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Incompressibility Lack of system flexibility

UG System Operation

7/6/2012


Agenda •

Lack of flexibility in the system 1. Issue 2. ENTSO-E summer outlook 2012 3. Elia outlook 4. Example Pentecost weekend

Elia action plan

Proposals from members UG Sys Op

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1. Issue F = 50 Hz

generation

load

Low load (weekend, night, summer) + high non-flexible generation (wind, sunny) generation surplus

System inflexibility increases: •

More renewables integration (priority of dispatch)

Other non flexible generation (nuclear,…)

Must runs for reserves

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2. ENTSO-E summer outlook 2012 Downward adequacy analysed for first time

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Combination of high renewables in feed and inflexible generation leads to high exports to surroundings countries.

Not all excess energy can be evacuated out of these countries because of limited XB transfer capacities.

Measures could be required to limit generation surplus.


3. Elia summer outlook: July 19th – August 3rd Most critical period: possible issues all days & nights

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3. Elia spring & summer outlook Incompressibility at Night Minimum 5/02 – 6/01: Poss. Issue all weekend nights

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7/19 – 8/03: No RV Nuc Poss. issue all days


3. Elia Spring & Summer overview

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4. Renewables generation during bank holiday weekend of Pentecost

-18.5 EUR/MWh for positive imbalance

Sun forecast

wind forecast & reality

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NRV is the difference (for each moment) between the sum of the volumes of all upward regulations and the sum of the volumes of all downward regulations requested by Elia to maintain the balance of the control area


4. Pentecost weekend: record PV generation in Germany 22000 MW !

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Agenda •

Lack of flexibility in the system

Elia action plan – – – –

Contexte Caractéristiques des situations d’incompressibilité Moyens à disposition d’Elia Summer Outlook

– Plan d’action mis en place depuis janvier 2012 • Démarches auprès d’ARP’s • Conclusions des rencontres avec ARP’s • Propositions à la CREG

– Current Tariffs & incentives – 2 possibilities • MDP • Alpha

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Proposals from members UG Sys Op


Contexte • La zone de réglage belge a connu durant les derniers mois des périodes caractérisées par un surplus d’énergie supérieur aux volumes de réglage à la baisse disponibles dans la zone pour restaurer l’équilibre

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Caractéristiques •

Phénomène se produit pendant plusieurs heures consécutives Principalement pendant les nuits, les weekends ainsi que lors de journées ensoleillées Fin 2011-début 2012, mars 2012 et fin mai 2012

Pendant ces périodes la flexibilité de la production est limitée:

• •

• • •

R1,R2 supplying units Nuclear Subsidized production (CHP’s, IS, Wind…)

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Moyens utilisés face à ces situations: •

Le principe tarifaire actuel est sensé inciter les ARP’s à optimiser le déséquilibre  D-bids à prix négatifs  Tarif de déséquilibre « single – marginal »

 Introduction du coefficient alpha dans le tarif

• •

• •

Mais les D-Bids à prix négatif ne sont pas/peu offerts Manifestement le niveau de prix actuel n’incite pas suffisamment les ARP’s à maintenir l’équilibre

Jusqu’à présent, Elia a pu faire face à ces situations en activant la réserve interTSO La disponibilité de cette réserve « de dernier ressort » est élevée mais n’est cependant pas garantie

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10/1 et 27/1 D-bid à -15€/MWh

1/1 3/6

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Summer Outlook • Estimations Elia basées sur des hypothèses pessimistes mais réalistes: • •

La période mi-juillet – mi-août est considérée comme critique (consommation plus faible et aucune unité Nucléaire en révision) Risque d’occurrence de situations d’incompressibilité plus tôt au printemps

Incompressibility at Night Minimum

ENTSO-e summer outlook (publication in June): “ The Summer Outlook report 2012 highlights that there are weeks across the summer when it may be necessary to reduce excess generation in various countries”…”As an example it can be observed that the combination of high renewables infeed and inflexible generation in Belgium, Denmark, Germany and the Netherlands leads to high exports to all surrounding countries” 08/06/2012

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Summer Outlook (2) •

Downward adequacy analysed for first time • Combination of high renewables in feed and inflexible generation leads to high exports to surroundings countries. • Not all excess energy can be evacuated out of these countries because of limited XB transfer capacities. • Measures could be required to limit generation surplus.

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Plan d’action et Priorités (1)

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Lancé en janvier 2012: But: mobilisation de nouveaux volumes activables et renforcer les incitants tarifaires le plus vite possible (avant été)

1. Démarches auprès des ARP’s détenteurs de contrat CIPU  Analyse du phénomène:  Dans le but de comprendre et anticiper ces situations  Analyses en collaboration avec les ARP’s en vue d’une optimisation de leur gestion de leur déséquilibre

Deadline 07/2012

 Utilisation optimale des moyens existants:  Focus sur cadre et moyens existants, sans modification structurelle du système ~ I/D Bids  Elargissement du type d’unités sur lesquelles des volumes de réglage sont offerts (« LC/NC »)

 Intégration de nouveaux moyens:  Unités non couvertes pas un contrat CIPU (< 25MW, productions locales, unités vertes …)  Via intégration dans le contrat CIPU de l’ARP correspondant

 Ces démarches se sont révélées constructives et vont permettre de bénéficier dès le mois de juin prochain d’offres – limitées mais nouvelles – de volumes de réglage à la baisse.

 Si ces offres devaient être activées en cas de déséquilibre important de la zone de réglage belge, leur valorisation constituerait un incitant tarifaire fort au maintien de l’équilibre dans le cadre du mécanisme de balancing. 08/06/2012

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Plan d’action et Priorités (2) 2. Courrier à tous les ARP’s: - Explication du contexte, des actions Elia et des résultats (plus d’offres décrémentales à des prix plus incitants) - Annonce de la démarche d’Elia, notamment en vue de renforcer les incitants tarifaires - Demande formelle de mise à disposition de tout volume de réglage disponible 3. Mise en place d’une procédure de demande d’offres supplémentaires: - En Day-Ahead (lorsque risque d’incompressibilité) - En Intraday (lorsque volumes D-bids épuisés)

4. Renforcement des incitants tarifaires via modification des paramètres  Soumis à approbation du la CREG

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Current imbalance tariffs

MDP=Marginal Decremental Price = Lowest downwards activation price MIP = Marginal Incremental Price = Highest Upwards activation price

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Price curve current imbalance tariffs

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Stronger incentives by imbalance tariffs •

May not affect the objectives of single marginal pricing:

– –

To achieve more effective balancing incentives Lower balancing costs for “Balanced ARPs”

incentivise market participants in keeping and/or helping to restore the system balance ~single marginal pricing

2 ways to obtain stronger incentives:

– –

Modification of the parameters in the imbalance tariff Modification of MDP

Subject to regulatory approval

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~marginal pricing ~single pricing

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Modification of MDP • Possible negative prices by bids from flexible resources

interTSO price

?

• Adaptation of price setting of interTSO in imbalance tariffs -

If all other balancing resources in the Belgian control area are exhausted interTSO is activated as last resort. A strong negative price is required as interTSO is not guaranteed and dedicated for use by exception

• Both modifications will lead to negative “single” imbalance prices in case of incompressibility: -

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A long ARP will pay a high price for the positive imbalances A short ARP will receive a high price for negative imbalances

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Modification of α-component • Current formula= • • • •

if ABS(System imbalance)<140 MW α1(2) = 0 €/MWh if ABS(System imbalance)>140 MW α1(2) = average ((System ImbalanceQH-7)², …, (System ImbalanceQH)²) /15.000 (€/MWh)

• Modification of current denominator:

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“15.000” into “10.000”

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Imbalance price curve

interTSO & New Dbids

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Lack of flexibility in the system

Elia action plan

Proposals from members UG Sys Op

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Proposals â&#x20AC;˘

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http://www.elia.be/en/grid-data/balancing/~/media/files/Elia/Grid-data/Balancing/Imbalance%20prices%20incompressibility.pdf