En ny nordisk balanseringsmodell (NBM) med finere tidsoppløsning skal legge grunnlaget for at vi kan balansere kraftsystemet sikkert og effektivt også i framtiden. Systemdriften må automatiseres og IT-løsninger må håndtere stadig raskere endringer basert på nye modeller kalibrert med operatørenes erfaringer.

Endringene er i tråd med krav som stilles i nettkoder og retningslinjer fra EU.

15-minutters tidsoppløsning i energi- og balansemarkedene

Det er behov for bedre samsvar mellom planer og virkelighet i balanseringen av kraftmarkedet. De nordiske TSOene vil derfor innføre 15-minutters avregning i kraftmarkedet. I Norden avregnes aktørene i dag time for time, og avvik mellom forbruk og produksjon gjøres opp gjennom balanseavregningen.

Norsk produksjon følger i stor grad dagens timesplaner, mens forbruk typisk varierer gjennom timen. Dette gir ubalanser innenfor timen som TSOene må håndtere. Ved at aktørene i fremtiden avregnes per kvarter, vil forskjellen mellom planlagt og faktisk forbruk bli mindre. Kraftbørsene vil tilby handel med 15-minutters produkter både i day ahead- og intradagmarkedet. Regulerkraftmarkedet vil også få 15-minutters oppløsning.

EUs nettkode om balansemarkedet (EBGL) har et krav om å innføre 15-minutters avregning innen utgangen av 2020, med mulighet for utsettelse inntil 4 år. eSett gikk over til å avregne det nordiske kraftmarkedet per kvarter 22. mai 2023. Fra 22. januar 2024 sender Elhub 15 minutters avregningsdata til eSett.

Effektive nordiske balansemarkeder

For å balansere kraftsystemet sikkert og effektivt også i fremtiden videreutvikler de nordiske TSOene de nordiske balansemarkedene. Sentralt i dette er:

Norden vil gå over til en balanseringsmodell for aktivering basert på modernisert Area Control Error (mACE), i første steg for mFRR. Kjernen i dette er en sentral optimaliseringsfunksjon som velger bud for aktivering og finner den mest effektive løsningen for hvert tidssteg.

Utviklingen til effektive nordiske balansemarkeder for aktivering er et viktig steg på veien mot felles europeiske balansemarkeder.

Nærmere informasjon om tiltakene finnes i Systemutviklingsplan 2023 og på NBM programmets hjemmeside.

Informasjon om gjeldende reservemarkeder.

1. november 2021 gikk Norden over til én posisjon og én pris i den nordiske ubalanseavregningen. Dette var den første milepælen i veikartet for NBM. 29. november 2021 kunne norske aktører legge inn bud i det norske aFRR kapasitetsmarkedet basert på felles nordisk løsning. 7. desember ble det nordiske aFRR kapasitetsmarkedet satt i drift.

Digitalisering og automatisering av balanseringen av kraftsystemet

Vi får et mer komplekst og integrert kraftsystem med større og raskere variasjoner i produksjon og forbruk. Økt kompleksitet i balanseringen sammen med en kortere reguleringsperiode vil bare kunne håndteres med økt digitalisering og automatisering.

Mer skal gjøres på kortere tid, endringene blir større og sikkerhetsmarginene i kraftsystemet minker. Det vil vi ikke kunne håndtere med de manuelle prosessene vi har i dag. Automatisering er en forutsetning for å håndtere det framtidige kraftsystemet, og det kreves omfattende endringer i IT-verktøy og arbeidsprosessene på kontrollrommet. Dette er sentralt i den nye balanseringsmodellen basert på mACE.

Et felles nordisk program der Statnett og Svenska kraftnät har en særskilt rolle 

De nordiske systemoperatørene avtalte i 2018 å samarbeide for å utvikle en felles nordisk balanseringsmodell (NBM) innenfor rammene av et felles utviklingsprogram. Samarbeidsavtalen trekker opp roller og ansvar for systemoperatørene, gir hvert land tydeligere ansvar for egen balanse og initierer nye nordiske balansemarkeder.

I henhold til avtalen har Statnett og Svenska kraftnät felles rollen som Common Service Provider (CSP), med et spesielt ansvar for å levere felles tjenester og IT-løsninger for NBM for de nordiske systemoperatørene. Med starten av de nasjonale kapasitetsmarkedene for aFRR er CSP funksjonen operativ.

Et felles nordisk program skal sikre nødvendige endringer av balansemarkeder når det gjelder markedsdesign, utvikling av metoder og driftsprosesser og tilhørende IT-prosesser i den nordiske regionen. De nye metodene innenfor rammen for NBM må godkjennes av de nasjonale regulatorene i de nordiske landene.