Pricing Balancing Services in the Future Nordic Power Market

Det Nordiske kraftmarkedet er i utvikling både når det gjelder teknologiske løsninger og markedsstrukturer. Det er satt strenger krav for å øke andelen fornybar energi, samtidig som kjernekraft gradvis fases ut. Denne utviklingen tilsier at den totale andelen uregulerbar fornybar kraft vil fortsette å øke, noe som medfører høyere krav til fleksibilitet og reguleringsevne både på produksjons- og forbrukssiden. Som følge av denne utviklingen er det behov for metoder og verktøy som er egnet for å regne på driftskostnader og prisdannelse i fremtidens kraftsystem. Slike beregninger vil bl.a. inngå i beslutningsgrunnlaget for fremtidige investeringer, for eksempel knyttet til utbygging av nye kabler til det Europeiske kontinentet og oppgradering av eksisterende vannkraftverk. Prognoser for driftskostnader og prisdannelse fremskaffes som regel ved hjelp av fundamentale markedsmodeller. Nåværende fundamentale markedsmodeller som benyttes i hydro-termiske systemer omfatter normalt bare produktet energi. Videre bygger slike modeller på antakelsen om at all usikkerhet er kjent innenfor en ukes horisont og at alle system- og markedsmessige sammenhenger er lineære. Disse antakelsene vil bli utfordret i betydelig grad i fremtidens Nordiske kraftmarked. Dersom man skal beregne realistiske priser for fremskaffing av balansetjenester, som også omhandler produktene reservekapasitet og balanseenergi, trengs en finere representasjon av usikkerhet og en mer detaljert beskrivelse av det fysiske systemet. I dette prosjektet er et modellkonsept for beregning av kostnader og marginale kostnader (priser) for fremskaffelse av reservekapasitet, energi og balanseringsenergi i det Nordiske markedet etablert. Modellkonseptet representerer kraftsystemets teknologier i tilstrekkelig detalj og med fin tidsoppløsning, med særlig fokus på de dominerende produksjonsteknologiene (vannkraft og termisk kraft). Konseptet er verifisert på reelle data i en rekke case-studier og er komplementert med forskning utført i tilhørende master- og doktorgradsstudier.

Det er utviklet et modellkonsept for å beregne drifts- og marginalkostnader for det Nordiske kraftsystemet. Gjennom dette er det bygget ny kunnskap om hvordan markedsmodeller med forskjellig horisont kan kobles sammen i et vannkraftbasert kraftsystem. Viktigheten av detaljerte markedsmodeller understrekes ved å tallfeste betydningen av detaljert modellering av vannkraftstasjoner og termisk verk ved verdisetting av systemets totale fleksibilitet. Det forventes at det etablerte modellkonseptet vil være en nyttig byggekloss i fremtidens markedsmodeller. Prosjektet har bidratt til kompetanseheving innenfor markedsmodellering og -analyse for prosjektets deltakere. Modellkonseptet muliggjør detaljerte beregninger i det Nordiske markedet, noe som åpner for nye typer studier og beregninger. Utført forskningssamarbeid med CEPEL (Brasil) og Fraunhofer (Tyskland) har tilført kunnskap om markedsmodellering i andre kraftsystemer, samt tilrettelagt for videre forskningssamarbeid.

The Nordic power market is in transition, both in terms of technologies used for power generation and market structures. Binding targets exist for renewable power generation, as well as decisions to decommission nuclear generation capacity. Thus, the overall share of intermittent generation will continue to grow, and consequently, the need for flexibility and controllability both in production and demand will increase. In this context there is a need for long-term price forecasts for all electricity products, including energy and different types of reserve capacity and balancing energy, in order to make robust and correct investment decisions, e.g. related to building new cables to the European continent and upgrading and expanding the hydropower system. We believe that consistent price forecasts should be obtained by use of fundamental multi-market models. Currently used fundamental market models for hydro-thermal systems typically only concern the product energy, assume that all uncertainty is revealed in weekly steps, and that all functional relationships are linear. These assumptions will be significantly challenged in the future European power market. The computation of realistic cost for balancing services, which also include the products reserve capacity and balancing energy, requires a much higher degree of details, e.g. in the representation of uncertainty and description of the physical system. In this project we will develop and verify a model concept able to compute marginal prices for all physical electricity products in the Nordic power market. The concept should allow detailed modeling of all physical electricity products, flexible consumption and local storages on a fine time scale. A significant research challenge is to assess how the different balancing market products and corresponding market clearing sequences impacts the system operation and costs.