100 % förnybar el i Sverige
Möjliga punkter
(och en del annat)
Avdelningen för energisystem, Linköpings Universitet
Seminarium den 17 januari 2014
av Lennart Söder
Professor Elektriska Energisystem, KTH
•
•
•
•
•
•
Syftet med ett kraftsystem
1. Se till att konsumenterna erhåller den efterfrågade
effekten (t ex en 60 W-lampa), när de trycker på onknappen. Detta ska fungera oavsett om det är haveri i
kraftverk, det blåser etc. =upprätthåll en balans
mellan total produktion och total konsumtion.
2. Se till att konsumenter får en rimlig spänning, t ex
ca 230 V, i vägguttaget.
3. Punkten 1-2 ska upprätthållas med rimlig
tillförlitlighet. Denna är aldrig 100,000... procent,
4. Punkt 1-3 ska upprätthållas på ett ekonomiskt och
hållbart sätt.
Studier av 100% förnybart i ett isolerat Sverige
Användning av överskott från sol+vind i
fjärrvärmenätet.
Om framtida vindkraftverk
Detaljerad beskrivning av det svenska
vattenkraftsystemet
Om Smarta Nät
Utmaningar för elpriset i den framtida elmarknaden
med många kraftverk med låga driftskostnader
Om ny kärnkraft
- Regeringen i Storbritannien har kommit överens med
“EDF group” om ett erbjudande att bygga ny kärnkraft i
Storbritannien.
- EDF erbjuds ett garanterat pris om 96-99 öre/kWh i 35
år vilket ökar med konsumentprisindex.
- https://www.gov.uk/government/news/initial-agreementreached-on-new-nuclear-power-station-at-hinkley
Naturgas: Prisutveckling: 1995-2012
Naturgas: Skiffergas
Svensk Elproduktion: Totalt 145,6 TWh
Current (2011) Swedish Power System
(samma som 2011)
Source
TWh 2011
Energy % 2011
MW-capacity 2011
Hydro
Nuclear
Wind
Solar
66,0
58,0
6,1
0
44,9
39,5
4,2
0
16197
9363
2899
0
CHP-Ind
CHP-distr.
Condens
Total
6,4
9,4
1,01
146,9
4,4
6,4
0,7
100
1240
3551
3197
36447
Ny rapport: Publicerad
21 oktober 2013
Studied Swedish Power System
Source
TWh
Energy %
MW-max
Hydro
Nuclear
Wind
Solar
CHP-Ind
CHP-distr.
65,7
0
46,8
11,6
6,4
13,9
45,1
0
32,1
8,0
4,4
9,5
12951
0
15633
9148
1240
4127
Other
Total
1,3
139,9
0,9
100
5081
48180
Studerar:
• Balansering från timme till
timme
• Hög vind+sol / låg
elförbrukning
• Låg vind+sol / hög
elförbrukning
• Vattenkraftsreglering
• Kan laddas ner från KTH:s
hemsida enligt nedan
• EXCEL-fil för beräkningar
http://kth.diva-portal.org/smash/record.jsf?searchId=1&pid=diva2:657544
Tre utmaningar i ett kraftsystem med stor
andel sol- och vindkraft:
Olika nivåer på analyser
C1: Håll den kontinuerliga balansen
C2: Hantera situationer med stor mängd variabel
produktion.
C3: Hantera situationer med liten mängd variabel
produktion.
• Nivå 1: Studera andelen vindkraft
• Nivå 2: Studera möjligheten att klara ändringar
• Nivå 3: Studera körningen av elsystemet hur det
ändrar sig över tiden
• Nivå 4: Optimera driften över tiden
• Nivå 5-X: Ta med allt fler detaljer om
reservhållning, överföringsbegränsningar,
osäkra prognoser etc.
11
Nivå 1: Studera andelen vindkraft
Vindkraft i några Europeiska länder
vind
energi
2010
Spanien vind: 19 635 MW
C2: Beräkna:
Sp 16 %
• Största utmaningen vid hög vind+sol och låg
elförbrukning, men man måste beakta att man
kan exportera
Portugal –Spanien: 1200 MW
Spanien – Frankrike: 1200 MW
Spainien – Marocko: 650 MW
Area
2012
Sverige el.
konsumtion
ca 150 TWh
Source: REE
Vind-energi 2011
Vind-energi i Sverige
Sp
16 %
24,5 TWh
Po
18 %
26,7 TWh
13 %
vind
max
andel
Sp
54 %
Po
81 %
Ir
52 %
• Irland - Skottland: 450 MW
• Planerad: +850 MW
Nivå 1: Studera andelen vindkraft
Spanien vind: 20 733 MW
(2010)
Ir
Irland
vind:
1539 MW
Source: REE
Sverige: Om vi skulle ha samma andel
vindkraft som i några Europeiska länder
Portugal
vind:
3 937 MW
Po 17 %
Portugal
vind:
3 937 MW
•
Consum
ption
[TWh]
Wind
[TWh]
Wind
Energy
share
Max
wind
[MW]
Ireland, 2013 25,7
(2012)
4,0
(2012)
15,6 % 1588
Portugal
49,06 [4]
10,01 [4] 20,4 %
Spain, [3]
269,16
48,156
17,9 % 16636
17685 [4]
3550 [4]
78,3 %
Denmark
34,3 [4]
10,2 [4]
29,7 % 3782
2085 [4]
3785 [4]
64,6 %
Sweden
142,4 [5]
7,2 [5]
5,1 %
8755
9150 [4]
13,7 %
3754
2454
Lowest
Possible
MSVR
consump export [MW]
-tion
[MW]
1694 MW 950 = 500 (UK) 60,0 %
+ 450 (North
Ireland – UK)
3335 [4]
1800 [4]
73,1 %
Om Sverige hade ca 4 ggr mer vind än 2012 (dvs ca 30
TWh/år) skulle vi få ungefär samma andel som andra länder
Elförbrukning: Ändringar under 2011
Nivå 2: Studera förändringar från, t
ex timme till timme
1 timme
C1: Klara kontinuerliga variationer
95 % level
2000
0
-2000
-4000
-6000
-8000
0
Change within 4 hours [MWh/h]
Change within 1 hour [M Wh/h]
95 % level
2000
0
o
-2000
2000
0
-2000
-4000
0.8
1
1.2
1.4
1.6
1.8
2
Initial load level [MWh/h]
2.2
2.4
-6000
2.6
0
-2000
-4000
1.2
1.4
1.6
1.8
2
Initial load level [MWh/h]
2.2
2.4
2.6
4
x 10
Vattenkraft: Ändringar under 2008
8000
1 timme
4 timmar
8000
6000
2000
1
Ändringarna timme-till-timme: ca +2000 MW
Ändringarna mellan 4 timmar: ca +6000 MW
Detta balanseras av produktionsändringar!
95 % level
4000
0.8
4
x 10
4000
2000
95 % nivå
6000
95 % nivå
0
-2000
-4000
Ändring inom 4 timmar [MWh/h]
4000
4000
-6000
Ändring inom 1 timme [MWh/h]
6000
Change within 4 hours [MWh/h]
Change within 1 hour [MWh/h]
8000
4000
-4000
Nettoförbrukning = Elförbrukning – 40%(vind +
solenergi) för ett år:
1 timme
4 timmar
6000
6000
95 % level
1. Studera vilka variationer som vi har idag
2. Studera vilka variationer vi kommer få i
framtiden
3. Se hur man klarar dagens variationer och vad
som händer i framtiden. Kommentera vilka
utmaningar detta medför
8000
4 timmar
6000
4000
2000
0
-2000
-4000
-6000
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4
Initial load level [MWh/h]:
1.6
1.8
2
4
x 10
-8000
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4
Initial load level [MWh/h]:
Ändringarna timme-till-timme: ca +2500 MW
Ändringarna mellan 4 timmar: ca +8000 MW
Och: Inom ett större intervall (lägre min-nivå)
1.6
1.8
2
4
x 10
-6000
-6000
-8000
2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 11000 12000
Initial vattenkraftsnivå [MWh/h]:
-8000
2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 11000 12000
Initial vattenkraftsnivå [MWh/h]:
Under 2008 var ändringarna timme-till-timme: 3500 MW
Under 2008 var ändringarna mellan 4 timmar: 7000 MW
Nivå 3: Studera körningen av
elsystemet timme till timme
Vattenkraftens roll:
Vissa år “hjälper Sverige
grannländer” 
Då varierar vår produktion
mer än elförbrukningen
C1: Klara kontinuerliga variationer inklusive hög
produktion (C2) och låg produktion (C3)
1. Elförbrukning samt vindkraft och solkraft blir
vad den blir
2. Kraftvärmen körs så konstant som möjligt
3. Resten (max=12951 MW, min=1875 MW) tas
av vattenkraften
4. Om inte detta räcker behövs mer.
Vissa år “hjälper grannländerna
Sverige” 
Då varierar vår produktion
mindre än elförbrukningen
Men: Vad är möjligt?
Underskotts-situation
Underskotts-situation
(årsbasis)
låg sol+vind: januari
4
x 10
5000
2.5
Max nivå: 5081.27 MW
E nerginiv å [M W h/h]
4000
MWh/h
2
Elförbrukning
Vattenkraft
Vindkraft
Solkraft
Värmekraft
1.5
1
Antal timmar med behov: 765 h
Energi: 1.259 TWh
3000
2000
1000
0.5
0
0
50
100
150
200
250
Förbrukning från 14 januari till 30 januari
Hög vind  minska kraftvärmen
300
350
400
0
500
1000
Antal timmar med behov av mer produktion
Kostnad för detta: 1,5 öre/kWh
1500
Överskotts-situation
(augusti)
16000
Elförbrukning
Vattenkraft
Vindkraft
Solkraft
Värmekraft
14000
10000
10000
MWh/h
12000
8000
8000
6000
6000
4000
4000
2000
2000
0
20
40
60
80
100
120
140
160
Förbrukning från 1 augusti till 10 augusti
180
Elförbrukning
Vattenkraft
Vindkraft
Solkraft
Värmekraft
16000
12000
200
0
220
Inte OK: pga 83% gräns, min-vattenkraft, min-kraftvärme
20
40
60
80
100
120
140
160
180
Förbrukning från 1 augusti till 10 augusti
200
220
Nu OK: pga 83% gräns, min-vattenkraft, min-kraftvärme
Vattenkraft: Varaktighets-kurva
Överskott under ett år
9000
Max nivå: 9510 MW
8000
Antal timmar med behov: 860 h
7000
Energinivå [MWh/h]
MWh/h
14000
Överskotts-situation (augusti)
6000
5000
4000
3000
2000
1000
Energivolym: 1.63 TWh
0
0
200
400
600
800
1000
Antal timmar med överskott/möjlighet till export
1200
Min nivå: 1875 MW: Behövs under 860 timmar
Max nivå: 12951 MW: Behövs under 765 timmar
Slutsatser:
•
•
•
•
•
Detaljsimulering av extremsituationer har gjorts
Vattenkraften klarar dessa situationer med den
modell som använts (tim-simulering inkl domar)
Viktigt att vattenkraften kan regleras (dagens
domar)
Ännu inga oöverstigliga hinder funna
Dock intressanta utmaningar / möjliga
effektiviseringar. Dvs Hur ska man göra?
Nästa steg =
= planer inför Version 4:
• Samarbete med Swecos Nord-Europa-modell
• Beakta transmissions-begränsningar inom
Sverige / behov av utbyggnad
• Kombination: Kraftvärme-minskning +
elpatroner i fjärrvärme vid ”överskott”
• Möjligen laststyrnings-uppskattning vid
”underskott”
• Fler viktiga förslag?
Model of CHP and district heating
Användning av överskott från
sol+vind i fjärrvärmenätet.
a. In Part 2 there is the assumption that one can
use surplus electricity (MC=0) in the district
heating instead of ”spillage”.
b. In Part 3 there is the assumption that one can
use surplus electricity (MC=0) to replace CHP
instead of ”spillage”.
c. Reality is probably both with some limitations.
Model of district heating - 1
Model of district heating - 2
4000
12000
3500
10000
januari
februari
mars
april
maj
juni
juli
augusti
september
oktober
november
december
3000
8000
Effektnivå [MW]
[MW]
2500
2000
1500
6000
4000
1000
500
2000
0
0
1000
2000
3000
4000
5000
Stockholm fjärrväremeleverens under 2012
6000
7000
8000
9000
a. Total district heating in Stockholm during 2012
per hour (City-Söder, including Söderenergi and
Nordvästra including E.ON Järfälla)
0
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
Timme på året med nivå över 75 procent av förbrukning
7000
8000
9000
a. Amount of excess of wind+solar > 75% of
deman.
Model of district heating - 3
Model of district heating - 4
18000
16000
14000
12000
[MW]
Assumptions:
a. Swedish yearly disstrict heating same profile as
in Stockholm
b. Same level of ”fuel waste” as today (18%) which
is not replace (negative MC)
c. Heat spillage or ”rökgaskondensering” not
replaced with electricity.
10000
8000
6000
4000
2000
0
Spillvärme
0
1000
2000
Avfallsförbränning
3000
4000
5000
Värmebehov under 2012
6000
7000
a. Result for the potential of heat replacement
8000
9000
Model of CHP- 1
Model of district heating - 5
Data‐Kraftvärme: 1 Januari ‐ 31 December
4500,00
12000
4000,00
10000
3500,00
8000
[MW]
3000,00
6000
2500,00
4000
2000,00
2000
1500,00
0
1000,00
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
Möjlig elförbrukning (trappstegskurva) och tillgänglig elproduktion
7000
8000
a. Result for the replacement: 1.2 TWh used (out of
3,0 TWh available surplus)
9000
500,00
0,00
a. Yearly CHP production in 2011
Model of CHP- 3
Model of CHP - 2
4
x 10
2.5
2
MWh/h
Model:
a. 50% more CHP than today (from Profu report)
b. It is possible to decrease CHP down to 25% of
its original value during each hour
c. But the total amount of hydro + CHP muast be ≥
17% of production (synchronous machine
requirement)
d. Excel sheet available to change these data.
Elförbrukning
Vattenkraft
Vindkraft
Solkraft
Värmekraft
1.5
1
0.5
0
50
100
150
200
250
Förbrukning från 14 januari till 30 januari
300
a. Example of resulting CHP decrease:
350
400
Model of CHP- 4
Model of CHP- 5
Resultat‐kraftvärme‐minskning: 1 Januari ‐ 31 December
Resultat‐kraftvärme‐minskning: Varaktighetskurva; Max= 2267 MW; Energi= 0,79 TWh
2500,00
2500
2000,00
2000
1500,00
1500
1000
1000,00
500
500,00
0
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
0,00
a. Resulting CHP decrease: 0,79 TWh = 5,4%
a. Resulting CHP decrease: 0,79 TWh = 5,4%
Questions on CHP + District heating
Om framtida vindkraftverk
a.
b.
c.
d.
e.
Amount of waste etc (MC <0) in future?
How much can one decrease CHP?
How fast can one decrease CHP?
Electric boilers in district heating?
Uncertainties on amount of CHP/district heating
in future?
8000
Studied wind power: Different wind-power
transfer functions
Identified wind power projects:
• 45000 MW (≈ 100 TWh/year)
160
effekt [procent]
140
120
Nytt vindkraftverk
100
80
Valt kraftverk
60
Ursprunglig produktion
40
20
0
•
•
•
Identified wind power
projects in Sweden:
0
5
10
15
vindhastighet [m/s]
20
25
30
Original: Utilization time: 2500 h
”new type”: Utilization time: 3950 h
”selected wind power station”: Utilization tim 2900 h
Detaljerad beskrivning av det
svenska vattenkraftsystemet
Today capacities:
• Hydro Power: 16000 MW (≈ 65
TWh)
• Nuclear power: 9000 MW (≈ 65
TWh)
•  total of 25000 MW
Simulation method (Sweden isolated)
2: Detailed simulation
a. Simulate one week with details of Swedish
hydro system
b. Assume wind+solar+CHP from preliminary
simulation as fixed
c. Formulate a linear optimization problem
d. Problem has 359147 equations and 438985
variables
Preliminary simulation for a January week
Simulation method (Sweden isolated)
2: Detailed simulation
4
x 10
2
a. Objective function:
1.8
1.6
M Wh/h
1.4
1.2
1
Elförbrukning
Vattenkraft
Vindkraft
Solkraft
Värmekraft
0.8
b. where Hspill(k)= hydro spillage during hour k, Vspill(k)
= Wind spillage during hour k, EXP(k) = extra export
during hour k, IMP(k) = extra import during hour k,
K = number of hours in the studied period (=168).
0.6
0.4
0.2
0
20
Result after detailed simulation (normal
inflow)
140
160
x 10
2
2
1.5
1.5
MWh/h
MWh/h
120
4
4
1
Förbrukning
Vattenkraft
Vind + sol
Övrig produktion
0.5
1
20
40
60
80
100
Timme under studerad vecka
120
140
160
Förbrukning
Vattenkraft
Vind + sol
Övrig produktion
0.5
0
0
60
80
100
Förbrukning från 1 november till 7 november
Result after detailed simulation (160% of
normal inflow)
x 10
0
40
0
20
40
60
80
100
Timme under studerad vecka
120
140
160
Smarta Elnät!
Om Smarta Nät
• I ett elnät pågår följande:
Idag/i morgon kan man:
• Mäta mycket mer/billigare
• Skicka signaler billigare/snabbare
• Styra fler komponenter
• Fatta bättre beslut om åtgärder
Framtiden
Sverige idag
Elpriser SE3 24/9-1/10
Prisskillnad över dygnet: ≈ 20-25 öre/kWh
Flytta 1 kWh, 300 ggr  60-75 kr/år
Elpriser i framtiden
• Kan variera mycket mer!
Men:
• Mycket solkraft  lägre pris på
dagen
• Mycket vindkraft  oregelbundna
prisvariationer
Nu och i framtiden
Möjligheter med smarta nät
Flexibla kunder och konkurrens
100
80
Eu ro /
MWh
Antag ett system med stora
prisvariationer:
 Tre typer av ”business cases”
•
60
40
20
0
1
13 25 37 49 61 73 85 97 109 121 133 145 157 169
•
Mer handel med grannar
Demand Side Management
Flexibla kraftverk
•
•
•
• Dessa tre metoder konkurrerar.
• Mycket transmission reducerar prisvariationer  mindre DSM
Möjligt ”SmartGrid – Internet of things” i (inte
bara) mitt hus
Mycket stora möjligheter att styra
näten mer effektivt (PMU, SVC,
FACTS etc): IDAG
Stor möjlighet att använda AMR-data
ännu bättre: IDAG
Viktigt att utveckla teknik och handel
för flexibel konsumtion.
Värmelast central!
Minska last vid, typ, 30 kr/kWh viktigt
och intressant!
Möjligt ”SmartGrid – Internet of things” i (inte
bara) mitt hus
Krav för SMART lösning:
• Tim-mätning (= betala
variabelt pris) + information
som sänds till pannan med, t
ex, SMS etc
Träpelletspanna
Idag:
Reserv-el
startar när
temperatur < 40°
I morgon (SMART):
Starta elvärme när
elpriset är lägre än
kostnad för pellets
59
• ELLER: (mer komplicerat):
Kontrakt med leverantör
(dock fortfarande krav på
timmätning)
I morgon (SMART):
Starta elvärme när
elpriset är lägre än
kostnad för pellets
60
Utmaningar för elpriset i den
framtida elmarknaden med
många kraftverk med låga
driftskostnader.
Nordic hydro power
In 2012 the Nordic hydro power
production was 237 TWh.
This corresponds to an inflow of
around 4,5 TWh/week
A heavy rain every second
week implies 9 TWh
Nordic Power Supply
TWh 2012
Country
Nuclear Hydro Fossil
Wind
Bio
Total
Norway
Finland
Sweden
Denmark
0
22,1
61,2
0
1,6
0,5
7,1
10,2
0
9,9
10,8
2,3
147,8
67,7
161,6
29,4
142,9
16,6
77,7
0,02
2,4
17,9
4,6
16,3
New Nordic interconnections
ENTSO-E: Ten-Year Network
Development Plan 2012
20122016
2017-2022
Renewable energy
systems
Energy is ”produced” where the resource is
The energy has to be transported to
consumption center
The energy inflow varies, which requires
storage and/or flexible system solutions
Example
Nordic hydro power (inflow) can
vary 86 TWh between different
years (∆2001 to 1996)
Transport from NV to SE +
continent
Energy balancing with thermal
power in i Dk+F+Ge+Pl+NL+Ee
This is valid for hydro power, wind power,
solar power
Wind power gives the same
variations/uncertainties (and
solutions) as hydro power.
But: time perspective is much
shorter!
Transmission capacity – plans
for Sweden
Pricing in power
systems
Sweden-neighbours: ca 10100 MW
(continuously  88 TWh/year)
Nordel-neighbours: ca 5500 MW (DC!)
Plans:
Järpströmmen-Nea, S-N, ~1000 MW
(South-West link, S-N, 2x600 MW cancelled)
Nordbalt, S-L, ~600 MW
New line to Gotland
Strengthening North to Finland
New cut 2 line, ev. DC
 Sweden-neighbours: +~1600 MW
Thermal power systems: Price is set by
marginal cost
Hydro power: Price is set by the water
value = the expected marginal cost in the
future to which the water could be stored.
Wind power: Price is set by marginal cost
= negative subsidy, since subsidy is only
obtained at production (e.g. -2 Euro-cent if
certificate price is 2 Euro-cent.)
Pricing in power
systems:
Norway
Nearly only hydro power
(97%) 
Price is set by the water value
= the expected marginal cost
in the future to which the
water could be stored. 
Price is not set in
Norway!
Pricing in power
systems:
Denmark
Pricing in power
systems:
Sweden
Hydro + Nuclear + wind (90%)
Large part of the rest is CHP
(industrial and distr. heat) 
Price is set by the water value =
the expected marginal cost in the
future to which the water could
be stored. 
Price is not set in Sweden!
Pricing in power
systems:
Finland
2020: High wind power
(50%)
A part of the rest is CHP
(industrial and distr. heat) 
When it is windy, then the
prices will be low 
Nuclear + hydro + wind (58%now)
CHP + more nuclear in the
future
At wind and low demand, then
the prices will be low 
High prices are often not
set in Denmark!
Prices are then often not set
in Finland!
Pricing in future Nordic
power systems:
Much more often: Prices are not
set by Nordic power plants.
At wind and low demand, then
the prices can be really low
There is then a challenge to get
prices that are high enough to
finance all power plant.
Enough transmission to high MC
areas essential
Peak capacity responsibilities
example 1
1. Assume that there is a “capacity problem” in
South Sweden and Denmark exports 1000 MW
to Sweden.
2. Assume that there is an outage in Denmark so
they have to decrease consumption.
3. According to EU legislation “nondiscrimination” Denmark cannot prioritize
Danish consumers before Swedish ones.
4. Does this has as a consequence that Denmark
is also responsible for Sweden?
Peak capacity
responsibilities
Norway: TSO-Statnet is responsible
for “enough capacity”
Finland: TSO-Fingrid is NOT
responsible for “enough capacity”
Sweden: TSO-Svenska Kraftnät is
NOT responsible for “enough
capacity”. But: “up to 2000 MW”
Denmark: TSO-Energinet.dk is
responsible for “enough capacity”
Peak capacity responsibilities
example - 2
1. There are discussions of capacity payments to
a rather large volume in UK
2. Probably this then leads to comparatively low
energy prices compared to a case with no cap.
payments
3. Both Norway and Denmark plan new cables to
UK.
4. Does this mean that Denmark and Norway can
import and only pay the energy price?
Peak loads in Sweden
1992-2011
High load reserves in Sweden
“Selective capacity market”
MWh / h
TSO responsible to purchase “up to 2000 MW” of “reserves”
for peak load situations.
There is a bidding process where the cheapest offers are
accepted.
Pricing:
The bids are placed on Nordpool spot. They are only used if all
other bids are accepted.
The Net Regulation Price should not be allowed to exceed
5,000 Euro/MWh.
TSO can immediately impose a Disconnection Price in The
event of Critical Power Shortage of 20 000 SEK/MWh ≈ 2300
Euro/MWh
Australia: Max price 12000 AUD ≈ 9000 Euro/MWh
Year 1992 - 2011
Reserves in Sweden 2012-13
Consumers accepted to
reduce consumption
Company
Stora Enso AB
Höganäs Sweden AB
Rottneros Bruk AB
Befesa Scandust AB
Vattenfall AB
Göteborg Energi AB
AV Reserveffekt
TOTAL
Area
3-4
4
3
4
3-4
3
3-4
Summary of (some)
Nordic market challenges
MW
210
25
27
18
92
25
+ 67
464
Risk for prices so low so power plants cannot
be financed
Large amounts of renewables  often very
low prices
But still other units are needed
 need of either (very) high prices or some
kind of capacity payment mechanism.
Large amount of transmission is one part
solution, but perhaps also large amounts of
solar/wind power on the other end?
Idea to market solution to “last” unit
There should be a (renewable) unit (biogas?) with MC as
High operation
cost (or bid
price) essential
• Call it a “market maker unit”  reduced need of cap. payment.
• If DSM is cheaper then it will be used instead
• As low LOLP as requested can be obtained (= size of unit)
Comments to
Nordic market challenges
How high costs should we allow to
”make market work”:
Costs for ”market-making plants”
Costs for ”new lines are needed to
increase the number of participants and
to decrease risk of use of market power”
Costs for ”IT solutions for consumer
flexibility since this is essential to make
the market work”.
(But what is the alternative?)
Comments to
Nordic market challenges
How high costs should we allow to
”make market work”:
Costs for ”market-making plants”
Costs for ”new lines are needed to
increase the number of participants and
to decrease risk of use of market power”
Costs for ”IT solutions for consumer
flexibility since this is essential to make
the market work”.
What is a “good” market? - 1
Static allocation efficiency (=are available
resources used as efficient as possible? E.g. in
deficit situations)
Management efficiency (= is the administrative
organization efficient?)
Plant operation efficiency (= is each plant
operated in an efficient and reliable manner?)
Production optimization (= correct merit order = is
cheapest possible operation, including externalities,
applied?)
What is a “good” market? - 2
Transaction cost efficiency (= the amount
of transactions costs, as measurements,
spread of information and contracts)
Dynamic investment efficiency (= are the
correct investments done at the right time?)
Risk management efficiency (= are risks
and uncertainties handled in an efficient
way?)
System reliability (= is it on a correct
level?)