DEBATT
Arbeta om den automatiserade aktiveringen för frekvensåterställningsreserver. Det skriver Sjur Jensen, chef för Vattenfalls produktionsledning, och Kristian Gustafsson, rådgivare samhällskontakter på Vattenfall.

I morgon (4/3) inför de nordiska TSO:erna en betydande förändring på elmarknaden. En automatiserad aktivering av frekvensbalanseringsresurser, kallad mFRR EAM, vilket utgör grunden för att fastställa det så kallade obalanspriset[1].  Målet är en snabbare och mer precis balansering för att realisera den planerade elektrifieringen. Men har Svenska kraftnät (Svk) och deras TSO-kollegor verkligen analyserat konsekvenserna av denna förändring?

Bild: Svenska kraftnät och de andra nordiska systemansvariga bör göra förändringar den modell för att hantera obalanser som nu införs, menar företrädare för Vattenfall. Foto från Svenska kraftnäts Kontrollrum.

De nordiska systemansvariga tycks först nyligen ha insett vilka dramatiska effekter denna förändring riskerar att få på elmarknaden. Vid extrainsatta möten mindre än en månad före förändringen har de varnat branschens aktörer för extrempriser och risken att befintliga reglerbud inte kommer att räcka till. Från vårt perspektiv är denna utveckling frustrerande. Vi har vid upprepade tillfällen, inte minst i samband med övergången till flödesbaserad kapacitetsberäkning (flowbased), uppmärksammat både Svk och Energimarknadsinspektionen för just dessa konsekvenser och uppmanat till justeringar av både design och tidplaner.

En stor del av den förväntade dramatiken och volatiliteten beror på hur överföringskapacitet mellan elområden beräknas. Förändringen innebär en kraftig reduktion av hur mycket balansenergi som kan flyttas mellan elområden. Enkelt uttryckt ger för snäva gränser fler korta, dyra och undvikbara aktiveringar av balanseringsreserver.

Bilden nedan är från Svk:s aktörsmöte den 18 februari och visar simulerade obalanspriser med den nya modellen om den hade gällt för perioden 3-16 februari i år. Den röda linjen visar vad obalanspriserna hade blivit i södra Sverige och den blå linjen visar motsvarande priser för de norra områdena.

Simuleringen visar att obalanspriser över 1000 €/MWh skulle inträffat så gott som dagligen. För det mest extrema dygnet 4 februari hänvisar Svk utslaget till att förbrukning var högre än prognos, vindkraft lägre än plan, och kärnkraft nedreglerad från föregående dygn. Med andra ord, inga anmärkningsvärda eller extrema händelser som normalt sett ligger bakom så pass kraftiga prisrörelser.

Eftersom den nya automatiserade modellen inte var implementerad den här dagen så kunde Svk fortfarande utnyttja överföringskapaciteten i nätet fullt ut och flytta flexibilitet från norr till söder, varför de realiserade obalanspriserna istället låg under 300 €/MWh hela dygnet med ett medel på drygt 90€/MWh.

Vattenfall har under flera år påtalat hur beroende just det nordiska elsystemet är av att kunna flytta balanseringsförmåga mellan elområden. Vi har påpekat att flowbased och metoden för att tilldela överföringskapacitet till intradagmarknaden leder till onödigt stora begränsningar som gör det svårare för balansansvariga att planera sig i balans, samt att den nya algoritmen har en för svartvit logik som leder till onödiga aktiveringar av dyra reserver.

Med detta sagt, vi delar uppfattningen att förändringar krävs på elmarknaden för att möta nya utmaningar och möjliggöra elektrifieringen. Vi välkomnar också ett ökat inslag av automatisering och kortare avräkningsperioder.

Men vi anser inte att de nordiska TSO:erna har gjort tillräckliga konsekvensanalyser ur ett samhällsekonomiskt perspektiv innan de nu går vidare och inför den nya metoden. Att kalla till möte för att uppmana alla aktörer att göra sitt bästa riskerar bli ett slag i luften den dagen då det inte finns några reglerresurser att aktivera i södra Sverige, eftersom överföringsförmågan har begränsats för kraftigt av den nya hanteringen. Det är enligt vår bedömning heller inte uteslutet att detta kan leda till att balansansvariga bolag går i konkurs och i slutändan drabbar konsumenterna genom högre riskpremier och dyrare elpriser.

Vad borde Svenska kraftnät göra nu?

För att mildra och förhoppningsvis helt undvika de negativa konsekvenserna föreslår vi att Svk och de övriga TSO:erna vidtar följande åtgärder:

1. Gör som i Finland och Danmark och avvakta med att införa kravet om ett heartbeat[2] var 5:e minut. Om någon aktör råkar missa ett heartbeat tas alla den aktörens bud automatiskt bort från marknaden. Vi befarar att det ytterligare spär på risken för extrempriser.

2. Revidera AOF-algoritmen. För att undvika onödiga aktiveringar bör TSO:erna se över och justera AOF-algoritmen så att den inte är för binär och kan hantera obalanser på ett mer flexibelt sätt.

3. Revidera ATCE-metodiken för beräkning av överföringskapacitet till intradag- och balansmarknaderna. Utveckla metoden för att möjliggöra att avlasta vissa enskilda och begränsande delar av nätet och därmed frigöra mer överföringskapacitet till marknaden.

4. Utökad konsekvensanalys. Vid större förändringar likt denna bör noggranna analyser av de samhällsekonomiska effekterna alltid genomföras. Konsekvensanalysen bör utarbetas i god tid och i nära dialog med branschens aktörer för att säkerställa att alla parter är medvetna om förändringarna och deras potentiella effekter.

5. Harmonisering av regler och krav: TSO:erna bör arbeta ännu tydligare med att harmonisera regler och krav mellan de nordiska länderna för att undvika onödiga komplikationer och säkerställa en smidig övergång till det nya systemet.

Vi som bransch bör ta oss en ordentlig funderare på om dessa förändringar verkligen är rimliga givet konsekvenserna. Är det här verkligen rätt väg framåt?

***

[1] Obalanspris är vad producenter och konsumenter/elhandlare tvingas betala för avvikelser mellan uppmätt produktion/förbrukning och handlad volym (såld eller köpt volym på dagenföre- och intradagmarknaden).

[2] en periodisk signal för att indikera att kommunikationen fungerar korrekt

Ordlista
mFRR EAM = Energiaktiverings-marknaden för mFRR (som även är prissättande för obalanser)

FBMC = FlowBased Market Coupling = metod för allokering av transmission-capacity (på CNEC-nivå) som sedan oktober 2024 är implementerad på den Nordiska DA-marknaden

CNEC = Critical Network Element with Contingency = begränsande nätelement

AOF-algoritmen = logiken i Nordic mFRR EAM som möjliggör automatiska avrop av mFRR-bud i syfte balansera ut en prognosticerad obalans

ATCE-metodik = metod för att översätta resultatet från DA-auktionen (FBMC-model, CNEC-nivå) till ID- & FRR-marknaderna som är på budområdes-nivå