Intermittent Renewables, Balancing Services, and Electricity Market Design

Prosjektet "Intermittent Renewables, Balancing Power and Electricity Market Design" (INTREPED) tar utgangspunkt i at en økende andel ikke-kontrollerbar (intermittent) kraftproduksjon stiller større krav til balansetjenestene i kraftsystemet. INTREPED undersøker hvordan kraftmarkedet, det vil si kombinasjonen av day-ahead-markedet og balansemarkedet, kan utformes slik at det kan håndtere mer variabilitet i produksjon. Prosjektet er et samarbeid mellom NHH/SNF, NTNU, Sintef, Kjeller Vindteknikk og Meteorologisk Institutt. Kjeller Vindteknikk har gjort ulike studier av vind i Norge og Norden, og de har blant annet sett på hvordan prognosefeil avhenger av ulike faktorer som tid på året/dagen og vindstyrke, samt hvordan vindhastigheten samvarierer mellom ulike områder. Meteorologisk Institutt har sett på hvordan samvariasjon mellom ulike områder vil virke inn på prognosekvaliteten når man bruker såkalte ensemble-prognoser. Mange av arbeidene som er gjort tar utgangspunkt i OptFlow-modellen, som er utviklet ved NHH/SNF, og som kan brukes til å analysere prisingen av kraft og håndteringen av flaskehalser i det nordiske kraftsystemet. Modellen har en romlig oppløsning, med hensyn til linjenettet, som for Norge tilsvarer det såkalte sentralnettet, og vi kan derfor eksperimentere med en finere oppdeling i prisområder enn det vi har per i dag (2016). Modellen tar også hensyn til de fysiske lovene som styrer kraftflyten, og det er derfor mulig å modellere kraftflyten på en realistisk måte. Vi har sammenlignet ulike måter å håndtere flaskehalser i nettet på, som dagens soneinndeling, mot alternative metoder, som for eksempel nodeprising. Vi har blant annert brukt OptFlow til å studere effekten av innfasing av vind, der vi viser hvordan prisnivå, prisvariasjoner og korrelasjon mellom priser i ulike deler av markedet avhenger av hvilken metode som brukes for å håndtere flaskehalser. Et sentralt tema i prosjektet er hvordan day-ahead- og balansemarkedene fungerer sammen. Vi har blant annet sett på effekten av markedsmakt under ulike markedsdesign. En vanlig oppfatning er at et system med nodepriser vil gi større muligheter for utnyttelse av markedsmakt, men vårt arbeid viser at effekten av markedsmakt kan være vel så stor under en markedsmodell som benytter sonepriser. Vi har også sett på hvordan et marked vil fungere når ulike områder bruker ulike metoder for å håndtere flaskehalser på. Den såkalte "hybrid-modellen" er testet ut på et datasett for Polen, Tyskland, Slovakia og Tsjekkia, og med ulike vindscenarier for Tyskland. Resultatene viser at valg av markedsdesign har viktige konsekvenser for blant annet utvekslingen av kraft mellom landene. Vi har sett på ullike måter å klarere day-ahead og balansemarkedene på i en situasjon med mye usikkerhet, for eksempel knyttet til vindproduksjon. Ved hjelp av enkle eksempler sammenligner vi dagens markedsdesign, basert på at klareringen av de to delmarkedene gjøres sekvensielt, med en klarering basert på løsning av et stokastisk optimeringsproblem. Stokastisk markedsklarering vil kunne gi høyere velferd enn dagens markedsløsning, men en slik markedsmodell forutsetter at aktørene er enige om hvordan usikkerheten knyttet til for eksempel vinden ser ut, og noen aktører kan ha insentiver til å fravike den systemoptimale planen. Sammen med forskere fra Universitetet i Auckland har vi sett på alternative måter å klarere day-ahead-markedet på under et tenkt markedsdesign. Vi finner at når klareringen skjer ved hjelp av en stokastisk optimeringsmodell er det ikke nødvendigvis gunstig å representere kraftflyten på en detaljert måte i day-ahead. Arbeidet diskuterer også relevansen av dette for et markedssystem der de to markedene klareres sekvensielt, slik det gjøres i dagens system. Vi har også sett på hvordan prisingen bør gjøres gitt at systemoperatoren skal gå i balanse økonomisk sett. Et annet spørsmål vi har sett på er hvordan overføringskapasitet mellom to land/områder best kan utnyttes. Spørsmålet vi stilte er hvorvidt det vil være gunstig å reservere en del av overføringskapasiteten til bruk i balansemarkedet. Resultatene våre så langt tyder på at det ikke har noen hensikt å gjøre en slik "reservasjon". Vi har også studert hvordan tilgang til mer informasjon påvirker beslutninger om å investere i ny vindkraft. Det vil typisk være usikkerhet om hvor mye vind man i gjennomsnitt kan forvente på en gitt lokalitet, og det kan være mulig å forbedre informasjonen ved å gjøre ytterligere målinger før man eventuelt investerer. Et av arbeidene i prosjektet utleder en optimal beslutningsstrategi under forutsetning av at vindhastigheten følger en såkalt Weibull-fordeling, og et annet studerer investeringsbeslutningen i en setting der gjennomsnittlig vindhastighet endres over tid, for eksempel på grunn av klimaendringer.

With large European investments in new renewable power (mostly wind) attaining policy support, the share of intermittent power will surge. As the overall flow of electricity must continuously be balanced, increased wind power production will put strains o n the supply of balancing power (and partly ancillary services). For Norway, this development poses both challenges and opportunities. Due to its large installed hydro power capacity, Norway may be in a unique position in Europe to provide balancing power . But Norway will in so case be transitioning from abundance of balancing capacity to a setting where balancing capacity needs to be carefully managed in market design. INTREPED will first analyse the variability and predictability of windpower, how it af fects system requirements and wind value. Secondly, stochastic influences from wind systems are brought into a realistic model of our grids. From these fundamentals, INTREPED addresses market design: how the current markets value balancing power, and how auctions may be revised and expanded. We analyse the need of redesigning markets and pricing arrangements. From there, INTREPED analyses how the spatial network allows diversification under alternative market designs. Finally, INTREPED analyses market des ign implications if balancing services are to be traded on interconnectors between Nordic and non-Nordic countries, comparing fully integrated markets for balancing services with other avenues.