Utveksling av standardiserte balanseprodukter i det europeiske kraftmarkedet

Det hender stadig at strømforbruket blir annerledes enn man trodde på forhånd, eller at vindkraften ikke respekterer værmeldingen. En av systemoperatørens (TSO-ens) mest kritiske oppgaver er å sørge for kontinuerlig energibalanse, ved å følge med på og justere produksjon eller forbruk når det ligger an til et energioverskudd eller underskudd, minutt for minutt. Et nytt europeisk regelverk skal gjøre det enklere for de europeiske TSO-ene å samarbeide om å balansere kraftsystemene, ved at de kan kjøpe justeringer hos hverandre i et felles balansemarked. Nye samspill og balanseprodukter gir andre muligheter enn tidligere, samtidig oppstår spørsmålet om hvordan utveksling av balansekraft i det europeiske kraftmarkedet kan optimaliseres. Doktorgradsarbeidet i dette prosjektet fokuserer på metoder og algoritmer innenfor dette området. Fleksible kraftprodusenter eller forbrukere kan tilby å justere produksjon eller forbruk på kort varsel for å hjelpe systemet i balanse. I kraftsystemterminologi kalles dette aktivering av reserver. Siden ressurser som vannkraft og batterier kan justeres raskt, mens et gasskraftverk trenger mer tid for å stille om produksjonen, tilbyr disse gjerne forskjellige reserveprodukter med ulik aktiveringstid. En artikkel om koordinert bruk av delvis overlappende produkter ble presentert i Philadelphia i november 2016. En oppfølgende modell som tar hensyn til usikre prognoser ble presentert i Manchester i juni 2017. En ny tilnærming til bruk av produkter i flere ulike balansemarkeder ble presentert i Canada i oktober 2017. Som et alternativ til en slik strategi finnes reaktiv balansering, hvor systemoperatøren venter og ser hvordan ubalansen utvikler seg, og gjør raske justeringer om nødvendig. Det aktiveringsfilosofiske spriket mellom europeiske systemoperatører kartlegges og diskuteres i en artikkel presentert i Porto i juni 2016. Når reserver aktiveres, påvirkes flyten i kraftnettet. Gjøres justeringen på et uheldig sted, kan det føre til overbelastning og i verste fall en domino effekt som resulterer i en blackout. Flere modeller har blitt utviklet de siste årene for å ta påvirkningen på nettet med i beregningen. To artikler er blitt skrevet og publisert i samarbeid med kollegaer i Statnett. Den første har et krisehåndteringsperspektiv og er knyttet til Statnetts pilotprosjekt om storskala laststyring i Nord-Norge, og ble presentert i Dublin i mai 2017. Den andre artikkelen beskriver en metode for å systematisk identifisere reserver som ligger innestengt og som bør unngås, og ble presentert i Palermo i juni 2018. To masterstudenter er også blitt veiledet, og begges arbeid ble oppsummert i konferanseartikler, presentert i Sarajevo i oktober 2018 og i Dubrovnik i november 2018. Tre tidsskriftsartikler har vært publisert som et resultat av forskningen. En artikkel, publisert i juli 2019, er en litteraturgjennomgang om temaet stokastisk unit commitment, en metode relatert til planlegging av kraftproduksjon under usikkerhet. Den andre artikkelen (september 2019) beskriver et alternativt, distribuert oppsett av problemet med å optimalisere utvekslinger av balanseenergi på tvers av Europa, og som tar begrensninger i kraftnettet i betraktning på et annet nivå enn tidligere. Den tredje, publisert i februar 2019, beskriver en metodikk for å unngå overlast på linjer innenfor et prisområde ved deltakelse i et multinasjonalt balansemarked.

Bedre forståelse av forskjellen mellom proaktive og reaktive balansemarkeder. Dette er svært nyttig for Statnett i diskusjoner med andre TSOer om fremtidige balansemarkeder. Utvikling av metodikk for å fordele behovet for balansering mellom ulike markeder. Optimal bruk av balanseprodukter med ulik aktiveringstid. Dette kan bli aktuelt hvis Statnett må innføre såkalte spesifikke produkter i htt Guideline on Electricity Balancing. Betydning av stokastisk modellering og hvordan dette leder til bedre beslutninger. Dette gir et bedre grunnla til å vurdere modellering av beslutninger i balansemarkedet. Utvikling av metodikker for håndtering av flaskehalser innenfor budområder. Dette har etter hvert vist seg å være et av de vanskeligste spørsmålene og forskningen hjelper Statnett med å finne gode løsninger.

Nettverksforskriftene som nå utvikles av ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) lager en rekke nye utfordringer for TSOene. Et av områdene er "Energy Balancing", som blant annet stiller krav til utvikling av såkalte "standardprodukter", som skal kunne utveksles mellom TSOene. Bruk av standardproduktene innebærer en helt ny måte å balansere systemet på, som ved siden av det rent praktiske også byr på vitenskapelige utfordringer. Disse er spesielt knyttet til en kostnadseffektiv utnyttelse av de norske og nordiske ressursene. Dette er nødvendig for å begrense kostnadene til balansering, men også for å gjøre det mulig å utnytte de fleksible norske ressursene optimalt så vel regionalt som pan-europeisk. Standardproduktene vil bli fordelt over flere såkalte Common Merit Order lister. Dette er nytt i seg selv, og har forskningsmessige interessante sider knyttet til optimering. Network Code on Electricity Balancing krever etablering av en Activation Optimisation Function (AOF, Artikkel 26, 42 m.fl.). Forskriftene gir imidlertid få detaljer om denne funksjonen, og erfaring fra et pågående masterarbeid viser at denne funksjonen byr på store utfordringer, både med hensyn til hvordan den skal brukes i driften av kraftsystemet og ut fra et operasjonsanalytisk synspunkt. Utfordringene kan enkelt også gis en akademisk vinkling, og utvikling av en slik funksjon egner seg derfor godt til en PhD studie. Statnett ønsker derfor å finansiere en PhD studie hos NTNU innen dette utfordrendee område. Forsknings- og utviklingsarbeidet vil gi Statnett stor kompetanseøkning som vil gjøre det enklere å påvirke de europeiske og nordiske prosessene. Det er også mulig at arbeidet resulterer i et produkt som er grunnlag for en nordisk AOF ? noe som vil være svært nyttig for Statnett og de andre nordiske TSOene.