Sådan er det gået med den flowbaserede kapacitetsberegning

Nu er der gået et halvt år siden ændringen blev indført – og arbejdet med at evaluere, hvordan modellen fungerer i praksis, er i fuld gang.

– Selve implementeringen på spotmarkedet er forløbet teknisk godt. Men vi ser udfordringer i, hvordan modellen påvirker intradag- og balancemarkederne, siger Markus Bäck, Director of Renewables & Customer Optimisation Nordic hos Vattenfall.

Mere detaljeret beregning, men også øget kompleksitet

Tidligere brugte man en enklere metode, NTC (Net Transfer Capacity), til at regne ud, hvor meget elektricitet, der kunne sendes mellem forskellige dele af elnettet. Den byggede på faste grænser mellem 12 forskellige områder. I den nye model analyseres nettet mere detaljeret og man ser i stedet hundredvis af punkter, hvor der kan opstå flaskehalse.

– Det betyder, at man muliggør flere alternativer i optimeringen, hvilket fører til en bedre samfundsøkonomisk anvendelse af nettet på det marked, hvor modellen anvendes – i dette tilfælde på spotmarkedet dagen før levering, siger Markus Bäck.

Men det gør også, at strømmen til tider bevæger sig på måder, der er svære at forudse – f.eks. fra et dyrt elområde til et billigere. Det påvirker aktørernes planlægning af handel og gør det sværere at forstå og forklare, hvad der sker på markedet.

Mindre fleksibilitet på efterfølgende markeder

FBMC anvendes i øjeblikket kun på spotmarkedet (day-ahead). For markeder, der ligger tættere på leveringen,  som intradagshandel og balancemarked, bruges en forsigtig beregningsmetode, ATCE (Available Transfer Capacity Extraction), som begrænser mulighederne for at planlægge om og ændre, hvor meget strøm der må overføres mellem områder, sammenlignet med den plan, som opnås på spotmarkedet dagen før.

– Den er meget restriktiv og tager ikke hensyn til, at det i praksis ville være muligt at planlægge om eller lave handler uden at overbelaste nettet. Resultatet er, at vi får meget mindre tilgængelig kapacitet på de efterfølgende markeder, hvilket rammer likviditeten og prisvolatiliteten direkte på disse markeder, siger Bäck.

Siden 4. marts 2025 anvendes de samme begrænsninger også på balancemarkedet i og med, at aktiveringen af mFRR-energi (manual Frequency Restoration Reserves) er blevet automatiseret. Her har effekten været tydelig: priserne svinger voldsomt, og reguleringer sker undertiden på måder, der er svære at forstå.

– Vi har set, at ubalancespriserne er steget kraftigt, i gennemsnit 300-400 % sammenlignet med februar i år, og betydeligt mere, hvis man sammenligner med samme tid sidste år. Mange af de balancejusteringer, der nu foretages, sker helt unødvendigt og ville ikke være nødvendige, hvis man udnyttede den tilgængelige kapacitet i nettet bedre på intradag- og balancemarkederne. Vi ser også relativt ofte, at den nye mFRR-model aktiveres både for at øge og mindske regulering samtidigt for at opnå et præcist reguleringsbehov, siger Bäck.

Økonomiske risici for mindre aktører

De stigende ubalancespriser har ført til tydelige økonomiske konsekvenser, især for mindre producenter. Flere aktører indenfor især vindkraft har allerede været nødt til at forlade markedet efter at være ramt af ekstremt høje omkostninger i enkelte timer.

– Vi har set tilfælde på markedet, hvor ubalance somkostningerne for enkelte aktører har oversteget hele månedens indtægter. Små aktører med begrænset likviditet kan ikke klare den form for eksponering, siger Markus Bäck.

Han understreger, at effekterne ikke er begrænset til vindkraft.

– Det gælder egentlig alle anlæg, der har begrænset fleksibilitet og stor eksponering mod balancemarkedet – kernekraft, vind, sol samt forbrugssiden, især store industrier.

Forbedringer er på vej, men mere kræves

Siden indførelsen af den nye model har flere aktører på elmarkedet påpeget behovet for ændringer. Nu er visse forbedringer begyndt at blive testet. Blandt andet ser man på, hvor stor en sikkerhedsmargin, der skal bruges ved beregning af kapaciteten for de senere markeder.

– Vi mener, at man burde lave en ekstra beregning tættere på det tidspunkt, hvor strømmen faktisk skal leveres. Så har man bedre prognoser og kan træffe mere velbegrundede beslutninger om, hvor meget overførselskapacitet der kan frigøres og bruges på intradag- eller balancemarkedet, siger Markus Bäck.

Et andet problem handler om, hvordan det automatiske system til at aktivere elreserver fungerer. I dag kræver det, at volumen, der skal reguleres, matcher præcist, hvilket nogle gange fører til dyre eller unødvendige reguleringer. Nu foreslås det, at man øger fleksibiliteten i systemet, så det kan håndtere et vist interval i stedet for et præcist tal.

Der pågår også et fælles forbedringsarbejde mellem de nordiske systemoperatører. Danmark har annonceret ændringer allerede i juni – og flere forventes at følge efter.

Konklusion: Et første skridt, men lang vej igen

FBMC har givet visse fordele i, hvordan strømflows optimeres på spotmarkedet, men modellen er endnu ikke tilpasset de praktiske forhold i det nordiske elsystem. Der er brug for en bedre balance mellem præcision, fleksibilitet og forudsigelighed.

– Den tekniske funktion for spotmarkedet er på plads, men intradag- og balancemarkederne bliver stadig vigtigere, og de nuværende løsninger for dem er langt fra udviklede. Disse markeder og modeller skal tilpasses og suppleres for at kunne dække virkelighedens behov, ikke mindst hvis vi skal fortsætte med at udvide elsystemet efter de planer, der findes i Norden, afslutter Markus Bäck.