Kraftværker. Velkommen til workshop om. Markedsmodel 2.0. Klaus Thostrup. Markedschef Energinet.dk

Transkript

1 Velkommen til workshop om Kraftværker Markedsmodel 2.0 Klaus Thostrup Markedschef Energinet.dk Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 1

2 Energisystemet er under forandring som følge af ambitionerne for vedvarende energi Europa er midt i en historisk omstilling af energisystemet og Danmark er i front med ambitiøse mål I 2020 skal vindkraft udgøre 50% af elforbruget I 2050 skal det danske energiforbrug være 100% dækket af VE Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 2

3 Udfordringen er opretholde den fremadrettede forsyningssikkerhed pga. stigende mængder af VE Udvikling i det danske kapacitetsmiks MW, nominelt % Central Decentral Sol+Vind Udvikling i central kraftværkskapacitet MW, nominelt 7,000 6,000 19% 54% 5,000 4,000 3, % 35% 2,000 1, % Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 3

4 Hvad er formålet med markedsmodel 2.0? Visionen er at skabe markedsrammerne til 2030 som: Understøtter den grønne omstilling Slutproduktet er en indstilling som indeholder: Flere løsningsmuligheder således manøvrefrihed sikres Sikrer forsyningssikkerheden opretholdes på et relevant niveau Detaljerede konsekvensanalyser således samfundsøkonomiske dynamikker er inkluderet Sikrer et hensigtsmæssigt investeringsklima Robuste forudsætninger gennem inddragelse af branchen Muliggør attraktive forretningsmodeller Klare udmøntningsbeskrivelser og implementeringsplaner Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 4

5 Overordnet tidsplan - markedsmodel 2.0 Maj Jun Jul Aug Sep Okt Jan Apr Jul Fase 1 Markedsscenarier Krav og udfordringer til markedsløsningerne Advisory Board Seminar Udmøntningsbeskrivelse Workshops Fase 2 Markedsforskrifter Rollefordeling markedsproces Nye hjemler produktdefinitioner Fase 3 Konsekvensanalyse Påvirkning på markedsaktører Påvirkning fra/på andre Implementeringsplan Indstilling Kilde: Energinet.dk s Kommissorium for Advisory Board - Markedsmodel Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 5

6 Fase 1 produktet er 2-3 markedsscenarier, som giver rammerne for tilpasning af nuværende markedsmodel Markedsfaglig input Workshops Perspektiver på markedsløsninger og vilkår for aktørerne Projektgruppe Interessentpositioner og antagelser herfor Slutprodukt - fase 1 Markedsscenarie 1 Beskrivelse af aktør- og Scenarie 2 Scenarie 3 markedsløsninger, som indgår i scenariet Markedsmæssige og teknologiske forudsætninger Krav og udfordringer til løsninger Særligt fokus ift. fase 2 og 3 Principielle input Advisory Board Krav/ønsker til den videre proces Tilslutning og eventuelle forbehold Kommunikation Input fra andre interessenter Kilde: Energinet.dk s Kommissorium for Advisory Board - Markedsmodel Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 6

7 Fem eksterne workshops skal sikre en proaktiv inddragelse af branchen JUN JUL AUG SEP OKT 18/6 28/8 16/9 ~25/9 9/10 Producentsiden Forretningsøkonomiske vilkår for kraftværkerne Bidrag via fleksibel produktion Forbrugersiden Potentiale gennem fleksibelt forbrug Markedsforskrifter og incitamenter Vedvarende energi Bidrag til intra-day og systemydelser Incitamenter til at levere fleksibilitet Europa seminar Betydning af andre landes valg Muligheder for en regional løsning Markedsløsninger Kombinationer af markedsløsninger og aktørbidrag som detaljeres i fase 2 Kilde: Energinet.dk s Kommissorium for Advisory Board - Markedsmodel Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 7

8 Dagens program og spilleregler Mogens Holm Manager, Quartz+Co Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 8

9 Workshop-program inden frokost min min Velkomst og introduktion til markedsmodel 2.0 Oplæg: Klaus Thostrup, Energinet.dk og Mogens Holm, Quartz+Co Hvor store er udfordringerne frem til 2030? Oplæg: Bjarne Brendstrup, Energinet.dk Perspektiver på nationale og internationale markedsvilkår Oplæg: Peter Meibom, Dansk Energi Pause Paneldebat Hvor store er udfordringerne? Panel: Dansk Energi, Dong Energy, Dansk Fjernvarme, Dansk Industri, FSE og Energinet.dk Introduktion og perspektiver på mulige markedsløsninger Oplæg: Morten Sommer, Energinet.dk Frokost Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 9

10 Workshop-program efter frokost min min Kommercielle muligheder for decentrale kraftværker Oplæg: Søren Rygaard, NEAS Nye markedsvilkår for de decentrale kraftværker Oplæg: Nina Detlefsen, Dansk Fjernvarme Pause Paneldebat - decentrale kraftværker Panel: NEAS, Dansk fjernvarme, Verdo, EMD og Energinet.dk De centrale kraftværkers økonomi frem til 2030 Oplæg: Peter Thomsen, Dong Energy Pause Paneldebat - centrale kraftværker Panel: Dansk Energi, Dong Energy, Vattenfall og Energinet.dk Afslutning og næste skridt Oplæg: Klaus Thostrup Præsentation workshop 1 - markedsmodel

11 Hvor store er udfordringerne frem til 2030? Bjarne Brendstrup Sektionschef, Energinet.dk Præsentation workshop 1 - markedsmodel

12 Hvor store er de forsyningssikkerhedsmæssige udfordringer frem til 2030? Formålet med de næste 30 minutter 1 Hvordan bidrager forskellige parametre til effektsituationen? 2 Hvad er problemets størrelse og dermed behovet for fleksibel kapacitet/forbrug? 3 Samfundsøkonomiske perspektiver på manglende effekttilstrækkelighed Præsentation workshop 1 - markedsmodel

13 Antal minutter med afkoblet forbrug pga. effektmangel vil overstige Energinet.dk s målsætning frem mod 2030 men fortsat være blandt de laveste internationalt A Mindre stigning i afkoblet forbrug med baggrund i effektmangel frem mod 2030 ift. Energinet.dk s analyseforudsætninger B ~2 timers afkobling på baggrund af effektmangel for en gennemsnitsforbruger frem mod 2030 ift. et tænkt eksempel C Indikationer på, at de samfundsøkonomiske konsekvenser ved manglende effekt er lavere end omkostningerne til at frembringe effekt Præsentation workshop 1 - markedsmodel

14 Den samlede forsyningssikkerhed udgøres af systemets tilstrækkelighed og sikkerhed Systemtilstrækkelighed Kan systemet efterkomme forbrugernes efterspørgsel? Systemsikkerhed Kan systemet håndtere fejl? Forsyningssikkerhed Kilde: Energinet.dk Præsentation workshop 1- markedsmodel

15 Danmarks forsyningssikkerhedsniveau har historisk set været blandt de højeste i Europa Tid uden forsyning i europæiske lande Minutter pr. år Irland Portugal Sverige Italien Finland Norge Spanien Storbrittanien Frankrig Østrig Danmark Tyskland Holland Kilde: Energistyrelsens elanalyse (CEER) Præsentation workshop 1 - markedsmodel

16 Strømsvigt forårsaget af effektmangel planlægges til at udgøre 10 pct. af den generelle forsyningssikkerhed FOKUS Forsyningssikkerhed Beredskab Transmission 20 minutter Distribution 30 minutter Systemsikkerhed 15 minutter Kilde: Energinet.dk Generel forsyningssikkerhed Effekttilstrækkelighed 5 minutter Præsentation workshop 1 - markedsmodel

17 Energinet.dk har to målsætninger for effekttilstrækkeligheden i Danmark Målsætning 1 Risiko for ikke-leveret energi på grund af effektmangel fastholdes på østdansk niveau svarende til 5 minutter pr. år (teoretisk niveau) Baseres på modelberegning, FSI-modellen Målsætning 2 Vest- eller Østdanmark må ikke være afhængigt af ét naboområde til at dække det maksimale importbehov Opstilling af effektbalance, V72- modellen Kilde: Energinet.dk Præsentation workshop 1 - markedsmodel

18 Hvordan bidrager de centrale parametre til effektsituationen og prisvolatilitet? Forøger Reducerer Produktion Centrale kraftværker Decentrale kraftværker Vindenergi Solenergi Bidrag til effektsituationen Højt antal, lille marginalt bidrag Lille bidrag Betydning for prisvolatilitet 0 Risiko for effektmangel domineres af udviklingen i: Centrale og decentrale kraftværker Positivt Neutralt Forbrug Store varmepumper Ind. varmepumper Elbiler Elkedler Udlandsforbindelser Hvis fleksibelt, ellers negativt Hvis fleksibelt Afbrydeligt forbrug Udlandsforbindelser Kilde: Energinet.dk Præsentation workshop 1 - markedsmodel

19 Hvordan ser Energinet.dk s forventede udvikling ud i forhold til produktion, forbrug og udlandsforbindelser frem til 2030? Antagelser Udvikling Antagelser -30% Udvikling % Centrale kraftværker Omlægning til biomasse 4,3 3,0-52% Solenergi Udbygning baseret på nuværende lovgivning samt andre skønnede ordninger 1,4 0,7 +571% Decentrale kraftværker Ingen reinvestering 2,5 1,2 Varmepumper og elbiler Moderat udrulning % +4% Vindenergi Ny tilskudsordning for landvind 4,9 7,8 Elkedler Ingen ændring Udlandsforbindelser DK1-Tyskland (3 GW), COBRAcable (0,7 GW), Kriegers Flak (0,4 GW) og SK4 (0,7 GW)* * DK1-UK er ikke inkluderet fordi projektet er i et tidligt stadie, men Energinet.dk vil sammen med partnere arbejde for en etablering. Værdier angiver eksport og import kapacitet. Kilde: Energinet.dk s analyseforudsætninger Præsentation workshop 1 - markedsmodel

20 Konsekvensen af basisscenariet viser at effekttilstrækkeligheden ikke overstiger Energinet.dk s målsætning frem til 2020 Afbrudsminutter pga. effektmangel* Basisscenarie Energinet.dk s målsætning min 5 min 10 min 20 min 5 min/år i gennemsnit Hvad kræves for at opretholde målsætningen Få tiltag frem til 2020 Mindre justeringer efter 2020 * Gennemsnitlige forbrugsvægtede afbrudsminutter som følge af effektmangel. 1 min svarer til omtrent 65 MWh i Minutterne indeholder en forøget risiko for blackout ved pressede effektsituationer, da elsystemet her er mere sårbart over for udfald af enheder. Note: Modellen er en timemodel, som kun undersøger risikoen for effektmangel. Konsekvensen af stationsfejl, fejl i distributionsnettet, mangel på systembærende egenskaber eller reguleringsbehov inden for timen medtages således ikke Præsentation workshop 1 - markedsmodel

21 Det tænkte eksempel beskriver en udvikling i produktion, forbrug og udlandsforbindelser der udfordrer effekttilstrækkeligheden Antagelser Udvikling Antagelser -56% Udvikling % Centrale kraftværker Øget konserveringer og omlægninger 4,3 1,9 Solenergi Nye støtteordninger eller omkostningsreduktion 0,7 1,9-60% +302% Decentrale kraftværker Færre reinvesteringer i levetidsforlængelser 2,5 1,0 Varmepumper og elbiler Fordelagtige afgiftsforhold % +4% Vindenergi Udlandsforbindelser Øget udbygning af kystnære møller og landvind 4,9 10,9 Elkedler Ingen ændring DK1-Tyskland (1,78 GW (eksport)/1,5 GW (Import))* og SK4 (1,7 GW eksport og import) * 2015 værdier for eksport og import på DK1-Tyskland. Værdierne holdes konstant frem til Præsentation workshop 1 - markedsmodel

22 Konsekvensen af det tænkte eksempel viser at effekttilstrækkeligheden i højere grad afviger fra Energinet.dk s målsætning frem mod 2030 Afbrudsminutter pga. effektmangel* Tænkt eksempel Energinet.dk s målsætning 5 min 125 min 5 min/år i gennemsnit Gennemgående ændring af elmarkedet er nødvendig for at opretholde Energinet.dk s målsætning * Gennemsnitlige forbrugsvægtede afbrudsminutter som følge af effektmangel. 1 min svarer til omtrent 65 MWh i Minutterne indeholder en forøget risiko for blackout ved pressede effektsituationer, da elsystemet her er mere sårbart over for udfald af enheder. Note: Modellen er en timemodel, som kun undersøger risikoen for effektmangel. Konsekvensen af stationsfejl, fejl i distributionsnettet, mangel på systembærende egenskaber eller reguleringsbehov inden for timen medtages således ikke Præsentation til workshop 1 - markedsmodel

23 Internationale standarder for antal timer med effektmangel er på et andet niveau end Energinet.dk s målsætning Land Målsætning Timer pr. år Land Målsætning* Timer pr. år Frankrig 3 Holland 4 Belgien 16 Tjekkiet 4,5 Irland 8 Slovenien 8 Spanien 10 % margin * Loss of Load Expectation (LOLE) Kilde: Energinet.dk Præsentation workshop 1 - markedsmodel

24 Den samfundsøkonomiske omkostning ved manglende effekt leverance varierer mellem lande Den samfundsøkonomiske omkostning for udvalgte lande DKK pr. kwh Laveste pris Højeste pris Portugal* 11 COWI 62 Norge Estimaterne er usikre og forskellige fra land til land UK** 148 Sverige * Laveste pris i ENTSO-E ** Blandt de højeste priser i ENTSO-E Kilde: Energinet.dk Præsentation workshop 1 - markedsmodel

25 Et eksempel på marginal beregning af omkostningerne til at frembringe effekt Eksempel 1 Eksempel 2 Eksempel 3 Pris pr. MW spidslastkapacitet DKK Hvad viser eksemplerne? Antal udfald pr. år med effektmangel Komplekst at beregne omkostningerne Effektmangel, MW Omkostning, DKK/kWh Behov for at bruge modeller for at fange omkostningen Kilde: Energinet.dk Præsentation workshop 1 - markedsmodel

26 Beregningseksempel med FSI-modellen for 2025 viser, hvordan kombinationer af parametre kan give udfald på effektbalancen Beregnet effekt MW Time Observation med modelmæssig udfald Kraftværker Udlandsforbindelser Vind og sol Forbrug Balance Hvad skyldes udfaldet: Få kraftværker tilgængelige Tyskland og Norge kan ikke levere effekt Lav vind- og solproduktion Højt forbrug Kilde: Energinet.dk Præsentation workshop 1 - markedsmodel

27 Afbrudsminutter pr. år (forbrugsvægtet) En mere retvisende beregning af frembringelsesomkostningerne ved forskellige niveauer af afbrudsminutter Pris for afkoblet forbrug pga. effektmangel Minutter pr. år Hvad indikerer beregningen? Samfundsøkonomiske konsekvenser ved manglende effekt er lavere end omkostningerne til at frembringe effekt Kilde: Energinet.dk Pris for afkoblet forbrug (DKK/kWh) Præsentation workshop 1 - markedsmodel

28 Markedsvilkår for kraftværker til 2035 Peter Meibom, Analysechef Dansk Energi

29 Indhold Forsyningssikkerhedsmæssige udfordringer Balmorel Scenarier Resultater: Elpriser Investeringer Kraftværkernes dækningsbidrag

30 Hovedpointer Ingen markedsignaler som indikerer øget behov for fleksibilitet og backup kapacitet Energy-only markedet vil ikke overleve Danmark er i gang med at vælge anden elforsyningssikkerhedsstrategi en hovedparten af landene i EU Afhængighed af udlandet kræver høj tilgængelig af transmissionsforbindelserne Forsyningssikkerhedsmæssige udfordringer: Samfundet: Lukke kraftværker vi senere får brug for Elproducenterne: dårligere rammebetingelser end udlandets producenter

31 Markedet forventer lave elspotpriser EUR/MWh Årlige Historisk danske elspot og futures elpriser vs. naboområder 2012-priser DK2 DK1

32 Antal timer med elpriser over 1000 DKK/MWh Kilde: Energinet.dk markedsdata

33 Antal timer med elpriser over 1000 DKK/MWh Kilde: Energinet.dk markedsdata

34 Manuel opreguleringsreserve Indkøbt mængde og gennemsnitspris MW per time Manuel opreguleringsreserve i Vestdanmark DKK/MW per time Kilde: Energinet.dk markedsdata

35 Stort skred i indenlandsk kraftværkskapacitet Central kapacitet reduceret med 35% siden 2008

36 Fremskrivning mod 2025 viser yderligere fald Kilde: Energistyrelsens præsentation ved midtvejsworkshop omkring energiaftalens analyser, 23. august 2013

37 Udviklingen i kapacitetsbalancen i vores nabolande 10 GW Oveskydende kapacitet Scenarie Conservative FR AT BE DE DK FI GB NL NO PL SE Kilde: ENTSO-E Scenario Outlook and Adequacy Forecast

38 Udlandet har indført eller er på vej med tiltag Nabolande har eller indfører kapacitetsmekanismer Risiko for negative konsekvenser på tværs af landegrænser: Et fremtidigt kapacitetsmarked i Tyskland betyder lavere indtjeningsmulighed for danske værker og nye værker placeres i Flensborg og ikke Sønderborg

39 Danmark er afhængig af import - Brug for import hver uge både sommer (gul) og vinter Kilde: ENTSO-E, Summer Outlook, 2014

40 Danmark har store begrænsninger på udlandsforbindelserne

41 Jylland-Tyskland forbindelsen er et grelt eksempel på barrierer i transmissionsnettet Source: Energinet.dk

42 Fynsværket lukker hvor skal varmen komme fra? Om_os/Aarsrapport_2013_web.ashx

43 Balmorelmodellen VE-udbygnings scenarier Minimering af omkostninger Optimal drift Eludveksling Kraftværksscenarier Brændselsmiks Balmorel model Brændselsprisscenarier Elpriser Investering i ny kapacitet Time-per-time drift

44 Elsystemmodellering af Nordvesteuropa Balmorelkørsler Input Brændselspriser - CO2-kvotepris - Afgifter og støttesystemer - Økonomiske og tekniske data for værker - Transmissionskapacitet - El- og fjernvarmeforbrug - Fleksibelt elforbrug - Tidsvariation af forbrug, solog vindkraftproduktion

45 Elsystemmodellering af Nordvesteuropa Balmorelkørsler Resultater Investeringer - Elpriser - Elproduktion - Eludveksling - Fjernvarmeproduktion - Brændselsforbrug - CO2-emissioner - Omkostninger - Støttebehov til VE

46 Storyline EU Reference Øget CO2-pris EU GHG40 Lavere forbrug EU GHG40 + EE VE-mål EU GHG40 + EE + RES30 Kvotepris i 2030 Forbrugsreduktion VE-andel i /ton 40 /ton 22 /ton 11 /ton 0% 0% 6,4% 6,4% 6,4% 56 % 57 % 54 % +7% 61%

47 Storyline EU Reference Øget CO2-pris EU GHG40 Lavere forbrug EU GHG40 + EE VE-mål EU GHG40 + EE + RES30 Kvotepris i 2030 Forbrugsreduktion VE-andel i /ton 40 /ton 22 /ton 11 /ton 0% 0% 6,4% 6,4% 6,4% 56 % 57 % 54 % +7% 61%

48 Scenarier Scenarie EU Reference EU Reference KapMar EU GHG40 EU GHG40 + EE EU GHG40 + EE + RES30 Beskrivelse Inputpriser fra EU's referencescenarie Inputpriser fra EU's referencescenarie samt kapacitetsmarked Inputpriser fra EU's 40 % CO2-reduktionsscenarie Inputpriser fra EU's 40 % CO2-reduktionsscenarie med energieffektivisering samt lavere elforbrug. Inputpriser fra EU's scenarie med 40 % CO2- reduktion + energieffektivisering + 30 % VE mål (lavere elforbrug + større VE-udbygning)

49 Balmorel antagelser EUR/t CO 2 -priser EU GHG40 EU Reference EU GHG40EERES30 Futures EU GHG40EE

50 Årlige elpriser i DK Vest

51 Balmorel EUR/MWh Varighedskurver DK-W (EU Reference)

52 Dækningsbidrag decentral NG KV i DK

53 Dækningsbidrag fra træpille/kul-værker i DK når der køres i kondensdrift

54 Balmorel antagelser MW Kapacitetsudvikling for eksisterende værker Olie Affald Biogas Biomassekonverteret Kul Naturgas Øvrig biomasse

55 Investeringer i elproduktionskapacitet i DK

56 Observationer fra modelkørslerne EU s 2030 mål er afgørende for udviklingen i elspotpriserne efter 2020: Kun CO2 mål høje elspotpriser CO2 mål + VE-mål + energieffektivisering lave elspotpriser Dækningsbidrag Stigende gennem perioden pga. stadig strammere kapacitetsbalance Men fra et meget lavt udgangspunkt Kapacitetsmarked forskyder indtjening fra spotmarkedet til kapacitetsmarkedet kapacitetsmarked i udlandet men ikke i DK rammer danske elproducenter hårdt Investeringer i termisk kapacitet i Danmark er drevet af varmesiden

57 Tak for opmærksomheden Peter Meibom

58 Paneldebat 1 Hvor store er udfordringerne frem til 2030? Præsentation workshop 1 - markedsmodel

59 Mulige markedsløsninger Introduktion samt erfaringer fra andre lande Morten Sommer cheføkonom, Energinet.dk Præsentation workshop 1 - markedsmodel

60 Tre eksempler på markedsløsninger som kan bidrage til fremtidssikring af den nuværende markedsmodel FOKUS Overordnede markedsløsningstyper Kapacitetsmarked Centralt kapacitetsmarked Decentralt kapacitetsmarked Ubalanceafregning Skærpet incitament til at være i balance Forbedret prissætning af fleksibilitet Strategisk reserve Aktivering ved manglende priskryds Kortsigtet sikring af effektbalance Bidrag fra aktører kommer udover Eksport Sommerdrift Øget automatisering Agere som fleksibel producent Direkte integration til varmelagring Øget fleksibelt forbrug i B2C Afkoblingsordninger for industri Præsentation workshop 1 - markedsmodel

61 Forskellige markedsløsningstyper der forventes at blive implementeret i Europa frem mod 2030 Kapacitetsmarked Strategisk reserve Strategisk reserve under overvejelse Fastlagt fra 2014 Diskuteres Diskuteres Fastlagt fra 2017/18 Fastlagt fra 2017 Kilde: ENTSO-E survey Præsentation workshop 1 - markedsmodel

62 Type Forward kapacitetshandel i en centraliseret model giver mulighed for at mindske risikoen for investeringer i effekt Kapacitet Forudsætninger for modellen 4 år 3 år Leveringsår Fastsættelse af efterspørgslen i kapacitets-markedet Central auktion for sikring af kapacitet ved siden af spotmarkedet Forbrugere pålægges at betale for sikring af kapacitet TSO: Certificering af eksisterende produktionsanlæg samt nye projekter TSO: Basisauktion 1.Tilpasningsauktion auktion 2. Tilpasnings- 3. Tilpasningsauktion Forward Kapacitetsmarked Certificering af frivillig forbrugs-afkobling Kontrol af kritiske vej i nye projekter under opførelse Beregning af profil-tillæg på forbrugerne TSO: Kontrol af rådighed på certificerede kapaciteter og pålægning af bøder Opkrævning af finansiering Kilde: Energinet.dk Præsentation workshop 1 - markedsmodel

63 Type USA anvender forskellige typer af kapacitetsmarkeder til at sikre forsyningssikkerheden Kapacitet Decentralt kapacitetsmarked Centralt kapacitetsmarked Energy-only MISO NY ISO ISO-NE PJM Californien ISO ERCOT* * Kapacitetsmarked under overvejelse Kilde: Beacon Power Corporation Præsentation workshop 1 - markedsmodel

64 Type Indførelsen af et centralt kapacitetsmarked i PJM har medført en udvikling af tilgængelige ressourcer Kapacitet Kapacitetsudviklingen i PJM efter indførelse af et centralt kapacitetsmarked GW niveau Driftsreserver Afbrydeligt forbrug Eksisterende produktionskapacitet Ny produktionskapacitet Hvad gør kapacitetsmarkedet i USA Generering af investeringer Aktivering af afbrydeligt forbrug Optimering af eksisterende produktionext Note: Afbrydeligt forbrug udgør størstedelen af nye ressourcer Kilde: J. Pfeifenberger, S. Newell, K. Spees, A. Hajos, K. Madjarov - The Brattle Group, Præsentation workshop 1 - markedsmodel

65 Type Det decentrale kapacitetsmarked bygger på direkte handel mellem forbrug og produktion Kapacitet Forudsætninger for modellen 4 år 3 år Leveringsår Etablering af marked for handel med kapacitet ved siden af spotmarkedet Forbrugssiden pålægges at source certifikater nok til at dække deres realiserede spidsforbrug Forpligtigelse på forbrugssiden offentliggøres Handel med kapacitetscertifikater på ekstern børs eller bilateralt* TSO: Certificering af projekter TSO: Certificering af eksisterende produktionsanlæg TSO: Certificering af frivillig forbrugsafkobling TSO: Kontrol af rådighed på certificerede kapaciteter samt frivillig forbrugsafkobling og pålægning af bøder * Samt registrering i et centralt register Kilde: Energinet.dk Præsentation workshop 1 - markedsmodel

66 Type Direkte handel mellem produktion og forbrug kræver et attraktivt investeringsklima for at sikre kapacitet Kapacitet Elmarkedets temperaturfølsomhed i Frankrig og EU MW / O C Udviklingen i Frankrigs spidsforbrug GW +31% Hvilke overvejelser ligger bag modellen i Frankrig Stigende efterspørgsel skaber lav risiko for investorer og faciliterer den franske markedsmekanismetext Frankrig EU Kilde: Réseau de Transport d Electricité (RTE) Præsentation workshop 1 - markedsmodel

67 Type Situationer med ekstra højt forbrug kræver skærpede incitamenter for nogle aktører til at være i balance Ubalance Driftstime med ekstrem forbrugsspids i nuværende marked Driftstime med ekstrem forbrugsspids med skærpet ubalanceafregning Handlet effekt Forbrug Skærpede incitamenter Handlet effekt Forbrug Kilde: Energinet.dk Præsentation workshop 1 - markedsmodel

68 Type Prissignaler kan bruges til at forskyde ubalancer til day-ahead og intraday markedet Ubalance Skematisk udbudskurve på regulerkraft EUR/MWh Feedback loop fra driftstimen ind i day-ahead og intraday-markedet Tillæg til ubalanceafregning der afspejler optionsbetalinger ved at sikre regulerkraftbud Handel forskydes mod day-ahead og intraday markederne Hvad løser modellen: P2 Feedback Feedback Bedre prissætning af fleksibilitet P1 Dayahead Intraday Driftstime Q1 Q2 Kilde: Energinet.dk Præsentation workshop 1 - markedsmodel

69 Type Strategiske reserver kan bruges til at sikre effektbalancen når systemet er presset Ubalance Reserve Strategiske reserver holdes ude af det daglige marked Forbrugskurve for de 200 højeste timer i Østdanmark MW Dayahead Intraday Bydes først ind ved manglende priskryds Driftstime Effektreserve der anvendes i pressede situationer Hvad løser de strategiske reserver: Fastholder og fremskaffer kapacitet i en overgangsfase Kilde: Energinet.dk Præsentation workshop 1 - markedsmodel

70 Regulering Type I hvilken grad bygger markedsløsningsmodellerne på eksisterende strukturer vs. grad af regulering? Kapacitet Ubalance Reserve Centralt kapacitetsmarked Decentralt kapacitetsmarked Strategisk reserve Ubalanceafregning I hvilken grad bygges der på eksisterende strukturer Kilde: Energinet.dk Præsentation workshop 1 - markedsmodel

71 Type De fire individuelle markedsløsninger har forskellige profiler ift. en række relevante vurderingskriterier Kapacitet Ubalance Reserve Lav risiko Høj risiko Risiko for investor? Centralt kapacitetsmarked Decentralt kapacitetsmarked Ubalancemarked Strategisk reserve Eksplicit styring af effekt på dansk jord? Er modellen decentraliseret? Muliggøres samspil med varmesiden? Kan det koordineres med nabolande? Kan fleksibelt forbrug deltage i modellen? Kilde: Energinet.dk Præsentation workshop 1 - markedsmodel

72 Individuelle markedsløsninger kan kombineres for at sikre større grad af forsyningssikkerhed Kombinerede markedsløsninger Centralt kapacitets marked Decentralt kapacitets marked Kombineredemarkedsløsninger kompenserer for nogle af ulemperne i de individuelle markedsløsninger Sikkerhedsnet i form af en strategisk reserve Ubalanceafregning Kilde: Energinet.dk Præsentation workshop 1 - markedsmodel

73 Neas Energy A/S Workshop Kommercielle muligheder for decentrale kraftværker

74 Agenda Lidt om NEAS PBA/FBA - engagement i Dec. Kraftvarmeværker Værdier for decentrale kraftværker Mulighederne for at skabe værdi i/til elmarkedet markedsmodel 2.0 Integration af decentral samproduktion i et renewable marked Et bud på Decentral kraftvarmeproduktion frem mod

75 Lidt om NEAS PBA/FBA - engagement i Dec. Kraftvarmeværker Værdier for decentrale kraftværker Mulighederne for at skabe værdi i/til elmarkedet markedsmodel 2.0 Integration af decentral samproduktion i et renewable marked Et bud på Decentral kraftvarmeproduktion frem mod

76 Asset management Energi optimering Porteføljen 950 MW produktion DK1 525 MW produktion DK2 140 MW regulerbar forbrug DK1 40 MW regulerbar forbrug DK2 Alle former for CHP værker Fra < 1MW til > 100 MW Ca. 200 MW CHP produktion i udlandet 3500 MW Renewables 76

77 GWh Daglig planlægning og optimering Short Term optimering % MWh Spot markedet MWh Regulerkraftmarkedeet MWh Intraday marked Markedsandel Regulerkraft i DK

78 Lidt om NEAS PBA/FBA - engagement i Dec. Kraftvarmeværker Værdiskabelse for decentrale kraftværker Mulighederne for at skabe værdi i/til elmarkedet markedsmodel 2.0 Integration af decentral samproduktion i et renewable marked Et bud på Decentral kraftvarmeproduktion frem mod

79 Varmeproduktionsprisen! Marginalprisberegninger for alle varmeproducerende enheder Varmepris [DKK/MWh] elkedel gaskedel varmepumpe 0 Forbrugs asset Spotmarkedet Regulerkraftmarkedet (op/ned) Intraday markedet 79 kraftvarme biomasse Produktions asset Spotmarkedet Regulerkraftmarkedet (op/ned) Intraday markedet Elpriser [DKK/MWh]

80 Lidt om NEAS PBA/FBA - engagement i Dec. Kraftvarmeværker Værdiskabelse for decentrale kraftværker Mulighederne for at skabe værdi i/til elmarkedet markedsmodel 2.0 Integration af decentral samproduktion i et renewable marked Et bud på Decentral kraftvarmeproduktion frem mod

81 Egenskaber decentrale værker? Tilføre kapacitet til markedet, når der er underskud (opregulering) Tage kapacitet ud af markedet når der er overskud (Elkedler+ varmepumper) Har fleksibiliteten ved lagring i akkumuleringstanke + varmesystemer Udbyde deres kapacitet i markedet for regulerkraft/manuelle reserver/kapacitetsmarkeder Deltage i markedet for primær regulering (Deltage i markedet for Sekunder regulering (LFC-FRRA)) Begrænsninger for de decentrale værker ligger i kontraktslængden for markedsproduktet! sæsonbetonet Derfor er det ønskeligt for de decentrale værker at markedsprodukterne udbydes på den korte bane. 81

82 En dag med meget regulerkraft 10.juni 2014 DK1 DK2 82

83 En dag med meget regulerkraft 10.juni DK1 Regulerkraftvolumen 10.juni MWh Time DK1 NEAS_DK1 MWh DK2 Regulerkraftvolumen 10.juni Time DK2 NEAS DK2 83

84 Lidt om NEAS PBA/FBA - engagement i Dec. Kraftvarmeværker Værdiskabelse for decentrale kraftværker Mulighederne for at skabe værdi i/til elmarkedet markedsmodel 2.0 Integration af decentral samproduktion i et renewable marked Et bud på Decentral kraftvarmeproduktion frem mod

85 Multi håndtering af Energiproducenter Kræver tungt system Setup, men et must! Små CHP værker PUMA Wind/PV produktion spot/regulering Børsen Store CHP værker SCADA NEAS VPP Porteføljestyring af grupper af CHP værker /egen balancering Centrale kraftværker m. portefølje NEAS Exchange TSO (S) Udbygning af Inter connectorer 85

86 VPP løsninger 24/7 Setup Operation Handel (Trading) el/gas Prognose opdateringer Prognoser Spot prognoser Gas prognoser vejr prognoser/varmeprog. Analyser,rådgivning Forward priser afdæknings strategier Aktør møder Marked information Optimering Marginal pris(stmc) Production schedulering Day-ahead Intraday Minimere balance omk. Re-scheduling ved ændringer On-line data analyser Operation Scheduling Daglig Planlægning Rådighed anlægsdata data My account overvågning & positioner handelslister afregning aktuelle data and historiske data 86

87 Lidt om NEAS PBA/FBA - engagement i Dec. Kraftvarmeværker Værdiskabelse for decentrale kraftværker Mulighederne for at skabe værdi i/til elmarkedet markedsmodel 2.0 Integration af decentral samproduktion i et renewable marked Et bud på Decentral kraftvarmeproduktion frem mod

88 Decentral kraftvarme frem mod 2030 Milestone støtten er væk (grundbeløbet) En del MW forsvinder (de passive værker) De aktive er i gang med opgraderinger/ombygninger (nedbringer marginalen) Flere varmepumper og nok også elkedler Alle værker < 5 MW er tilbage på 3. ledstariffen flere hundrede MW!! Rammebetingelser Afgifter generelt, værkerne er hårdt belastet og driver marginal priserne i vejret Fornyet tankegang! 88

89 Opsummering Kapaciteten og markedsunderstøttelse er tilstede. Fleksibiliteten er tilstede til at understøtte et øget renewable marked I opadgående retning I nedadgående retning Vi vil se en øget volativitet intraday, hvor de decentrale værker er oplagt til brug 0 > 1500 MW på 15 min. 0 < MW på > 5 min. (elkedler) System understøtningen er allerede tilstede og udvikles løbende Udbygning af interconnectorer nødvendigt. Decentrale Kraftvarmeværker er helt sikker en medspiller til at bidrage til forsyningssikkerheden og et stadig stigende renewable marked, men der skal være et økonomisk incitament for deres medvirken. 89

90 NYE MARKEDSVILKÅR FOR DE DECENTRALE KRAFTVÆRKER FREM TIL 2030 NINA DETLEFSEN

91 MARKEDSMÆSSIG UDFORDRING Decentrale kraftvarmeværker er udfordret! Manglende investeringer som følge af usikkerhed forbundet med fremtidige markedsforhold Færre driftstimer Krav til driftsbetingelser Hvordan sikrer vi den rigtige balancering af markedsmæssige vilkår for drift og langsigtet investeringsincitament?

92 UDFORDRINGEN Kilde: Energistyrelsens energistatistik

93 PJ NATURGAS TIL ELPRODUKTION 80 Markedsvilkår År Kilde: Energistyrelsens energistatistik 93

94 ELSYSTEMET NÅR DET ER UDFORDRET

95 ENDNU ET EKSEMPEL

96 KRAFTVARMEN ER FLEKSIBEL, MEN FÅR I KRISE- SITUATIONER IKKE FAIR BETALING FOR YDELSE Time 16-17: Systemubalance 2005,6MWh/h Spotpris 252,04 DKK/MWh Balancekraftspris 252,04 DKK/MWh Regulerkraftspris 252,04 DKK/MWh Kilde: Energinet.dk

97 RUNDSPØRGE BLANDT KRAFTVARMEVÆRKER 160 naturgasfyrede decentrale kraftvarmeværker (ud af i alt ca. 250) Godt 1000 MWe (ud af i alt ca MWe) Knap halvdelen af kapacitet under 5 MWe Telefoninterviews i perioden maj-oktober 2013 Uvildig undersøgelse

98 LIDT FAKTA Gasfyrede decentrale enheder udgør 25 % af elkapacitet Investering: Mere end 10 mia. kr. Gasmotorer Gasturbiner Simple cycle Gasturbiner Combined cycle MW e MW e MW e Østdanmark Vestdanmark*) Total Anlæggene kan levere hurtighed og fleksibilitet State-of-the-art + 5 år + 10 år Start tid 5-15 min. 5 min. 1-5 min. Stop tid 1-5 min. 1-3 min. 1 min. Omkostning, DKK Ingen ekstra omk. Ingen ekstra omk. inv. Omkostning D/V Ingen ekstra omk. Ingen ekstra omk. Ingen ekstra omk. Kilde: DGC og Dansk Fjernvarme

99 FULDLASTTIMER

100 UDFASNING HVORNÅR OG HVOR MEGET? Udgangspunkt: Kraftvarme motorer på naturgas i Energiproducenttællingen (~750MW) Antaget at ved ikke i rundspørgeundersøgelse betyder nej til levetidsforlængelse Antaget at det årlige antal driftstimer er 2000 timer For anlæg med manglende data antages det at de har levetid som gennemsnit af alle motorer

101 UDFASNING FORTSAT Hvad nu hvis værkerne ikke har 2000 årlige driftstimer? Sidste år havde værkerne i gennemsnit 2700 driftstimer for alle værker 1700 driftstimer for de naturgasfyrede

102 INVESTERING Kipprisen mellem varmepumpe og motor er ca. 450 kr/mwh. Timer Under 450 kr/mwh-el Over 450 kr/mwh-el Kipprisen mellem motor og kedel er ca. 300 kr/mwh Timer Under 300 kr/mwh-el Over 300 kr/mwh-el

103 NYINVESTERINGER FRA RUNDSPØRGE UNDERSØGELSEN Forventninger til nyinvesteringer baseret på: 34 besluttede anlæg 49 forventede anlæg

104 }! BIOMASSE I 2020 = LAVESTE OMKOSTNING I 2035 Omkostninger : Varmeproduktion og investering Biomassekedel [biomassekedel, udfasning af elkapacitet] Levetidsforlængelse [motorer med røggaskondensering] Reference [bestykning som nu] Antagelser: 7,2 MW elkapacitet på motorer. Investering i % rente. 1,9 % inflation. Forretningsøkonomisk perspektiv; optimeret med henblik på mindst mulige omkostninger over den økonomiske levetid på 15 år. Millions

105 LIDT OM FLEKSIBILITET Typisk 9MW motoranlæg naturgasfyret 225MWh af ca MWh produktion er solgt i regulerkraftmarkedet ~ 1% 28. Oktober kl

106 DRIFTSTIMER Typisk 7,2MW motoranlæg naturgasfyret Ca MWh af ca MWh produktion er solgt i regulerkraftmarkedet ~ godt 10%

107 DRIFTSTIMER Typisk 12MW elpatron Ca MWh af totalt forbrugt 5800MWh er købt i regulerkraftmarkedet ~ ca. 30%

108 HVAD BETYDER DET SÅ? I 2013 har der totalt har der været aktiveret MWh opregulering i Vestdanmark MWh nedregulering i Vestdanmark Motorerne har 25 til 190 fuldlasttimer. Med 663MW installeret effekt i Vestdanmark kan de levere MWh regulerkraft Dette svarer til 9% - 65% af den totale mængde regulerkraft (op) aktiveret i Vestdanmark i 2013 Elpatronen har 142 fuldlasttimer. Med 280MW installeret effekt i Vestdanmark kan de levere MWh regulerkraft Dette svarer til 20% af den totale mængde regulerkraft (ned) aktiveret i Vestdanmark i 2013 Motor og elpatron har stor fleksibilitet - udnyttes i dag

109 MARKEDET - UDFORDRINGEN Større investorsikkerhed for at tiltrække nyinvesteringer Energi Tilgodese alle typer produktion og forbrug rimeligt Ligestille typerne Sikre den rette afvejning mellem de variable og de faste omkostninger Kapacitet Flexibilitet Værkerne står der det skal bare være økonomisk rentabelt at drive dem i fremtiden

110 Grøn Energi Fjernvarmens udviklings- og analyseenhed For yderligere informationer kontakt Nina Detlefsen på telefon Grøn Energi, Merkurvej 7, 6000 Kolding

111 Paneldebat 2 Hvad er bidraget fra decentrale kraftvarmeværker og under hvilke vilkår? Præsentation workshop 1 - markedsmodel

112 De centrale kraftværkers økonomi Market Model 2.0 Energinet.dk workshop 18. juni 2014, Ballerup DONG Energy Thermal Power Peter Thomsen Dok #: <pondus number> Dok ansvarlig: Lasss QA: petth Godkendt: petth

113 Kraftværkernes økonomi er forringet Udvikling i Green Dark Spread fra 2006 til 2015 (EUR/MWh, faste 2014 priser) 25 DK1 25 DK % 10-42% Historic Forwards Note: Stigning fra 2012 til 2013 skyldes lavere kulpriser Kilde: DONG Energy 113

114 Kraftværkskapaciteten er reduceret Udvikling i DONG Energys centrale kraftværksportefølje (elkapacitet, MW*) -43% * DONG Energys driftsklare portefølje udgøres i 2014 af: AVV1, AVV2, ASV2, ESV, SKV3, SSV3, KYV, HCV, HEV Kilde: DONG Energy 114

115 Fremtiden for den resterende kapacitet afklares nu Elkapacitet 2013, MW Kommentar Fremtiden Driftsklar kapacitet uden varmegrundlag (manuel reserve for Energinet.dk til ultimo 2015) afhænger af Energinet.dks indkøb af reserver 853 Driftsklar kapacitet med begrænset varmegrundlag Økonomien kan ikke bære langsigtede investeringer afhænger af udlandsforbindelser og ny betaling for fleksibel kapacitet og andre services af værdi i tillæg til en fornyelse af varmekontrakten Driftsklar kapacitet med større varmegrundlag Økonomien afhænger af: bevaret varmegrundlag uændrede tilskud til biomassekraftvarme ingen yderligere forringelser i el-økonomien er uændret såfremt varmegrundlag ikke forringes; ikke nødvendigvis til rådighed for elmarkedet hele året Kilde: DONG Energy 115

116 Hvad kan understøtte kraftværkernes økonomi? 1. Det indre marked i Europa skal fuldt implementeres inkl. markederne for systemydelser Hvis markedsmodellen skal fungere, kræver det 2. Bedre brug af eksisterende infrastruktur mod Tyskland og etablering af nye udlandsforbindelser mod syd og vest 3. Fleksibilitetsydelser skal prissættes 4. Restriktioner, der påfører kraftværkerne omkostninger, skal fjernes 5. Udbud af strategisk reserve på kort sigt Kilde: DONG Energy 116

117 Tak for ordet! 117

118 Paneldebat 3 Hvad er bidraget fra centrale værker og under hvilke vilkår? Præsentation workshop 1 - markedsmodel

119 Afslutning Klaus Thostrup Markedschef, Energinet.dk Præsentation workshop 1 - markedsmodel

120 Opfølgning på dagens workshop hvad tager vi med herfra? Input fra indlæg og paneldebatter anvendes i en delrapport for fase 1 Behov for bilateral opfølgning af ubesvarede spørgsmål gennemføres inden sommerferien Yderligere analyser ift. markedsscenarier og løsninger forankres i projektgruppen Parkeringspladsen håndteres således Præsentation workshop 1 - markedsmodel

121 Kommende aktiviteter skal sikre, at fase 1 bliver forankret og alle typer af markedsaktører inddrages WS 4 - Markedsløsninger, 8/10 Kombinationer af markedsløsninger og aktørbidrag som detaljeres i fase 2 Europa seminar, 25/9 Betydning af andre landes valg Muligheder for en regional løsning WS 3 - Vedvarende energi, 16/9 Bidrag til intra-day og systemydelser Incitamenter til at levere fleksibilitet WS 2 - Forbrugssiden, 28/8 Potentiale gennem fleksibelt forbrug Markedsforskrifter og incitamenter Advisory Board 3, 23/10 Delrapport for fase 1 Plan for fase 2 Projektgruppemøde 4, 2/10 Opfølgning på workshop 2+3 og Europa seminar Advisory Board 2, 4/9 Resultater fra WS 1+2 Status på processen Projektgruppemøde 3, 21/8 Forberedelse af WS 3+4 Diskussion af analyser Projektgruppemøde 2, 2/7 Opfølgning på WS 1 Forberedelse af WS 2 samt Europa seminar Præsentation workshop 1 - markedsmodel