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
Den 1 maj kommer första steget i införandet av rollerna BSP och BRP genomföras. Under första kvartalet 2024 så kommer Svenska kraftnät presentera en detaljerad tidsplan för steg 2.
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.
Förändringen är en del av införandet av Europas inre elmarknad och regleras i EU-kommissionens förordning Balanshållning avseende el.
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 flaskhalsinkomster på samma sätt som för Dagen före-handel.
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.
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. Resultatet förväntas bli att mer kapacitet kan tilldelas marknaden samtidigt som driftsäkerheten upprätthålls.
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 pågår sedan slutet av 2022.
De nordiska projektparterna planerar att kunna införa nordisk flödesbaserad metod i marknadskopplingen i oktober 2024, under förutsättning av framgångsrika tester och teknisk beredskap hos projektparterna.
Förändringen är en del av arbetet med Europas inre elmarknad och de nordiska systemansvariga för elöverföringssystem (TSO) har arbetat med utvecklingen av en flödesbaserad metod för Norden under flera år. Införandet av metoden regleras av det gemensamma europeiska regelverket.
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/energiaktiveringsmarknaden. Hanteringen är i dagsläget elektronisk men i huvudsak manuell. 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
Dagens nationella kapacitetsmarknad för handel med manuell frekvensåterställningsreserv (manual Frequency Restoration Reserve, mFRR) ska på sikt utökas till en gemensam nordisk kapacitetsmarknad genom att möjliggöra gränsöverskridande handel. I ett första steg planeras nu en trilateral marknad mellan Sverige, Finland och Danmark runt årsskiftet 2024-2025. Syftet med förändringen är att förbättra möjligheterna att säkerställa tillräckliga resurser för balansering av kraftsystemet samt optimera resursnyttjande på ett kostnadseffektivt sätt.
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 mFRR att kunna erbjuda bud på en större marknad. Arbetet samordnas med övriga Norden inom ramen för ny nordisk balanseringsmodell (NBM).
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.
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).
Införandet sker stegvis där flera steg mot 15 minuters avräkningsperiod redan har genomförts. Se texten 15 minuters avräkningsperiod för obalanser (via eSett). För att 15 minuters avräkningsperiod för obalanser ska vara fullt implementerad återstår att även obalanspriset övergår till 15-minutersupplösning, samt att aktörer får möjlighet att handla med 15-minutersupplösning på intradagmarknaden.
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
Ny tariffmodell tas fram i enlighet med Ei:s föreskrifter med komponenterna energiavgift, effektavgift, kundspecifik avgift och fast avgift. Styrsignal kommer att förekomma enbart i energi- och effektavgiften. Även en femte komponent planeras för att kunna skicka styrsignaler även gällande reaktiv effekt. För detta krävs dispens från Energimarknadsinspektionen (Ei).
Tidigare genomförda förändringar 2024
Frekvenshållningsreserver (FCR) har till uppgift att stabilisera frekvensen vid frekvensavvikelser och är grundläggande för att kunna hålla balansen i kraftsystemet. Det finns tre olika FCR-produkter, FCR-N, FCR-D upp och FCR-D ned, som samtliga upphandlas dagen före leveransdygnet för att säkerställa att rätt volym finns tillgänglig för aktivering under drift.
Innan den 1 februari 2024 fick leverantörer av FCR betalt för sin sålda kapacitet enligt det pris som anges i budet (pay-as-bid). Den 1 februari 2024 gick prissättningen för alla tre FCR-produkter över till marginalprissättning. Införandet av marginalprissättning på marknaderna för FCR innebär att alla avropade bud istället kommer att få betalt enligt marginalpriset i upphandlingen, det vill säga priset på det högst avropade budet.
Upphandlingen av FCR sker i två kompletterande upphandlingar dagen före leveransdygnet. Det är därför två olika marginalpriser per produkt och timme, ett marginalpris per timme i upphandling 1 och sedan ett marginalpris per timme i upphandling 2.
Tidigare genomförda förändringar 2023
Svenska kraftnät driver ett arbete med syfte att identifiera och utveckla åtgärder för att öka möjligheterna till prissäkring på den långsiktiga marknaden i svenska och angränsande elområden. Pilotprojektet genomförs som en del av Svenska kraftnäts ansvar på den långsiktiga marknaden för prissäkring, vilket regleras av kommissionsförordningen Förhandstilldelning av kapacitet (FCA). Projektet syftar till att öka likviditeten på den svenska marknaden för prissäkring och agera som exempel på alternativ till de åtgärder som i nuläget beskrivs i FCA.
Åtgärden som testas i pilotprojektet är auktionering av finansiella kontrakt, så kallade EPADs (Electricity Price Area Differentials). I piloten erbjuder sig Svenska kraftnät att i auktioner både köpa och sälja EPADs i elområdena SE2, SE3 och SE4. Pilotprojektet ger underlag för att bedöma effektiviteten i Svenska kraftnäts förslag till åtgärder och ger praktisk erfarenhet av konceptet. För genomförandet av auktionerna har Svenska kraftnät upphandlat Svensk kraftmäkling AB (SKM) vilka arrangerar auktionerna.
Läs mer om pilotprojektet och auktionerna på följande sida: Pilotprojekt: stöd för prissäkring på den svenska elmarknaden
Från 23 maj 2023 är det möjligt att handla 15 minuters-produkter på intradagmarknaden. Handeln är inom respektive budområde. Handel mellan budområden är inte möjlig för 15 minuters produkter. Möjligheten finns i de svenska budområdena och även i Finland och Danmark.
Den avräkning av balanskapacitet som idag som upphandlas i Sverige och som finansiellt hanteras genom att berörda parter fakturerar Svenska kraftnät för tillhandahållen kommer att hanteras av eSett Oy (eSett) inom ramarna för balansavräkningen.
Avräkningen flyttades över till eSett 1 oktober 2023 och kommer att påverka balansansvariga som tillhandahåller balanseringskapacitet till Svenska kraftnät. Inledningsvis kommer flytten att påverka balansansvariga som tillhandahåller FCR och aFRR. Då mFRR kapacitetsmarknad lanseras kommer även berörd avräkning att gå via eSett.
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). Denna nationella kapacitetsmarknad infördes den 17 oktober 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.
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.
Det första steget mot 15 minuters avräkningsperiod för obalanser togs den 22 maj 2023. Då gick eSett, som är det företag som utför balansavräkningen i Sverige, Norge, Danmark och Finland, över till att utföra beräkningarna med 15-minutersupplösning.
Nästa steg genomfördes i Sverige den 1 november 2023 i och med att den uppdaterade mätförordningen (1999:716) trädde i kraft. Från och med nu ska uppmätt produktion och förbrukning, som ligger till grund för balansavräkningen, rapporteras med 15- minutersupplösning.
För att 15 minuters avräkningsperiod för obalanser ska vara fullt implementerad återstår att även obalanspriset övergår till 15-minutersupplösning, samt att aktörer får möjlighet att handla med 15-minutersupplösning på intradag-marknaden. Dessa förändringar är planerade till Q1 2025. Se texten 15 minuters handelsperiod på intradagmarknaden och 15 minuters obalanspris.
Tidigare genomförda förändringar 2022
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).
Den 11 maj 2022 implementerades den nya marknadsdesignen för nationell upphandling av kapacitet för stödtjänsten automatisk frekvensåterställningsreserv (Automatic Frequency Restoration Reserve, aFRR). En viktig milstolpe i arbetet mot en gemensam nordisk balanseringsmodell (NBM).
Den svenska lanseringen innebar flera förändringar i marknadsdesignen, så som budgivning per elområde istället för hela Sverige, dagliga auktioner istället för veckovis och marginalprissättning istället för ”pay-as-bid” samt ett breddat utbud av budtyper. Även driftskedet förändrades på motsvarande sätt med styrsignaler per elområde.
I samband med den nya marknadsdesignen gick Svenska kraftnät över till den nya IT-plattformen Nordic MMS som de nordiska systemoperatörerna har utvecklat. Detta i förberedelse inför den gemensamma nordiska marknaden.
Läs nyhet: Nu får du ersättning enligt marginalpris på aFRR-kapacitetsmarknaden
Den nationella kapacitetsmarknaden för handel med stödtjänsten automatisk frekvensåterställningsreserv (Automatic Frequency Restoration Reserve, aFRR), ersattes den 7 december 2022 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).