Utveckling av elmarknaden
Den svenska elmarknaden står inför stora förändringar kommande år. Svenska kraftnät har sammanställt de viktigaste ändringar vi ser kommer att införas fram till 2030 i ett framtidsscenario för elmarknaden.
Observera att bilden uppdateras kontinuerligt. Att en milstolpe är streckad innebär att tidplanen för milstolpen är under revision.
(.pdf) Klicka för att förstora bilden.
Milstolpar i utvecklingen av den svenska elmarknaden
Lokala kapacitetsbrister i elnäten hindrar områden från att få sina behov av eleffekt tillgodosedda. Svenska kraftnät testar lokala flexibilitetsmarknader som ett av flera sätt att hantera detta. Arbetet bedrivs i forsknings- och utvecklingsprojekt i samverkan med bland annat berörda regionnätsägare.
Den 1 november 2021 infördes enpris och en position för avräkning av obalanser. Syftet med förändringen är en Europeiskt harmoniserad balansavräkning samt att skapa korrekta incitament för balansering och en rättvis kostnadsfördelning.
Enpris innebär att obalanser prissätts lika, oavsett om obalansen vid tillfället är till hjälp eller skada för systemet. Obalanspriset för de balansansvariga blir alltså detsamma oavsett riktningen för deras obalans i förhållande till systemets obalans. En position innebär att avräkningen av obalanser baseras på nettopositionen och inte som tidigare där förbrukning och produktion hanterades var för sig.
Svenska kraftnät införde samtidigt en ny avgiftsstruktur för balansansvariga.
Förändringen innebär en Europeiskt harmoniserad balansavräkning och är en del av implementeringen av en ny nordisk balanseringsmodell. Arbetet samordnas med övriga Norden inom ramen för programmet ny nordisk balanseringsmodell (NBM).
Den 1 november 2021 införde Svenska kraftnät ny avgiftsstruktur för balansansvariga. Syftet med förändringen är att anpassa avgiften till den europeiska harmoniserade balansavräkningen (en-pris och en-balans).
Den nya avgiftsstrukturen är anpassad till införandet av en-pris och en-position i balansavräkningen. I och med den förändrade strukturen blir det tydligare vilka kostnader som täcks av vilken komponent, och nivån på obalansavgiften blir harmoniserad i Norden. Obalansavgiften ska säkerställa tillräckliga incitament och en rättvis kostnadsfördelning och baseras på den balansansvarigas totala nettobalans. Den tekniska implementeringen av den nya prismodellen skedde i den nordiska balansavräkningen via e-Sett.
Inför förändringen uppdaterades även balansansvarsavtalet.
I januari 2022 införde Svenska kraftnät en ny stödtjänst för att stabilisera frekvensen vid driftstörningar: frekvenshållningsreserv för störd drift nedreglering, (downward Frequency Containment Reserve Disturbance, FCR-D ned).
Syftet med den nya stödtjänsten är att bättre kunna hantera överfrekvenser i kraftsystemet. Överfrekvens uppstår i situationer där mycket förbrukning i kraftsystemet försvinner plötsligt, exempelvis vid fel på en större högspänd likströmsförbindelse (High Voltage Direct Current, HVDC) som går på export.
FCR-D ned innebär nedreglering, det vill säga en tillfällig minskning av mängden elenergi i kraftsystemet. Nedreglering sker genom att anläggningar/enheter i kraftsystemet antingen minskar produktionen eller ökar konsumtionen av el.
För marknadsaktörer innebär den nya stödtjänsten möjlighet att delta på en ny marknad. Efterfrågan av FCR-D ned bedöms ungefär att motsvara den befintliga stödtjänsten FCR-D upp. För att kunna delta med bud på FCR-D ned behöver aktörerna visa att anläggningen/enheterna kan uppfylla de tekniska kraven genom att förkvalificera sig.
FCR-D ned infördes i enlighet med EU-kommissionens förordning Drift av överföringssystemet (System Operation, SO).
Dagens nationella kapacitetsmarknad för handel med stödtjänsten automatisk frekvensåterställningsreserv (automatic Frequency Restoration Reserve, aFRR), ska ersättas av en gemensam nordisk kapacitetsmarknad. Syftet med förändringen är att säkerställa tillräckliga resurser för balansering av kraftsystemet på ett kostnadseffektivt sätt.
Stödtjänsten aFRR aktiveras automatiskt för att snabbt återställa frekvensen vid avvikelser från 50 Hz. Tillgång till tillräckliga mängder aFRR är en förutsättning för att kunna säkerställa balansering i dagens kraftsystem där förändringar sker snabbt och mer oförutsägbart. Tillräcklig aFRR är också nödvändigt för att kunna gå över till 15 minuters avräkningsperiod och 15 minuters tidsenhet på elmarknaden.
Genom att öka möjligheterna för handel mellan elområden och länder kommer de nordiska leverantörerna av stödtjänster att kunna erbjuda bud på en större marknad. För att kunna delta behöver aktörer ansluta sig till den nya nordiska IT-plattformen. Det innebär att aktörerna behöver göra anpassningar i sina egna IT-system.
Införandet av gemensam nordisk kapacitetsmarknad för aFFR är ett steg mot en balanseringsmodell som möjliggör energiomställningen och en europeisk marknadsintegration. Arbetet samordnas med övriga Norden inom ramen för ny nordisk balanseringsmodell (NBM).
Dagens balansansvarsroll ska delas upp i två nya aktörsroller:
- Balansansvarig part (Balance Responsible Party, BRP)
- Leverantör av balanstjänster (Balancing Service Provider, BSP)
Balansansvarig part ansvarar ekonomiskt för de obalanser som kan uppstå för en marknadsaktör. Leverantör av balanstjänster är de marknadsaktörer som tillhandahåller FCR, aFRR och mFRR.
Syftet med förändringen är att ge förutsättningar för ökad konkurrens och att fler leverantörer får möjlighet att erbjuda balanstjänster i form av balanskapacitet och balansenergi.
De nya rollerna planeras införas under första kvartalet 2024. Det nuvarande balansansvarsavtalet ersätts då ersätts med separata avtal för BRP respektive BSP.
Förändringen är en del av införandet av Europas inre elmarknad och regleras i EU-kommissionens förordning Balanshållning avseende el.
Dagens nordiska marknad för energiaktivering av manuell frekvensåterställningsreserv (manual Frequency Restoration Reserve, mFRR) ska ersättas av en automatiserad marknad. Syftet med förändringen är att ge förutsättningar för att införa 15 minuters tidsperiod för balansavräkning och handelsenhet på elmarknaden.
Stödtjänsten mFRR är helt central för balansering av det nordiska elsystemet och används för att återställa frekvensen till 50 Hz, och i och med det återställa snabba automatiska stödtjänster som aktiverats. Handel med mFRR-energi sker idag via den nordiska så kallade reglerkraftmarknaden. Hanteringen är i huvudsak manuell, för Sveriges del sker aktivering till exempel via telefonsamtal. Processen utgår från en tidsupplösning på 1 timme och full aktivering av mFRR ska ske inom 15 minuter.
Den nya automatiserade energiaktiveringsmarknaden innebär elektronisk beställning och automatiserade processer för urval och optimering. Det möjliggör även nya budattribut och mindre budstorlekar. För att kunna delta behöver aktörer ansluta sig till den nya nordiska IT-plattformen och göra anpassningar i egna IT-system.
Införandet av automatiserad mFRR-energiaktiveringsmarknad är ett steg mot Europas inre elmarknad. Arbetet samordnas med övriga Norden inom ramen för ny nordisk balanseringsmodell (NBM).
Läs mer om automatiserad nordisk energiaktiveringsmarknad för mFRR
Norden ska gå över till en ny metod för beräkning av hur mycket kapacitet i transmissionsnätet som lämnas för handel på elmarknaden, flödesbaserad kapacitetsberäkning (Flow-based capacity calculation, FB CC alternativt FB).
Syftet med förändringen är att ta större hänsyn till elens fysiska flöde i nätet och hitta ett optimalt utfall där hänsyn tas till alla bud på marknaden. Resultatet förväntas bli att mer kapacitet kan användas av marknaden vid bibehållen driftsäkerhet.
Innan FB kan användas fullt ut mot marknaden sker en så kallad parallelldrift, där den flödesbaserade metoden används parallellt med den nuvarande kapacitetsberäkningsmetoden (Net Transfer Capacity, NTC). Den externa parallelldriften för flödesbaserad kapacitetsberäkning ska pågå minst 12 månader. Införandet av flödesbaserad kapacitetsberäkning beräknas tidigast införas i början av 2023.
Förändringen är en del av införandet av Europas inre elmarknad och de nordiska systemansvariga för elöverföringssystem (TSO) har arbetat med utvecklingen av en flödesbaserad metod för Norden under flera år. Arbetet regleras av det gemensamma Europeiska regelverket.
Nu görs en gemensam översyn av indelningen av elområden i Europa. Svenska kraftnät ansvarar som systemansvarig för det svenska överföringssystemet för el, för att genomföra Sveriges översyn. Arbetet styrs av EU:s gemensamma regelverk.
Sverige ska öka tidsupplösningen på elmarknaden och gå över från 60 minuter (en timme) till 15 minuter som avräkningsperiod för obalanser och handelsperiod.
Övergången sker samordnat inom Norden i olika steg för att införa 15 minuter som avräkningsperiod och handelsperiod på elmarknaden.
Idag använder Sverige och Norden 60 minuter (en timme) som tidsperiod för avräkning av obalanser och som handelsperiod på elmarknaden. Enligt EU- förordningen Balanshållning av el (EB) ska avräkningsperioden för obalanser vara 15 minuter. Utöver detta säger Elmarknadsförordningen 2019/943 att Nominerade elmarknadsoperatörer ska ge marknadsaktörer möjlighet att handla med energi under tidsintervaller som är minst lika korta som avräkningsperioden för obalanser på både dagen före- och intradagsmarknaderna.
Syftet med förändringen är att harmonisera elmarknaden till en enhetlig tidsperiod. Med den högre tidsupplösningen kan effekterna av utvecklingen mot mer intermittent (väderberoende) produktion hanteras på ett bättre sätt, flexibiliteten ökar och det skapas mer detaljerade prissignaler på elmarknaden. När alla europeiska länder har samma avräkningsperiod för obalanser blir det även möjligt att utbyta balansenergi med fler länder än idag.
Förändringen får stor påverkan på elmarknadens aktörer. Övergången till högre tidsupplösning kommer bland annat att kräva förändringar i många av aktörernas IT-system och processer.
Införandet av 15 minuters tidsupplösning för avräkning och handel med el är kopplat till ett flertal andra stora nordiska projekt. Arbetet samordnas inom ramen för programmet Nordisk Balanseringsmodell (NBM).
Handelsmöjligheterna på intradag-marknaden kommer utökas/kompletteras med intradag-auktioner (Intraday Auctions, IDA). Syftet med förändringen är att samla likviditet på marknaden vid specifika tidpunkter och ska ses som ett komplement till den kontinuerliga intradag-marknaden. Utökad handel på intradag-marknaden förbättrar möjligheterna för marknadsaktörerna att handla sig i balans. IDA införs i enlighet med CACM Artikel 55.
Idag ökar andelen intermittent (väderberoende) elproduktion på den europeiska elmarknaden vilket i sin tur ökar risken för att en stor andel av den produktion som bjudits in till dagen före-marknaden inte kommer att levereras i drifttimmen. Detta leder till obalanser samt reglerbehov för systemansvarig för elöverföringssystem samt obalanskostnader för marknadsaktörerna. Genom att introducera tre auktioner under varje intradag-period förväntas likviditeten öka. Intradag-auktioner förväntas bli en attraktiv handelsplats för marknadsaktörerna som kan justera sina positioner och minska sin risk för obalanser. Aktörer som lämnar bud på IDA kan, liksom idag, även handla i den kontinuerliga intradag-marknaden, såväl före som efter varje IDA.
IDA innebär en utveckling av dagens intradag-marknadskoppling (SIDC). Auktioner kommer att hållas klockan 15.00, 22.00 och 10.00 centraleuropeisk tid. I samband med auktionerna kommer den kontinuerliga intradag-marknaden att stängas för de kontrakt som IDA omfattar. Tillgänglig handelskapacitet publiceras 5 minuter efter att den kontinuerliga marknaden stängt. Aktörerna har därefter 15 minuter att lämna in sina bud inför auktionen. Den kontinuerliga marknaden öppnas igen efter att resultatet från IDA har publicerats. På IDA kommer det att tas ut flaskhalsintäkter på samma sätt som för Dagen före-handel.
Kapacitet för stödtjänsten manuell frekvensåterställningsreserv (manual Frequency Restoration Reserve, mFRR), kommer så småningom att handlas på en gemensam nordisk kapacitetsmarknad. Syftet med förändringen är att säkerställa tillräckliga resurser för balansering av kraftsystemet på ett funktionellt och kostnadseffektivt sätt. Ett första steg mot en gemensam nordiskt kapacitetsmarknad är att, likt aFRR kapacitetsmarknad, först införa nationell upphandling på den nordiska IT- plattformen (som idag även används för upphandling av aFRR kapacitet) under 2023.
Stödtjänsten mFRR är viktig för balansering och används för att återställa frekvensen till 50 Hz och återställa snabba automatiska stödtjänster som aktiverats. Handeln på kapacitetsmarknaden för mFRR kommer att ske dagen före driftdygnet (D-1) och gälla för ett dygn. Mängden mFRR som upphandlas påverkas av den nya dimensioneringsmetoden som utvecklas nordiskt.
Läs nyhet: Nationell kapacitetsmarknad för mFRR införs i september
Idag är tillgången på mFRR-bud ojämnt fördelad över Norden. Genom att öka möjligheterna för handel mellan elområden och länder kommer de nordiska leverantörerna av stödtjänster att kunna erbjuda bud på en större marknad. För att kunna delta behöver aktörer ansluta sig till den nya nordiska IT-plattformen. Det innebär att aktörerna behöver göra anpassningar i sina egna IT-system.
Förändringen är ett steg mot Europas inre elmarknad. Arbetet samordnas med övriga Norden inom ramen för ny nordisk balanseringsmodell (NBM).
Som en del av harmoniseringen till 15 minuters tidupplösning på EU:s inre elmarknad ska Sverige och Norden införa 15 minuter både som avräkningsperiod för obalanser och som handelsperiod på marknaden.
Ändringen av handels- och avräkningsperiod från 60 till 15 minuter görs för att EU:s elmarknad ska ha en enhetlig tidsperiod. Med den högre tidsupplösningen kan effekterna av utvecklingen mot större andel intermittent (väderberoende) produktion hanteras på ett bättre sätt, flexibiliteten ökar och det skapas mer detaljerade prissignaler på elmarknaden.
Övergången innebär att Svenska kraftnät och marknadsaktörerna kommer att erbjudas att lägga köp- och säljbud med 15 minuters tidsupplösning. Marknadsutfallet kommer vara ett elpris per elområde för varje 15-minutersperiod. Idag har obalanspriset, bud till elbörser, och marknadsutfall 60 minuters tidsupplösning.
Införandet av 15 minuters tidsupplösning för avräkning och handel med el är kopplat till ett flertal andra stora Nordiska projekt. Arbetet samordnas inom ramen för programmet Nordisk Balanseringsmodell (NBM).
Sverige och Norden ska ansluta sig till gemensamma europeiska plattformar för energiaktivering av frekvensåterställningsreserver: Picasso (för aFRR) och Mari (för mFRR). Syftet med förändringen är att möjliggöra en effektiv aktivering av tillgängliga frekvensåterställningsreserver för balansering av kraftsystemet på ett funktionellt och kostnadseffektivt sätt.
En europeisk marknadskoppling via gemensamma marknader för balansenergi ger möjligheten till utbyte av balanseringsenergi mellan olika systemansvariga för elöverföringssystem (TSO) i Europa. Det kommer att ge stora ekonomiska vinster och samtidigt öka leveranssäkerheten i hela Europa.
Handeln på plattformarna Mari och Picasso sker mellan TSO:er. Leverantörer av balanstjänster kommer fortsatt att skicka bud till TSO:erna. TSO:n skickar buden, behoven av energiaktivering och tillgänglig överföringskapacitet mellan elområdesgränserna vidare till respektive plattform. Både schemalagda aktiveringar baserade på prognosticerade obalanser och direktaktiveringar på grund av oförutsedda incidenter görs baserat på bud som lämnats in till Mari.
För att Norden ska kunna ansluta sig krävs att vi först har infört 15 minuters tidsupplösning för avräkningsperiod och marknadsenhet samt har infört balansering utifrån områdesobalans.
Förändringen är ett steg mot Europas inre elmarknad och regleras av det gemensamma Europeiska regelverket. Arbetet samordnas med övriga Norden inom ramen för ny nordisk balanseringsmodell (NBM).
Läs mer under Anslutning till Europeiska marknadsplattformar