/Thema sin
rapport om lokale markedsplasser24.
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 51
I tillegg ser vi en fremvekst av tjenesteleverandører i sluttbrukermarkedet. Sluttbrukermarkedet vil
åpnes for tjenesteleverandører og aggregatorer, der konkurransen kan bli høy, og
tjenesteleverandørene med de beste kontraktene og produktene vil lykkes.
DSO-rollen I skrivende stund har forslag om endringer i energiloven passert første behandling i Stortinget hvor
innstillingen fra komiteen om fullt selskapsmessig og funksjonelt skille ble vedtatt. Likedan er
nødvendige endringer foreslått for å kunne utpeke DSO med koordinerende ansvar for planlegging.
Koordinerende ansvar for drift ligger noe lenger frem og vil i tillegg til funksjonelt og selskapsmessig
skille, også kreve presisering og innstramming på eierstruktur. Dette betyr ikke nødvendigvis
fullstendig eiermessig skille men for eksempel at flere selskap samarbeider om, og har deleierskap i
en KDSO. Dette vil også forenkle en oppsplitting av operatørrolle og netteierrolle.
En presisering omkring tillatt eierstruktur for KDSO-drift vil forenkle innføringen av
fleksibilitetsmarked hvor KDSO spiller en aktiv rolle.
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 52
8. Videre anbefaling I arbeidet med ulike modeller i rapporten, er det avdekket flere fordeler og ulemper. Det er ikke
enkeltmodeller som utpeker seg som klare vinnere, men ut fra et helhetsperspektiv omkring
gjennomførbarhet, behov for regulatoriske endringer samt status for dagens markedsdesign, er det
forsøkt å gi en anbefaling omkring videre utvikling mot et fremtidig DSO fleksibilitetsmarked
(separate markedsplasser for fleksibilitet).
Oppsummert er videre anbefaling på kort sikt som følger:
Bakgrunnen for denne anbefalingen er:
Behov for opsjonsordning for å sikre DSO reserver
Behov for å handle ukebaserte opsjoner lenger frem i tid enn eksisterende opsjonsmarkeder tillater
Behov for produktutforming og budstørrelser som understøtter DSO’ens behov
Behov for mulighet til å inkludere alle kundesegmenter
Tilpasninger av nettmessige/geografiske behov for DSO
Krever ikke kompliserte endringer i eksisterende markedsdesign
På lengre sikt bør man utrede hvordan eksisterende markeder kan tilrettelegges for å fasilitere disse
behovene. Her er det viktig å se hva andre kraftmarkeder har gjort både med tanke på oppløsning i
tid og geografi7. 15 minutters marked i Elbas hvor TSO og DSO kan handle er en mulighet. Større
geografisk oppløsning vil føre oss nærmere nodeprising.
Fasilitere piloter på separat DSO markedsplass som erstatter utkoblbar tariff KDSO konseptet med aktiv nettdrift testes i piloten Utrede hvordan en trafikklysregulering kan organiseres og implementeres. Testes i pilot. Utrede nødvendige endringer i inntektsrammereguleringen for riktig allokering av
fleksibilitetskostnader Bilaterale avtaler benyttes i oppstartfasen Innføre obligatoriske kost-nytte-analyser ved kapasitetsutvidelser med fleksibilitet som alternativ Videre utredninger av kompensasjonskontrakter mellom kunde og aggregator Utrede fremtidig sluttbrukermarked med tjenesteleverandører (bla. aggregator) Prekvalifiseringsordninger for teknisk utstyr og aggregatorer
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 53
Vedlegg 1: USEF (Universal Smart Energy Framework) USEF (UNIVERSAL SMART ENERGY framework) Foundation is a non-profit partnership of
seven organizations: ABB, Alliander, DNV GL, Essent, IBM, ICT Automation and Stedin.
www.usef.energy
Dette vedlegget oppsummerer en rapport31 fra organisasjonens webside som beskriver et rammeverk
som viser hvordan dagens markedsmekanismer kan utvides til å håndtere forbrukerfleksibilitet og nye
roller.
USEF argumenterer for en markedsbasert løsning for utnyttelse av forbrukerfleksibilitet. Dette ansees
som den beste løsningen for å allokere den tilgjengelige fleksibiliteten til ulike fleksibilitetsbaserte
tjenester til enhver tid på den mest optimale måten. Det påpekes at hva som er optimalt avhenger av
synspunktene til ulike aktører, f.eks. en DSO vil gjerne ha en flatere profil på nettet, mens en
vindkraftprodusent vil gjerne ha forbrukstilpasning til produksjonen osv. Derfor, for å oppnå den mest
kostnadseffektive og samfunnsøkonomisk optimale løsningen, må alle aktører forhandle om bruk av
fleksibiliteten på en felles åpen plattform (Ref. side 13).
Bruk av tariffer (Time-of-Use, dynamisk prising osv.) for å oppnå forbrukerrespons anses som en enkel
men ineffektiv og urettferdig måte å løse problemer i kraftsystemet på. Ineffektiv fordi det er for lite
økonomisk insentiv for å endre profil på ukontrollerbare laster. Urettferdig fordi kostnadene fordeles
likt på alle forbrukere, både på de som bidro med respons, og på de som ikke bidro. Til sist, nevnes det
at slike ordninger ikke er skalerbare, og ikke kan brukes på alle de mulige tjenestene som
forbrukerfleksibilitet kan levere. (Ref. side 13-14).
USEF foreslår en åpen markedsplass hvor fleksibiliteten kan kjøpes av ulike aktører: DSO, TSO, BRP. En
uavhengig aggregator står sentralt i denne modellen, se Figur 21.
Figur 21: Aggregatorrollen ifølge USEF (Ref. side 15 i dokumentet31)
31 USEF (2013), The framework explained, http://www.usef.energy/Framework/Download-the-framework.asp
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 54
Verdikjeden er illustrert i Figur 22. Verdikjeden for energihandelen forblir den samme som i dag (Bare
ESCo er en ny aktør i denne modellen. ESCo leverer forskjellige tilleggstjenetser til Prosument, f.eks.
optimerer Prosumentens forbruk/produksjon, hjelper med avregning osv.). Verdikjeden for handelen
med fleksibilitet bygges oppå den eksisterende energihandelen. Den skal avsløre og maksimere
verdien av forbrukerfleksibilitet. Aggregator inngår en kontrakt med Prosument, hvor vilkårene for
utnyttelse av fleksibilitet er spesifisert. Aggregatoren optimaliserer verdien av fleksibilitet i sin
portefølje ved å selge den til de aktørene som behøver den mest til enhver tid (gir høyest pris).
Aggregatoren inngår også en kontrakt med den Balanseansvarlige som star ansvarlig for Prosumentens
ubalanser. Denne kontrakten spesifiserer håndtering av ubalansekostnader som kan påløpe ved salg
av fleksibilitet. Det antas at Aggregatoren vil mest sannsynligvis legge et påslag på fleksibilitetspris
tilsvarende risiko for ubalanser (altså, eventuelle ubalansekostnader forskyves til TSO/DSO) (Ref. side
32).
Figur 22: Verdikjeden for fleksibilitetshandelen og energihandelen ifølge USEF (Ref. side 22).
Markedsprosessen består av 5 faser, se Figur 23.
Figur 23: Markedsprosessen ifølge USEF (Ref. side 25).
Kort beskrivelse av fasene:
1. Kontrakt: bilaterale og andre kontrakter mellom aktører.
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 55
2. Plan: driftsplanlegging (dagen før, timer før). Aggregator og BRP gjennomfører
porteføljeoptimering. Mulighet for kjøp/salg av forbrukerfleksibilitet for
porteføljeoptimering.
3. Validering: DSO analyserer flaskehalser og evt. kjøper fleksibilitet.
4. Drift: sanntidshandel med fleksibilitet for å redusere ubalanser, fjerne flaskehalser, levere
systemtjenester osv.
5. Avregning av alle aktører.
Se sider 26 – 36 for detaljer.
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 56
Vedlegg 2: Produkter i eksisterende markeder For å gi input til videre diskusjoner, listes noen produkter og bud-typer fra engrosmarkedene (både
fra DA og ID) hvor kjøp angis med positive tall og salg med negative:
Day-ahead/Elspot I DA (Elspot) har man følgende variasjoner:
Timesbud (prisuavhengige eller prisavhengige på volum)
Blokkbud (minst 2 etterfølgende timer, vilkårlig start og stopp). Normalt All-or-nothing. o Minstekrav: Budet kan inneholde minstekrav til volum hvis ikke hele volumet
matches. o Profilerte blokkbud: Varierende timevis volum gjennom blokken. o Linket blokkbud: Mulig å etablere avhengigheter dvs. A avhengig av match for B. Max
tre nivå. Kan ha uavhengige tidspunkt og priser
Fleksible bud: Kan spenne over 1-23 timer i valgfri periode av døgnet. Klareres mot høyeste nytteverdi for markedet.
Eksklusiv gruppe: Maks en blokk i eksklusiv gruppe aksepteres, med mindre blokken ikke fylles opp.
Intraday/Elbas I ID (ELBAS) har man følgende variasjoner (hvor noen er utgått):
Halvtime
1 time
2 timers blokk
4 timers blokk
Neste dag
Blokk 3+4
Dagtid peak
Dagtid off-peak
Dagtid utvidet peak
Dagtid basis
Bud-typer i ID:
Fill: Resterende volum etter en match videreføres på markedsplassen
All-or-nothing: Match bare når en får hele volumet
Fill-or-Kill (FoK): Umiddelbar match for hele volumet eller sletting
Immediate-or-cancel (IoC): Umiddelbar match for størst mulig andel av volumet og så slett.
Iceberg Order (IBO): Volum er delvis skjult. Ved match på delvolum 1, åpnes delvolum 2. Underliggende delvolum kan ha prisendringer.
Regulerkraftmarkedet Opsjoner handles gjennom et sesongmarked, langsiktige bilaterale avtaler og et ukesmarked. TSO
definerer behov i ulike kategorier og kvaliteter og avroper dette volumet i budlistene. Prissettingen
er her gitt av marginalprisen (høyeste aksepterte bud på budlisten). Aksepterte bud er pliktig å by
tilsvarende volum inn i RKM (regulerkraftmarkedet) i tilsvarende periode (hver time i kommende
uke/sesong). Prisen i RKM fastsettes av balanseoppgjøret (etterskuddsvis) og er også således
marginalpriset.
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 57
Vedlegg 3: Detaljert markedsoversikt Under gjengis en detaljert markedsoversikt for ulike plan og reservemarkeder i Norge/Norden med
respektive egenskaper og funksjoner:
Marked Minimum varighet
Varsel/ gate closure
Budstørrelser og markedsvolum
Markedets funksjon
ENOP (Energiopsjoner i forbruk, sesong)
2 uker 7 dager 392 MW Nasjonalt marked for å sikre reserver ved energiknapphet
Elspot (DA: Day-ahead)
60 min 12-36t Min: 0,1 MWh Årlig volum Norge: 125 TWh Årlig volum Norden/Baltikum: 360 TWh
Nordisk marked for handel med el i det neste driftsdøgnet. Auksjon med marginalpris-avregning som foretas av børs. Markedet lukker kl.12.00 og priser offentliggjøres kl.13.00
Elbas (ID: Intraday)
60 min 1-34t Min: 0,1 MWh Årlig volum Norge: 0,2 TWh Årlig volum Norden/Balt/Tyskl: 5 TWh
Nordisk marked for handel med el i løpet av driftsdøgnet. Klarering kjøp/salg utføres av børs med avregning pay-as-bid. Markedet åpner kl14.00 D-1 og lukker 1 time før driftstimen.
Regulerkraft (FRR-m) Reserver (RKOM)
1 uke D-3 Min: 10 MW/ stasjonsgruppe Årlig: 0-926 MW
Norsk sesong/ukesmarked for opsjoner med 2 tidsavhengige og 2 kvalitetsavhengige produkter. Auksjon med marginalpris-avregning hvor leverandører med tilslag er forpliktet til å by tilsvarende i regulerkraft-markedet (for aktivering)
Sesong 749 MW
Bilaterale avtaler
136-186 MW
Balanse-markedet. Regulerkraft (FRR-m) Aktivering (RK)
1 t 15 min 10MW 2000 MW
Nordisk marked. Avregnes til marginalpris. TSO plukker ut og aktiverer bud etter felles nordisk merit-order. Markedet lukker 45 min før driftstimen. Balanseoppgjør for handel utført i Elspot skjer her.
LFC (FRR-A) Reserver
5 MW 300MW
Fjernstyrte reserver. Nordisk pilotprosjekt. Planlagt kommersielt idriftsatt i 2017
LFC (FRR-A) Aktivering
2 min Har til formål å frigjøre FCR og bringe frekvensen tilbake til 50 Hz etter feil.
FCR-N/D Reserver
5MW 210 MW (N) 353 MW (D)
Lokal automatikk som reagerer momentant ved frekvensendringer og gjør en første regulering.
FCR-N/D Aktivering
50% før 5s. 100% før 30s
N: 49,9-50,1 Hz D: <49,9 Hz
Egen reserve for normaldrift (N) og ved driftsforstyrrelser (D)
Tabell 9: Detaljert norsk/nordisk markedsoversikt
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 58
Vedlegg 4: Sammendrag av IEA rapport 2016: Re-powering Markets
1. Generelt om hvordan energimarkedene bør transformeres for å ta imot større andel
fornybar energi Sammenligning av amerikanske og europeiske markeder: Amerikanske markeder kalles for «high
resolution», mens Europeiske (bl.a. Nordiske) «low resolution» markeder. s.82.
Hovedkonklusjonen er at amerikanske «high resolution» - markeder er bedre egnet for å integrere
større mengder fornybar energi, mens Europeiske markeder kommer til å slite med flaskehalser og
ineffektiv utnyttelse av den fysiske nettinfrastruktur og ressurser fordi de mangler kopling mellom
krafthandel og systemdrift. S. 87.
Det foreslås en justering av markedsmodeller i følgende retning, s. 93:
For Europeiske markeder foreslås følgende:
sammensmelting av intraday- og balansemarkeder
systemoperatør gjennomfører «economic re-dispach» i siste perioden før driftstid basert på detaljert informasjon om nettinfrastruktur, produksjon og forbruk (en slik plattform kjøres i Tyskland i dag)
det brukes uniforme priser og nodepriser (Locational Marginal Pricing)
alle priser er transparente og har god geografisk resolusjon (publiseres kontinuerlig per lokasjon)
En av flere interessante konklusjoner i rapporten er at amerikanske markedsmodeller har en høyere
geografisk oppløsning og derfor er bedre egnet til å integrere større mengder fornybar produksjon,
mens Europeiske markeder vil slite mer med flaskehalser og dårlig ressursutnyttelse fordi koblingen
mellom krafthandel og systemdrift er noe svakere samtidig som geografisk oppløsning er grovere.
Rapporten oppsummerer også med at en utvikling mot nodeprising og større grad av transparens i
intraday-markedet vil redusere behovet for nye markedsplasser samtidig som evnen til å håndtere
flaskehalser og ny fornybarproduksjon øker.
Både en fremtidig utvikling av DSO-rollen, markedsdesign og aggregatorrollen henger tett sammen
med fremtidens nettbehov og utfordringer omkring det grønne skiftet. Dette er årsaken til at disse
tre dimensjonene er forsøkt analysert sammen i denne rapporten.
Denne rapporten forsøker derfor å oppsummere noen drivere og trender og samtidig etablere en
status for best å kunne vurdere mulighetsrom og barrierer som må adresseres av bransjen fremover.
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 59
2. Om forbrukerfleksibilitet (DR) Forbrukerfleksibilitet er viktig for å gå over til et karbonfri kraftsystem. To alternative tilnærminger til
håndtering av forbrukerfleksibilitet beskrives, s.159.
1) DR som prisrespons – vanskelig å implementere pga. at kraftleverandører er mellomledd mellom
forbrukere og markedet; også utilstrekkelig inntektspotensial som ikke dekker investeringskostnad.
2) DR håndteres på samme måte som produksjon – bra tilnærming, men gir økt kompleksitet av
markedsdesign.
Deltakelse i kapasitetsmarkeder gir DR en forutsigbar inntekt som kan dekke investeringskostnader. Et godt eksempel på denne tilnærmingen er PJM markeder. Se s. 160 for flere detaljer.
Deltakelse i markeder for system- og balansetjenester er også en god løsning, da skal DR behandles likestilt med produksjon. Se s. 163 for detaljer.
Hovedutfordringer for implementering av DR programmer
Definere aggregatorrollen (s.164)
Beregne baseline forbruk, som skal brukes i avregning av DR leveranse (s.165)
Beregne adekvat betaling for ikke-brukte kWh (s.166)
Kompensere ubalanse til BRP (s.167)
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 60
3. Om DSO-marked Påpeker behov for «Network regulation 2.0» pga. økende mengde distribuerte energiressurser.
Hovedfokus i den bør være på definisjonen av DSO rolle og dens nye aktiviteter; regelverk rundt
investeringsbeslutninger; koordinering mot TSO. Se s. 206 - 215.
Det foreslås en desentralisert modell med lokale markeder (distribution market platforms) som vil
muliggjøre optimering av lokal produksjon og forbruk (en type microgrids) med større geografisk
oppløsning (evt. helt ned til lavspentnett), se s. 205. Disse lokale markedene kan kobles til engros
kraftmarkeder på to måter (se Figur 8.4):
1. ved å selge/kjøpe sin netto produksjon/forbruk (dette er ikke kompatibelt med konkurranse i sluttbrukermarked)
2. ved at ressurser kan delta i både engros og lokale markeder (dette er kompatibelt med konkurranse i sluttbrukermarked).
Utfordringen med lokale markeder er at transmisjonsnivå vil oppleve ubalanser pga. at ressurser blir
optimert på distribusjonsnivå. Løsningen på dette vil være en konstant informasjonsutveksling mellom
de to nivåene, samt transparente korttidsmarkeder, s. 206.
Retailers and distribution companies have to be able to react to the evolution of intraday prices
by activating their portfolio of resources, and such activations should be translated into updated
schedules on the short-term markets. A necessary condition for these decentralised reactions is
for intraday prices to be transparent and to reflect the marginal cost of resources with the
highest resolution possible, in particular geographically, so as to fit with the local nature of
distributed resources.
DSO rollen Følgende aktiviteter bør fortsette å være DSO’ens kjernevirksomhet:
investeringer, vedlikehold og drift av distribusjonsnett
Andre aktiviteter (f. eks. å være en nøytral markedsplattform, håndtere data, håndtere EV osv.) kan
utføres av DSO eller av andre aktører.
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 61
Et forsøk på å implementere aktiv koordinering av forbrukere og produsenter på distribusjonsnivå er
DSPP (distributed system platform provider) i New York, REV prosjekt: http://www3.dps.ny.gov/W/PSCWeb.nsf/All/CC4F2EFA3A23551585257DEA007DCFE2?OpenDocument
The DSPP is intended to foster a wide range of market activity that monetises system and social
values, by enabling active customer and third-party engagement while being aligned with the
wholesale market and bulk power system.
Det påpekes at det kan være vanskelig for DSO å starte en egen nøytral markedsplattform fordi DSO
kommer til å konkurrere med andre aktører om DER-utnyttelse. Se s. 208.
4. Om sluttbrukermarked Sluttbrukerpriser bør gjenspeile kraftpriser og gi riktige insentiver for forbruksendring i riktige
tidspunkter/geografiske lokasjoner. Sanntidsprising bør utvikles. Se s. 219.
Ny struktur for nettariffer foreslås, s. 228.
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 62
Vedlegg 5: Utdypende beskrivelse av aggregatorrollene #3 - #7
Modell #3: Aggregator med delt balanseansvar uten korreksjonsoppgjør
I denne modellen har man to balanseansvarlige (kraftleverandør og aggregator) for ett felles
tilknytningspunkt. Hvis det ikke eksisterer noen kobling mellom aktørene i balansemarkedet (dvs. en
aktivering av aggregator medfører reduksjon i kraftleverandørs balanse samtidig som aggregators
posisjon i Elspot oppjusteres), vil aggregator ikke kunne ta del i verdistrømmen fordi den havner hos
kraftleverandøren i forbindelse med balanseoppgjøret. Aggregatorens netto resultat i
balanseoppgjøret vil alltid bli null fordi den melder 0/0 i Elspot.
Modell #4: Aggregator med delt balanseansvar med korreksjonsoppgjør
Denne modellen er i prinsippet lik modellen over, men med en mekanisme som gjør at TSO justerer
balansene basert på aktiveringer fra aggregator, alternativt beregner et mellomoppgjør slik at
kraftleverandørens innkjøpskostnader dekkes og aggregatoren får nettogevinsten av aktiveringen.
Denne modellen kan være ønskelig fra TSO sin side for å øke konkurransen og dermed redusere
kostnadene for innkjøp av reserver. Modellen er komplisert og vanskelig å gjennomføre.
Modell #5: Aggregator uten balanseansvar
Tredjeparts aggregatorer har vært et sentralt diskusjonstema i flere høringer og arbeidsgrupper på
europeisk nivå (både fra bransjeorganisasjoner, industrien, EU-kommisjonen og fra regulatorisk side)
den siste tiden.
Hovedårsaken for å akseptere tredjeparts aggregatorer er å tillate nye tjenesteleverandører inn i
verdikjeden for å skape konkurranse både om sluttkunden men også inn i markedene med en
prisavhengighet på forbrukssiden man hittil i stor grad har manglet. Denne mangelen skyldes i
hovedsak markedenes design og historikken omkring et sentralisert og forutsigbart
produksjonssystem.
I denne modellen hvor aggregatoren ikke har balanseansvar, vil aggregator kunne motta inntekt for
aktivering fra TSO, mens kraftleverandøren fortsatt har kostnaden fra engrosmarkedet på innkjøp via
sin balanseansvarlig. Dette betyr at aggregator påfører kraftleverandøren all risiko og
innkjøpskostnader uten å kunne ta del i korrekt oppgjør og inntekter.
Figur 24: Konsekvenser av 3.parts aggregering for andre markedsaktører
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 63
Ulike kompensasjonsmekanismer mellom BRP og tredjeparts aggregator for modell 3, 4 og 5 er
diskutert på slutten av dette kapittelet.
Kompensasjonsmekanismer mellom BRP og tredjeparts aggregator For ulike modeller med tredjeparts aggregator kreves noen form for kompensasjon i
balanseoppgjøret for at risiko/kostnader og inntekter skal fordeles riktig. Eurelectric sin rapport32 om
dette temaet beskriver tre ulike modeller for kompensasjon:
BRP/Strømleverandør
Kompensasjon Modellegenskaper +/-
«Korreksjonsoppgjørsmodellen»
Kundens målerverdier korrigeres med andelen solgt til
aggregatoren
BRP/Strømleverandør godtgjøres av kunden iht. kontraktsfestede rater som igjen mottar kompensasjon fra aggregator
+ Transparent prising og lite ekstra prosesser for BRP/lev. - Korrigering av måledata kan medføre forvirring om forbruksdata for kunden - Økte krav til innsats omkring oppfølging av måledata - Kan bety utfordringer for implementering hos mindre kunder
«Regulert modell»
Direkte kompensering fra tredjeparts aggregator til
regulert/fastsatt pris. (Tilsvarende NEBEF i Frankrike)
Direkte kompensasjon av BRP/strømleverandør fra aggregator til regulert pris. Den regulerte prisen må som et minimum dekke avviket i kraftleveransen samt kundens kostnader ved en aktivering
+ Reduserer fare for at BRP/Strømleverandør utøver markedsmakt - Hindrer innovative prismodeller fra aggregator - Åpner for marginer utenfor markedsplassene - Sikrer ikke riktig kompensasjon av BRP/strømleverandør siden prisen kan variere
«Kontraktsmodell»
Avtale om kompensasjon mellom tredjeparts aggregator og
BRP/strømleverandør
Aggregator og BRPs/Strømleverandører avtaler kompensasjonsrater. Standard rammeverk og kontrakter kan forenkle prosessene
+ Standardisering og kontrakter kan forenkle en storskala utrulling - BRP/Strømleverandører kan nekte å etablere avtaler, men dette kan også drive kundene over til de konkurrentene som omfavner dette.
Figur 25: Ulike kompensasjonsmekanismer foreslått av Eurelectric
Eurelectric har i tillegg til dette identifisert flere områder som må adresseres i det videre arbeidet
med å tilrettelegge for fleksibilitet i kraftmarkedet:
- Informasjonsflyt fra tredjeparts aggregator til BRP/Strømleverandør er viktig slik at en aktivering ikke motvirkes fordi BRP forsøker å korrigere balansen pga. endringen.
- Rebound-effekt etter innkobling vil påvirke balansen og avhengig av om forbruket er målt eller estimert, vil ubalansen denne effekten påfører porteføljen også muligens øke balansekostnadene
32 Eurelectric (2015), Designing fair and equitable market rules for demand response aggregation, http://www.eurelectric.org/media/169872/0310_missing_links_paper_final_ml-2015-030-0155-01-e.pdf
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 64
for andre kunder. Dette må håndteres gjennom kontrakt og beregningsmetoder for baseline, samt profilmålinger under idriftsettelse av styringsløsning.
- DSO må ha rutiner for å utveksle informasjon om flaskehalser og kapasitet i distribusjonsnettet, i tillegg til muligheter for selv å aktivere ressurser hvis dette løser nettutfordringer hos DSO. Dette blir tilsvarende de mekanismer som er diskutert i kapittel 4.
ENTSO-E har belyst sentrale tema omkring integrert vs. tredjepart aggregator i sitt Policy-paper33
«Market design for Demand Side Response».
Figur 26: Oversikt over ulike markedsdesign for DSR integrasjon mot kraftmarkedene33
33 ENTSO-E (2015), Market design for Demand Side Response, https://www.entsoe.eu/Documents/Publications/Position%20papers%20and%20reports/entsoe_pp_dsr_web.pdf
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 65
Modell #6: DSO som aggregator
Denne modellen viser på mange måter dagens mulighet for nettselskapene til å
gi kunden redusert nettleie for uprioritert/fleksibelt forbruk. Denne
modellen har likheter til fleksibel tariff i Norge og ripple-kontroll i
Østerrike34. Reduksjonen vil ikke nødvendigvis reflektere reell kostnad for
utkobling på løpende basis, tilbake til nettselskapets driftskostnader. Det er
derfor diskusjoner om hvorvidt DSO bør kunne inneha aggregatorrollen for
en portefølje, eller ha mulighet under gitte omstendigheter til å kunne kjøpe
fleksibilitet for nettdrift. Dette må i så fall skje på en måte som ikke utfordrer
nøytralitetsprinsippene.
Dagens ordning med tariff for fleksibelt forbruk kan derfor representeres med en
slik modell hvor DSO aggregerer opp laster som tilfredsstiller TSO sine krav til leveranser:
Figur 27: DSO som aggregator med tariff for fleksibelt forbruk
Produktvariasjonene for disse tariffene fra DSO er normalt iht. Statnetts vilkår for fleksibelt forbruk
(eller varianter av disse avhengig av responstid, varslingstid og varighet/hyppighet av utkoblingen),
som effektknapphet og håndtering av flaksehalser i nettet.
Et av argumentene fra nettselskapene for å opprettholde denne ordningen er at man vet hva man
har tilgjengelig og at man har kontroll på infrastrukturen som håndterer fleksibiliteten. På den andre
siden vil det teknologisk ikke være noen utfordring å tildele DSO styringsrett i gitte situasjoner over
en langt større fleksibilitetsportefølje enn det som DSO klarer å etablere på egen hånd via sine
tariffer for fleksibelt forbruk. Med mange sluttbrukere (ulike typer) i en portefølje vil egenskapene i
større grad kunne tilpasses behovene for DSO. I diskusjonen om hvordan et fleksibilitetsmarked bør
organiseres, må DSO’ens behov ivaretas og legges inn i markedsreglene.
Med DSO som aggregator elimineres mulighetene for at fleksible ressurser (last/lagring/produksjon)
kan utnyttes i andre markedssammenhenger og verdien for kunden reduseres tilsvarende. Et av
hovedargumentene for markedsløsning er at man opprettholder nøytraliteten til nettselskapet, og de
foregående modellene analyserer derfor aggregatorrollen som selvstendig eller integrert
markedsaktør. Det viktig at man finner alternative løsninger som er like gode for DSO og sluttkunden
hvis man på sikt fjerner muligheten for tariff for utkoblbart forbruk.
Modell #7: TSO som aggregator
TSO har i dag direkte kundekontakt med noen få større sluttbrukere (sentralnetts-kunder). Flere av
disse bidrar aktivt med systemtjenester for å understøtte systemdriften. Ved et eventuelt utvidet
mandat, kan man tenke seg at TSO også kan aggregere sluttkunder på lavere nettnivå for å oppnå
tilsvarende støtte for systemdriften. I en slik modell bestemmer TSO størrelsen på alle godtgjørelser
og hindrer en markedsmessig prisdannelse for fleksibilitet.
34 Grid Innovation Online, SGMS – The Integration of buildings, http://www.gridinnovation-on-line.eu/Articles/Library/SGMS---The-Integration-Of-Buildings.kl
Fleksibilitet - Fremtidig organisering av monopol og marked 66
