Mer elnät till dagen-före och mindre till Intradag
Den 29 oktober 2024 bytte Norden från NTC (Net Transfer Capacity) till flödesbaserad kapacitetsberäkning på den nordiska dagen-före-marknaden. I Sverige var det transmissionsnätsoperatören (TSO) Svenska kraftnät som genomförde implementeringen. Men kritik har kommit från bland annat industrier som oroar sig för att ändringen ska leda till högre elpriser och försämrad konkurrenskraft. Svenska kraftnät har svarat att deras uppdrag är att maximera överföringskapaciteten som erbjuds dagen-före-marknaden, och att det är marknadens ansvar att nyttja denna kapacitet optimalt. Mycket riktigt så anpassade sig marknadens aktörer till de nya förutsättningarna och en tid efter införandet har priserna mellan de olika svenska elprisområdena jämnats ut på dagen-före-marknaden. Men på Intradagmarknaden där marknadsaktörer handlar sig i balans har flödesbaserad kapacitetsberäkningen inte införts. Det har initialt resulterat i mindre kapacitet och likviditet på Intradagmarknaden, något som Svenska kraftnät flaggade för innan implementation. Och hade det varit den enda förändringen hade det nog gått bra, men det kommer snart mer.
Ny metod för balansering av det nordiska transmissionsnätet
Efter införandet av flödesbaserad kapacitetsberäkning implementeras den 4 mars 2025 en automatiserad nordisk energiaktiveringsmarknad för manuella frekvensåterställningsreserver (mFRR EAM). Huvudfunktionen är att automatisera valet av de inskickade buden för att effektivt balansera transmissionsnätet. Moderniseringen är nödvändig för att förbereda de nordiska marknaderna för att anslutas till den gemensamma europeiska MARI-plattformen. Den nya modellen introducerar två standardprodukter för frekvensåterställning:
Funktionen schemalagd aktivering som var 15:e minut använder Nordic Activation Optimization Function (AOF) och baseras på TSO:ernas obalansprognoser.
Direktaktivering för incidenthantering.
Den nya balanseringsmodellen utgör en betydande förändring i hur transmissionsnätet ska balanseras. Varje område måste i högre utsträckning vara självförsörjande vilket kan få långtgående konsekvenser för olika elprisområden, framför allt initialt innan marknaden har mognat.
Nya elsystem kräver nya förmågor
Syftet med marknadsförändringarna är att nyttja transmissionsnätet mer effektivt, förbättra förutsättningarna för större andel förnybar kraftproduktion och möjliggöra marknadsintegration med kontinenten. Det är bra ur marknadssynpunkt men följdeffekten är att Svenska kraftnäts kontrollrum betydligt oftare arbetar närmare transmissionsnätets fysiska begränsningar. Det i sig är ingen ko på isen, men kombinationen med bytet av balanseringsmodell gör det att varje elprisområde i högre utsträckning måste lita på sin egen grad av självförsörjande, och då blir det problematiskt. Särskilt för södra Sverige, som sedan länge haft en brist på reglerbar kraftproduktion och flexibel förbrukning. Svenska kraftnät har själva i aktörsmöten varnat att utfallet för områden med låg budvolym blir att de oftare hamnar högre upp i sina respektive budstegar, alltså att elpriset i elprisområdet potentiellt blir högre. Det beror helt enkelt på skiftet från manuell till automatisk balansering samt att kapaciteten som med NTC-metoden undanhölls dagen-före-marknaden förut agerade som en buffert för vissa områden, när den frigjordes på Intradagmarknaden.
Under aktörsmötet 18 februari 2025 presenterades ett konkret exempel där drygt 300 MW inte längre överfördes från SE1 till SE2 med den nya hanteringen av mFRR EAM jämfört med dagens balansering, trots att driftförutsättningarna i övrigt var identiska. Utfallet var att obalanspriserna gick från 66 EUR/MWh i både SE1 och SE2 till att falla till 20 EUR/MWh i SE1 och rusa till 4 021 EUR/MWh i SE2. Utfallet hade en teoretisk markant prispåverkan eftersom SE2 blev mer beroende av södra Sverige för sin reglering. Det drog även upp obalanspriset för SE3 och SE4 till 4 021 EUR/MWh. Exemplet illustrerar tydligt de utmaningar som särskilt områden med begränsad reglerförmåga står inför och särskilt utsatt är SE4.
De omfattande förändringarna i den nordiska elmarknaden markerar början på en ny era inom elsystemet, obönhörligt framdrivet av mogna tekniker och större digital förmåga. Varje lager av komplexitet ökar även risken för aktörerna, i synnerhet i södra Sverige. Det ökar behovet för producenter och konsumenter att skaffa sig de förmågor som behövs i den nya verklighet som de agerar i.
På Sigholm stöttar vi dagligen våra kunder i att hitta sin nya roll och tillgodogöra sig de förmågor som krävs i det framväxande elsystemet. Vår expertis inom elmarknaden och djupa förståelse för de nya mekanismerna gör att vi kan erbjuda skräddarsydda lösningar för just era utmaningar. Vi kan hjälpa er att:
- Analysera hur förändringarna specifikt påverkar er verksamhet.
- Utveckla strategier för att hantera den ökade prisvolatiliteten.
- Optimera er budgivning i den nya marknaden.
- Identifiera möjligheter i de förändrade marknadsstrukturerna.
- Utbilda er organisation i nya verktyg och processer.
