Velkommen til workshop om. Fleksibelt forbrug. Markedsmodel 2.0. Klaus Thostrup. Markedschef Energinet.dk Workshop 2 - markedsmodel 2.

Transkript

1 Velkommen til workshop om Fleksibelt forbrug Markedsmodel 2.0 Klaus Thostrup Markedschef Energinet.dk Workshop 2 - 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 Workshop 2 - markedsmodel 2.0 2

3 Udfordringen er at 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, % Workshop 2 - markedsmodel 2.0 3

4 Hvad er formålet med markedsmodel 2.0? Succeskriteriet er sikring af en høj effekttilstrækkelighed ved at: Sikre en bæredygtig omstilling ift. integration af særligt vind: Slutproduktet er anbefalinger som indeholder: Flere løsningsmuligheder således manøvrefrihed sikres - Rettidig implementering af markedstiltag - Sikre balance mellem aktørernes og transmissionslinjernes bidrag Sikre et sundt investeringsklima for markedsaktørerne. - Sikre incitament til at bidrage fra alle på kort og lang sigt - Understøtte markedstransparens for aktørerne Konsekvensanalyser, inkl. samfundsøkonomiske dynamikker Robuste forudsætninger gennem inddragelse af branchen Klare udmøntningsbeskrivelser Styregruppemøde 5 - markedsmodel 2.0 4

5 Overordnet tidsplan - markedsmodel 2.0 Maj Jun Jul Aug Sep Okt Jan Apr Jul Fase 1 Markedsscenarier Opstilling af scenarier frem til 2030 Krav og udfordringer til markedsløsningerne Advisory Board Seminar Workshops Fase 2 Udmøntningsbeskrivelser Rollefordeling markedsprocesser Behov for nye hjemler Implementeringsovervejelser Fase 3 Konsekvensanalyser Påvirkning på markedsaktører Påvirkning fra andre lande Samfundsøkonomiske effekter Anbefa -linger Kilde: Energinet.dk s Kommissorium for Advisory Board - Markedsmodel Workshop 2 - markedsmodel 2.0 5

6 Fase 1 produktet er 2 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 Workshop 2 - markedsmodel 2.0 6

7 Fem workshops skal sikre en proaktiv inddragelse af branchen JUN JUL AUG SEP OKT 18/6 28/8 16/9 25/9 8/10 Producentsiden Forretningsøkonomiske vilkår for kraftværkerne Bidrag via fleksibel produktion Forbrugersiden Potentiale for fleksibelt forbrug Incitamenter og barrierer for bidrag Vedvarende energi Behov for indpasning af vind Incitamenter til at levere fleksibilitet Europa seminar Betydning af andre landes valg Muligheder for en regional løsning Markedsløsninger Markedsfaglig kommentering af samlet rapport for fase 1 Kilde: Energinet.dk s Kommissorium for Advisory Board - Markedsmodel Workshop 2 - markedsmodel 2.0 7

8 Dagens program og spilleregler Mogens Holm Manager, Quartz+Co Workshop 2 - markedsmodel 2.0 8

9 Workshop-program inden frokost min Velkomst og introduktion til markedsmodel 2.0 Oplæg: Klaus Thostrup, Energinet.dk og Mogens Holm, Quartz+Co Potentiale for bidrag til fleksibelt forbrug og hvem kan? Oplæg: Martin Bay Michelsen, Dansk Industri Muligheder for kommercialisering af potentialet Oplæg: Ivan Kristian Pedersen, Dong Energy Pause Markedsløsninger i et forbrugerperspektiv Oplæg: Morten Sommer, Energinet.dk Lessons learned with Demand Response models Briefer: Yoav Zingher, KiwiPower Panel discussion: potential and commercialisation in B2B Panel: Danish Industry, Dong Energy, KiwiPower, Danish Crown, Aarhus Vand, Valdermar Birn and Ienergy Workshop 2 - markedsmodel 2.0 9

10 Workshop-program efter frokost min Produktinnovation i detailmarkedet Oplæg: Jette Miller og Anders Millgaard, De Frie Elselskaber Potentiale for lagring via individuelle varmepumper Oplæg: Steen Kramer Jensen, Insero Energy Kommercialisering af potentialet fra private forbrugere Oplæg: Kim Behnke, Energinet.dk Pause Vilkår for øget forbrugsfleksibilitet på detailmarked Oplæg: Signe Horn Rosted, Energinet.dk Fællessession Jeres perspektiver på potentialer og markedsløsninger Afslutning og næste skridt Oplæg: Klaus Thostrup Workshop 2 - markedsmodel

11 MARTIN BAY MICHELSEN Markedsmodel Workshop 2, flexibelt forbrug 28. aug. 14 Flexibelt el-forbrug i industrien

12 MARTIN BAY MICHELSEN El forbruget i Danmark Samlet el-forbrug i Danmark (2013) Markedsmodel Workshop 2, flexibelt forbrug 28. aug. 14 I alt 31 TWh Kilde: DE 12

13 MARTIN BAY MICHELSEN Markedsmodel Workshop 2, flexibelt forbrug 28. aug. 14 El forbrug i industrien Fremstillingsindustriens el-forbrug fordelt på brancher (2013) I alt 8 TWh Kilde: DE 13

14 MARTIN BAY MICHELSEN Markedsmodel Workshop 2, flexibelt forbrug 28. aug. 14 El forbrug i industrien Industrityper med mest el forbrug (2011) Anm: Min. 500 TJ el-forbrug medtaget Kilde: Nationalregnskabet

15 MARTIN BAY MICHELSEN Markedsmodel Workshop 2, flexibelt forbrug 28. aug. 14 El-forbrug fordelt på processor El forbrug fordelt på erhverv og processor (2011) Agri-Nor Cold case Bruger el til: 1: Køling 2: Indfrysning størst forbrug 1: optimerer i dag mod spotmarkedet 2: Kan ej reduceres myndighedskrav samt kundehensyn Kilde: EA energianalyse : Kompressorer kører aften+nat. 300KW+250KW+200 KW. Stop på min. 15

16 MARTIN BAY MICHELSEN Markedsmodel Workshop 2, flexibelt forbrug 28. aug. 14 Potentialet hvor er det? Potentialet for fleksibelt el-forbrug i erhverv Kilde: Elkraft I alt 0,5 GW 16

17 MARTIN BAY MICHELSEN Markedsmodel Workshop 2, flexibelt forbrug 28. aug. 14 Potentialet hvor er det? Potentialet for fleksibelt el-forbrug i produktionserhverv Anm: Load shift potentiale Kilde: EA Energianalyse 2011 I alt 0,3 GW 17

18 MARTIN BAY MICHELSEN Markedsmodel Workshop 2, flexibelt forbrug 28. aug. 14 Potentialet hvor er det? Potentialet for fleksibelt el-forbrug i handels- og serviceerhverv Anm: Load shift potentiale Kilde: EA Energianalyse 2011 I alt 0,3 GW 18

19 MARTIN BAY MICHELSEN Markedsmodel Workshop 2, flexibelt forbrug 28. aug. 14 Potentialet fremadrettet Kilde: Regeringens SMART grid strategi, april : Industri, handel og service 3 TWh 19

20 MARTIN BAY MICHELSEN Markedsmodel Workshop 2, flexibelt forbrug 28. aug. 14 Elektrificering øger potentialet... Estimeret potentiale for udvikling i flexibelt el-forbrug ( ) Kilde: EA Energianalyse

21 MARTIN BAY MICHELSEN Markedsmodel Workshop 2, flexibelt forbrug 28. aug. 14 Elektrificering øger potentialet... Brændselsforbrug - produktionserhverv Kilde: EA Energianalyse 2011 Potentialets indfrielse kræver to-strenget system vil det ske? Investeringer fra gas til el ca. 19 mia DKK, jf. Energiaftalens analyser Hvor stor del mod 2030 hhv. 2050? Energinet.dk (2014) estimat for stigning i erhvervenes klassiske elforbrug: +10% mod

22 MARTIN BAY MICHELSEN Markedsmodel Workshop 2, flexibelt forbrug 28. aug. 14 Dialog med DKs største el-forbrugere 22

23 MARTIN BAY MICHELSEN Markedsmodel Workshop 2, flexibelt forbrug 28. aug. 14 Input fra dialog med 22 virksomheder Ingen flex = 9 typisk pga forretningshensyn Delvis flex = 9 ofte med nødstrømsanlæg Meget flex = 2 2 uafklaret 23

24 MARTIN BAY MICHELSEN Markedsmodel Workshop 2, flexibelt forbrug 28. aug. 14 Potentiel indtjening Flere kilder nævner reservebetaling som mest relevant ser ikke lovende ud 24

25 Potentiel indtjening MARTIN BAY MICHELSEN Markedsmodel Workshop 2, flexibelt forbrug 28. aug. 14 Betaling regulérkraft, ( ,aug) Betaling reservekraft, ( ,aug) Kilde: Energinet.dk Anm: Ved aktivering i alle timer med reguleringsbehov. * Data indtil 12/8 Kilde: Energinet.dk Anm: Ved salg i alle timer med reservebehov. * Data indtil 12/8 Gevinst til virksomheder central: Fleksibelt el-forbrug i konkurrence med virksomhedens kerneforretning: Værdi af produktion. 25

26 MARTIN BAY MICHELSEN Markedsmodel Workshop 2, flexibelt forbrug 28. aug. 14 Hvad skal der til af indtjening før det er interessant? Virksomhed A (2 MW) kr/mw/år er for lidt Virksomhed B (6 MW) Virksomhed C (diesel generator) Virksomhed D (2 MW) Virksomhed E (0,7 MW) Virksomhed F (2 MW) Virksomhed G (0,9 MW) Vi taber ca kr./time kr/mw Vores proces tåler ikke vi lukker ned El produktionspris 2000 kr/mw Vi taber ca kr./døgn kr/mw kr/mw/år er for lidt kr/mw/år er utilstrækkeligt kr/mw/år er lavt 26

27 MARTIN BAY MICHELSEN Markedsmodel Workshop 2, flexibelt forbrug 28. aug. 14 Udvalgte tekniske forudsætninger 1 Automatisk styring af teknologi 2 Minimum af ressourceallokering fra virksomheder MW grænsen er for høj Afspejle produktionsvirksomheders drift og teknologiske muligheder. Fx effektreserver a la strategiske reserver Styring af delprocessor, fx: ventilation vs. belysning. Køling vs. Indfrysning. 27

28 MARTIN BAY MICHELSEN Markedsmodel Workshop 2, flexibelt forbrug 28. aug. 14 Lidt perspektivering Sverige Forbrugssiden spiller stor rolle i strategiske reserver Forbrugssiden spiller ingen rolle på manuelle reserver Kun vinter Effektreserve Sverige, forbrugssiden (2014/2015) Kilde: 28

29 MARTIN BAY MICHELSEN Markedsmodel Workshop 2, flexibelt forbrug 28. aug. 14 Lidt perspektivering Norge Forbrugssiden spiller stor rolle i manuelle reserver Forbrugssiden spiller stor rolle i strategiske reserver (energioptioner) Kun vinter Effektreserve forbrug : 449 MW Betaling, gns: 565 tusinde NOK/MW 29

30 MARTIN BAY MICHELSEN Markedsmodel Workshop 2, flexibelt forbrug 28. aug. 14 Konklusion Der er potentiale i industrien Usikkert hvor meget formentlig højst 0,5 GW frem mod Uden nye initiativer langt under Nuværende markedsmodel ser ikke ud til at drive udviklingen Mange enheder skal i spil de største elforbrugere ikke altid mest oplagt. Elektrificering herunder fuel-shift en joker. Hvad bringer det og hvornår? 30

31 Power Hub 28. august 2014 Erfaringer med fleksibilitets-/afkoblingsprodukter og muligheden for kommercialisering af det tekniske potentiale Ivan K. Pedersen, Head of Power Hub Technology, DONG Energy

32 Indhold Kort introduktion til Power Hub Erfaringer fra kommercialisering af fleksibelt forbrug Potentialet for fleksibelt forbrug teknisk/kommercielt Muligheder/barrierer for fleksibelt forbrug i markederne Individuelle og puljebaserede incitaments-strukturer Afrunding 38

33 Kort introduktion til Power Hub - 1 Integration af markeder og procesviden i optimering og styring TRADITIONAL PUMPING FACILITY CONTROL SCHEME: hysteresis based Convenient (easy to understand) Reactive measures OPEX sensitive to fluctuating power prices Water level Pump operation Power prices Pump hysteresis OPEX Water level Pump operation Power prices VPP INTEGRATED PUMPING FACILITY Price optimal and predictive Proactive measures OPEX reduction due to fluctuating power prices OPEX 39

34 Kort introduktion til Power Hub - 2 Kombination af kritiske forretnings-evner Kombination af system og markedsindsigt, forbedring af forecasts og udvidelse af intra-day handlemuligheder Handel Energi, reserver og finansielle instrumenter Risiko/profit positionering Optimering af risiko/profit position og kommerciel indpakning Fysisk optimering og styring Individuelle/aggregerede enheder på tværs af markeder, clustre og teknologier 40

35 Erfaringer fra kommercialisering af fleksibelt forbrug - 1 Power Hub kan levere alle systemydelser/reserver til det danske el-system Forbrug Produktion Tilgængelig kapacitet Kontrolleret fleksibilitet 38 MW 31 MW Integrerede anlæg 47 Integrerede teknologier 15 Leveret energi Reserveret fleksibilitet 26 GWh 10 GWh 41

36 Erfaringer fra kommercialisering af fleksibelt forbrug

37 Erfaringer fra kommercialisering af fleksibelt forbrug 3 Fleksibiliteten er i forretningen - ikke i teknologien! Resultat kr/år Jernstøberi Smelteovne Primær opog nedreg Sekundær op Sekundær ned Sekundær op- og nedreg Tertiær Opreg Tertiær Nedreg Primær op Primær ned Produktnavn i DK1 Tertiær Tertiær FDR - FDR FNR op FNR ned FNR Produktnavn for DK2 Opreg Nedreg Anlæggets egnethed Ja Nej Nej Nej Nej Nej Ja Nej Indtægtsberegning Reduceret for styrbarhed 1) Reduceret for fleksibilitet (varighed) 2) Reduceret for fleksibilitet (størrelse) 3) Kundens variable driftomkostninger ved deltagelse DB1 (samlet for DONG Energy og kunden) Hvilken ydelse regnes der med? (Indsæt ét x) x Barriererne kan være kundens bevidsthed, elforbrugets andel af samlede omkostninger, anlæggets alder, anlægsdokumentationens beskaffenhed, tilgængelighed af den lokale installatør og/eller leverandør af kontrolsystemer, driftspersonalet skiftehold osv. 43

38 Potentialet i fleksibelt forbrug teknisk/kommercielt - 1 Optimering af energiforbrug i en hel trykzone hos TREFOR 44

39 m3 m3 m3 m3 m3 Potentialet i fleksibelt forbrug teknisk/kommercielt - 2 Optimering af energiforbrug i en hel trykzone hos TREFOR Tørskind ( ) 0 TREFOR Power Hub Follerup vandværk Follerup til Kote 62 Kongsted til Kote 62 Kongsted til Kote 44 TREFOR Power Hub TREFOR Power Hub TREFOR Power Hub TREFOR Power Hub 0 45

40 Potentialet i fleksibelt forbrug teknisk/kommercielt - 3 Optimering af energiforbrug i en hel trykzone hos TREFOR TREFOR Tørskind -> Kote 78 Follerup vandværk Follerup -> Kote 62 Kongsted -> Kote 62 Kongsted -> Kote 44 EL forbrug EL total cost m m m m m kwh DKK Power Hub Forskel fra TREFOR Tørskind -> Kote m3-85 % Follerup vandværk m3 90 % Follerup -> Kote m3 85 % Kongsted -> Kote m3 21 % Kongsted -> Kote m3-67 % EL forbrug kwh -25 % EL total cost DKK -31 % Reducering i Total cost DKK Reducering i % 31 % 46

41 Fleksibilitet Potentialet i fleksibelt forbrug teknisk/kommercielt - 4 Fleksibilitets-potentiale pr. industri Elbiler CHP Vandforsyning Metalindustri Spildevand Vind Kølehus Tilgængelighed WTGs Iron & steel manufacture Decentral CHP Cold storage HPs Metal treatment furnace Aluminium manufacture Evs Cement manufacture Industry CHP (gas) Greenhouses Paper recycle Air Separation HVAC Waste water treatment IT Chlorine-electrolysis Water supply Air conditioning Industry Paper grinders 47

42 Muligheder /barrierer for fleksibelt forbrug i markedet - 1 En ny mekanisme er nødvendig for at bringe fleksibilitet i markedet Efterspørgsel Balancerings ydelser Udbud Både produktion og forbrug Tender LU DER TSO Offer LU DER LU DER Accept LU DER LU DER DSO Activation Delivery LU DER LU DER 100% pålidelige og strukturerede produkter Fragmenteret og uforudsigelig adfærd 48

43 Muligheder /barrierer for fleksibelt forbrug i markedet - 2 Forretnings- og organisatoriske krav er en barriere Sales & contracts Installation, maintenance & support Forecast, planning & optimization Market trading & contracts Operation & monitoring Settlement, invoicing & crediting Performance & follow up Assesment Spot prognosis Activation, prod. AS reporting Lead generation Baseload, prod. Activation, cons. Sale Baseload, cons. Activation, AS. Contracting AS, Primary reg. Unit monitoring Better Place Tech. agreement Implementation Testing Commissioning Servicing Legend: Spot market, prod. Spot market, cons. AS, Primary reg. QA, settlement Market settlement LU settl., market LU settl. fixed Core process Support process Management 49

44 Muligheder /barrierer for fleksibelt forbrug i markedet 3 Markedsforhold, som kan have betydning for forbrugets deltagelse Kendte barrierer for fleksibilitet i markedet, fx: Krav til budstørrelse, længde, leveringsgaranti og markedslukning Krav om godkendelse af hvert enkel anlæg Krav om 1 balanceansvarlig pr. elhandel-selskab i specifikt net-område Forbrug kan teoretisk være med i kapacitetsmarkederne! Hvor meget forbrug er der i DK, som kan deltage i kapacitetsmarkedet? Centralt kapacitetsmarked kan ses som støtte til nye kraftværker! Brug fleksibilitet hvor det er stærkest på de korte energimarkeder! Behov for en markedsmodel med: Flere incitamenter til fleksibilitet i energimarkederne (day-ahead, intraday, regulerkraft) Skærpede incitamenter til at være i balance En strategisk reserve som backup 50

45 Individuelle og puljebaserede incitaments-strukturer Fixed fee model, share profit/loss model eller transaction fee model? At modne kundens energi-bevidsthed udover energi-effektivitet er en udfordring og gør mobiliseringsprocessen tidskrævende

46 Afrunding Opsummering Kompleksitet er normen i den virkelige verden Udvikling af driftsplatform og integration i forretningsprocesser er ikke trivielt Forskellige reguleringsevner og kontrolsystemer ved anlæg hæmmer mobilisering Anlægsejer forståelse for/bevidsthed om fleksibilitetspotentiale Fleksibilitet, systemydelser og reserver er ikke velkendte begreber Kobling af fleksibilitet til forretningsprocesser er afgørende nødvendigt Standardisering og "Smart Grid Enabling" er vigtig Nødvendige modifikationer til anlægs kontrolsystemer ødelægger ofte business casen "Of the shelf" Smart Grid Compliant enheder kunne accelerere udrulningen Markedsreformer og regulatoriske ændringer nødvendige, fx: Omstrukturering af markederne mht. budstørrelse, længde og markedslukning TSO godkendelse af VPP i stedet for krav om godkendelse af hvert enkel anlæg Fjernelse af krav om 1 balanceansvarlig pr. elhandel-selskab i specifikt net-område 52

47 Tak for ordet! Ivan K. Pedersen 53

48 Markedsløsninger i et forbrugerperspektiv Introduktion til markedsløsninger Morten Sommer Cheføkonom, Energinet.dk Workshop 2 - markedsmodel

49 Tre eksempler på markedsløsninger som kan bidrage til fremtidssikring af den nuværende markedsmodel FOKUS Overordnede markedsløsningstyper Kapacitetsmarked Centralt Decentralt Strategisk reserve Aktivering ved manglende priskryds Kortsigtet sikring af effektbalance Styrkelse af prissignaler Modvirker ubalancer Forbedret prissætning af fleksibilitet Bidrag fra aktører kommer udover Eksport Sommerdrift Øget automatisering Agere som fleksibel producent Direkte integration til varmelagring Præsentation workshop 2 - markedsmodel

50 Hovedparten af Danmarks nabolande har, eller overvejer at implementere, kapacitetsmarkeder Kapacitetsmarked Strategisk reserve Implementeret fra 2014 Første leveringsår 2016/17 Diskuteres Første leveringsår 2017 Kilde: ENTSO-E survey Præsentation workshop 2 - markedsmodel

51 Type Introduktion til centralt og decentralt kapacitetsmarked Kapacitet Forudsætninger for modellerne TSO Certificerer produktionsanlæg og fleksibelt forbrug 3 4 år Centralt Efterspørgsel fastsat af TSO Central auktion TSO Leveringsperiode Kontrol af rådig kapacitet Decentralt Handel på ekstern børs eller bilateralt* Forbrugssiden pålægges at dække deres spidsforbrug * Samt registrering i et centralt register Kilde: Energinet.dk Præsentation workshop 2 - markedsmodel

52 GW Type Høj grad af forbrugsfleksibilitet muliggør aktivering i det centrale kapacitetsmarked i PJM Kapacitet Udvikling i afbrydeligt forbrug i PJM Hvad gør forbruget i USA fleksibelt? Indførelse af centralt kapacitetsmarked Højt forbrug af aircondition i private hjem 2 Energitung industri Kilde: J. Pfeifenberger, S. Newell, K. Spees, A. Hajos, K. Madjarov - The Brattle Group, Præsentation workshop 2 - markedsmodel

53 MW / O C GW Type Forbrugsprofilen har stor betydning for valget af et decentralt kapacitetsmarked i Frankrig Kapacitet Elmarkedets temperaturfølsomhed i Frankrig og EU Udviklingen i Frankrigs spidsforbrug % Frankrig EU Kilde: Réseau de Transport d Electricité (RTE) Præsentation workshop 2 - markedsmodel

54 MW Type En fleksibel forbrugsreserve kan afhjælpe systemet i pressede situationer Reserve Reserve Forbrugskurven for de 200 højeste timer i Østdanmark Strategisk reserve aktiveres ved manglende priskryds 2,8 2,7 Aktivering af reserve 2,6 2,5 2,4 2,3 2,2 0,0 Dayahead Intraday Driftstime Timer Kilde: Energinet.dk Præsentation workshop 2 - markedsmodel

55 EUR/MWh Type Styrkelse af eksisterende prissignaler kan skærpe investeringssignalerne i den nuværende markedsmodel Prissignal Prissignal En mere omkostningsægte afregning af ubalance kan modvirke skæve incitamenter og forskyde ubalancer fra driftstimen ind i day-ahead og intraday-markedet P2 P1 Dayahead Intraday Driftstime Q1 Q2 Kilde: Energinet.dk Præsentation workshop 2 - markedsmodel

56 Regulering Type Nogle markedsløsninger har vidtrækkende effekter der skal passe til problemets størrelse Kapacitet Reserve Prissignal Centralt kapacitetsmarked Decentralt kapacitetsmarked Strategisk reserve Styrkelse af prissignaler I hvilken grad bygges der på eksisterende strukturer Kilde: Energinet.dk Præsentation workshop 2 - markedsmodel

57 Type De fire individuelle markedsløsninger har forskellige profiler ift. en række relevante vurderingskriterier Kapacitet Reserve Prissignal Lav risiko Høj risiko Centralt kapacitetsmarked Decentralt kapacitetsmarked Strategisk reserve Styrkelse af prissignaler Eksplicit styring af effekt på dansk jord? Understøttelse af en fleksibel forbrugsside? Risiko for investorer? Kan modellen koordineres med nabolande? Kan modellen udfases? Kilde: Energinet.dk Præsentation workshop 2 - markedsmodel

58 Individuelle markedsløsninger kan kombineres for at sikre større grad af forsyningssikkerhed Kombinerede markedsløsninger Strategisk reserve Centralt kapacitets marked Decentralt kapacitets marked Kombineredemarkedsløsninger kompenserer for nogle af ulemperne i de individuelle markedsløsninger Styrkelse af prissignaler Sikkerhedsnet i form af en strategisk reserve Kilde: Energinet.dk Præsentation workshop 2 - markedsmodel

59 Commercial and Industrial Demand Response

60

61

62

63 Demand Response Benefits Financial Benefits: Participation in energy demand response contracts can generate significant annual benefits Green Performance: Provide further improvements to environmental performance Reduce CO 2 : Participants immediately help make the UK electricity network less carbon intensive and greener No Cost: There is no cost to participants or any interruption to service

64 Selected Customers Commercial Industrial Institutional

65 Agenda Commercial opportunities for DR Lessons learnt UK experience with capacity markets

66 UK Energy Consumption

67 UK Electricity Consumption

68 25% capacity shutting down Didcot Power Station closed March MW

69 25% capacity shutting down Ferrybridge Power Station closed March MW

70 Ofgem Capacity Forecast 2010/ / / / / / /17 0% 0.8% 0.2% 1.5% 1.9% 2.0% 2.2%

71 Jan 2013

72 Apr 2014

73

74 Air handling Air conditioning and circulation, variable speed drive fans Short term change to temperature set point doesn t affect comfort and can reduce a building s consumption by 20% Lighting Common area, floor and feature lighting Shutting off or dimming certain lights for a short time can cut consumption by 15% Process optimisation Rescheduling production runs and temporary build up of inventory can dramatically cut consumption at peak times Onsite generation Existing backup generators can be used to offset site demand when needed Building management systems Existing management systems can be used to intelligently and automatically control systems

75 Learnings Site Operations Customer

76 Site Pre qualification Asset or site metering Automated controls Wireless Low cost

77

78 Proprietary hardware 3G / GPRS Smart metering Digital inputs Relay control Zigbee Low cost

79 Back en d Automation (site and system) Portfolios Management by exception

80

81 Customer Communication Reporting Revenue protection Override

82 88

83 89

84 90

85

86

87

88 Colchester Hospital Client since 2012 Multiple Standby Generators Remote Start/Stop Declared Volume: 1MW (rising to 3MW in April 2014) Successful Events: 21 Average Event Length: 66 min Total Delivered Volume: kwh

89 Lister Hospital Client since 2012 Multiple Standby Generators CHP Remote Start/Stop Declared Volume: 4.5MW Successful Events: 17 Average Event Length: 80 min Total Delivered Volume: kwh

90 Hotels (10+) Hospitals Summer 2013 Trials London Water treatment Retail Offices

91 UK DR Roadmap Electricity Market Reforms Capacity Mechanism Supplemental Services Demand Side Balancing Reserve Ancillary Services Grid Balancing Frequency Regulation

92 UK Progress Doing well Key drivers DR in UK so far Low Carbon Network Fund UK Power Networks Active Network Management Electricity Market Reforms Capacity Mechanism Not so good Regulatory uncertainty Timing Programme design Industry participation

93 Electricity Market Reforms Over 110 billion needed in the next decade Capacity Market Incentivise building new power stations and demand response Tenders Starts in 2014 for delivery in 2018 Time to build power stations Demand Response delayed

94 Demand Side Balancing Reserve Recognises the immediate need for DR Pushed back Capacity Market Very little time to sign up customers - 6 weeks Short term perhaps 2 years only Designed on wishes vs. experience

95 Lessons Simple market-based mechanisms Capacity payments Trials Consistent messages from regulators Continuity Required for investment DR on a level playing field Best practices

96 About KiWi Power Founded in 2009 Independent London-based, International Focus 25 member team Commercialise the DR market Funding in large external investors Strong commercial emphasis to our products and service Turnkey project management, local teams, financing ISO 9001, 14001, 18001

97 Panel discussion Opportunities and inhibitors for commercialization of B2B-sectors 9/3/2014 Workshop 2 - markedsmodel

98 Workshop-program efter frokost min Produktinnovation i detailmarkedet Oplæg: Jette Miller og Anders Millgaard, De Frie Elselskaber Potentiale for lagring via individuelle varmepumper Oplæg: Steen Kramer Jensen, Insero Energy Kommercialisering af potentialet fra private forbrugere Oplæg: Kim Behnke, Energinet.dk Pause Vilkår for øget forbrugsfleksibilitet på detailmarked Oplæg: Signe Horn Rosted, Energinet.dk Fællessession Jeres perspektiver på potentialer og markedsløsninger Afslutning og næste skridt Oplæg: Klaus Thostrup Workshop 2 - markedsmodel

99 Vi arbejder for Fair konkurrence og flere fordele for forbrugeren 6 frie energiselskaber Mere end aktive elkunder Repræsenterer ikke-koncernforbundne energiselskaber Udpeget af klima- og energiministeren til Energinet.dk s Interessentforum

100 ELMARKEDET Kendetegnet ved fravær af fuld konkurrence. 9 ud af 10 elforbrugere har stadig samme elleverandør. Markedet består af 37 geografiske monopoler, hvor de gamle elselskaber har 90 pct. af alle deres kunder i lokalområdet Et marked, der styres af sælger frem for køber, bliver aldrig et marked, der er kendetegnet ved dynamisk nytænkning, innovation og forbrugerrettede services. I dag er den danske energisektor præget af, at relativt få energiselskaber med koncernforbundne enheder sidder på en bred vifte af ydelser, som kan løses af langt mere specialiserede udbydere. Det giver forbrugerne færre valgmuligheder, når der er færre innovative kræfter. Regeringens vækst- og konkurrenceredegørelse (2013): Konkurrencen skal være stærkere, så virksomhederne i højere grad tilskyndes til at effektivisere produktionen og investere i udviklingen af Eksempel - Produktinnovation: I starten af 2008 var der ingen, der solgte klimavenlige strømprodukter. nye produkter og ydelser for at tiltrække forbrugerne. To nye selskaber så dagens lys og tilbød det. De gamle selskaber mente i flere år, at det ikke ville blive til noget. I 2012 har stort set alle selskaber på det danske elmarked klimavenlige produkter og nogle af dem endda flere forskellige slags produkter => Det var de nye selskaber, der startede det. Innovationen og de nye produkter var ikke kommet uden eksternt pres.

101 FORANDRING PÅ TELEOMRÅDET SKYLDES Tillid til markedet Tillid til forbrugeren Mere konkurrence - Flere udbydere => INNOVATION KOMMER IKKE FRA MONOPOLER

102 AKTIVE FORBRUGERE FRA PASSIVE BETALERE TIL AKTIVE FORBRUGERE Vil gerne have handlemuligheder for at spare på energien Leder efter one-point-of-entry Ser energiselskabet som en samarbejdspartner Er med til at drive innovationen ved at efterspørge forskellige produkter og services

103 Passiv betaler - aktiv forbruger? Investeringsvilje Stor Gadget Moderat freak potentiale Aktiv Stort potentiale forbruger Ingen Passiv Lille betaler potentiale Bevidst Moderat forbruger potentiale Forståelse af Lav Høj energiforbrug

104 FREMTIDENS FORBRUGER

105 KONKLUSION MÅL Fleksibelt forbrug udjævne pukkel Forbrugeren skal spare på energien Mere energi for færre penge MIDDEL Tro mod logikken i Engrosmodellen Mere marked mindre monopol. Konkurrenceudsæt: Måleransvar (Fremover er der flere målere pr. husstand. Eks. elbiler, varmepumper) Energispareindsats (Hænger sammen med

106 Markedsmodel 2.0 Workshop Hvad er potentialet og markedsmuligheder for lagring via individuelle varmepumper Steen Kramer Jensen, Chefspecialist, Insero Energy 28. august

107 Agenda Insero Energys rolle og bidrag på workshoppen i dag Projekter, der understøtter udviklingen af en ny markedsmodel Svar på spørgsmålene: Hvad er det tekniske op- og nedreguleringspotentiale for lagring via individuelle varmepumper frem til 2030? Hvordan kan nye teknologier af varmepumper kommercialiseres ift. private og offentlige aktører? Hvilke markedsmæssige og regulatoriske forudsætninger skal være tilstede for at understøtte kommercialiseringen? 113

108 114

109 Vores fundament hvorfor vi gør det? Insero Energy er en del af Insero Horsens Koncernen Insero Horsens formål er at skabe vækst og udvikling i vores lokalområde, som er området imellem Horsens, Hedensted, Juelsminde og Vejle. Historie Stiftet 1. januar 2008 Vores økonomiske fundament stammer fra elselskabet Energi Horsens a.m.b.a. inden fusionen med NRGi Insero Horsens Egenkapital på ca. 700 mio. kr. 30 mio. kr. årligt investeres 60 ansatte Insero Energy Omsætning ca. 7 mio. kr. 8 ansatte 115

110 Projekter gennemført de sidste 2 år: Nye teknologier Forretnings modeller IT & Standarder Data og analyser Insero Energys rolle og bidrag på workshoppen i dag 116

111 Insero Energy projekter, der understøtter en ny markedsmodel Green Tech Center Vejle demonstrationsanlæg med varmepumpe installationer i kombination af solbrønde (Insero Energy) Intelligent Energistyring a.m.b.a - fælles kommunikationsplatform for varmepumper (ForskEL) SDVP2, HPCOM Udvikling, afprøvning og implementering af åbne kommunikationsstandarder for varmepumper (ForskVE) Insero Live Lab Stenderup (EU/FP7 projekt) Demonstrationsprojekter om initiativer til fremme af udfasningen af oliefyr med nye forretningsmodeller Salg af Varme (Energistyrelsen) HeatUp Udvikling af cost-effektiv online varmepumpe (EUDP) FlexGas - Fleksibelt energiforbrug med elpatron i villagaskedel (EUDP) Nordic Build Renovering af etagebyggeri og effektmåling (EUDP) Energy2Gether (E2G) Udvikling af simuleringsværktøj for energisystemer (Insero Horsens) Strategisk Energiplanlægning (Region Syd) Undervisning i Smart Grid (SDU, Odense) Kursusvirksomhed for håndværkere i lokalområdet om mersalg ved energirenovering Dato 117

112 IT & Standarder Styr Din Varmepumpe Intelligent Energistyring AmbA HPCOM

113 Muliggør online overvågning og Smart Grid sammen med varmepumper danske hjem kan potentielt skifte fra fossile brændsler til varmepumper Kan levere fleksibilitet til energisystemet på en standardiseret måde Kan optimere indfasningen af vindkraft I Danmark og øge værdien af vindkraft produktionen Et F&U-projekt/andelsselskab forsøger at gøre dette til virkelighed!! Åben IT platform for online kontrol og monitorering af 300 varmepumper ArosTeknik Dato 119

114 Informationsmodel IEC hvad er en varmepumpe og hvad kan den? E Energy measurement Power in E T Temperature measurement Heat pump E E Hot Water Tank T E Accumulation Tank T T Kilde: Neogrid 120

115 XMPP kommunikation Peer to Peer Google talk Messenger Realtime Administration 121/

116 Data og analyser Dataopsamling SDVP2 122

117 Driftstid og minimum stoptid alle varmepumper 123

118 Komfortgrænser alle varmepumper (indetemperatur) 124

119 Elforbrug og varmeproduktion gns. Okt-Mar 125

120 Nye teknologier HeatUp Udvikling af Online L/V Varmepumpe

121 Krav til HeatUp-varmepumpe Høj effektivitet også ved høj fremløbstemperatur Lav pris let at installere og nedtage Fleksibel modul opbygning Optimal drift varme lagring vha. solbrønd eller L/V og tank Fjernstyring og overvågning Dato 127

122 Ny Online Kommunikation Ethernet GSM WIFI Internet ModBus SDVP Styring IEC XMPP Ny Varmepumpe Ny Akkumuleringstank KPJ Kontrol Styring, følere, sensorer Temperatur Pumper Ventiler mv. DVI VARMEUMPE Elmåler 400V AKKUMU- LERINGS TANK Rumvarme Brine Energi måler Varmt Vand

123 Forretnings modeller Salg af varme leasing af varmepumpe betalt over varmeregningen

124 Tre Produkt/Service-Systemer ift. varmepumper Rådgiver og facilitator 2 Producerer Forsyner 1 3 Varmepumpen placeres i husstanden Energi-effektive varmepumper er på markedet Levering af produkt Varmepumpen placeres lokalt Usikkerhed omkring effektivitet Levering af varme Kunden overtager ejerskab Leverandør beholder ejerskab

125 Forretningsmodellen Varmeservice indgår kontrakter med energiselskaber og/eller slutkunder 131

126 Kr Forretningsmodellen Installatør Grossist Installatør Leverandør Startpris Leverandør + Køb af varmepumpe Varmesalg

127 Fire demonstrations projekter skal teste den nye forretningsmodel Fælles brine Gashybrid VE i en hel by/område Kommercielt salg hele Danmark Ca. 100 installationer Dato 133

128 Forretnings modeller Demonstration

129 Et Living Lab bygget op omkring et Smart Grid (intelligent styring). 20 eksisterende boliger fra lokalområdet er koblet på. 135

130 Erfaringer fra LiveLab Stor interesse for solcelleafregning og mulighed for styring af elforbruget i forhold til elsalg til nettet (60 øre/kwh versus 210 øre/kwh). Dette kan gøres individuelt uden indblanding fra agregator Vil gerne købe batterier eller udnytte elbilen Udfordringer ift 4000 kwh grænsen, solcelleegetforbrug og elvarmeafgift Mindre interesse i styring af varmepumpen efter elprissignaler, fordi der endnu ikke er et marked og det er meget svært at forstå (natpriser versus dagspriser uden afgifter) Det kræver indblanding fra 3.part NIBE (Vølund) varmepumper har udviklet en varmepumpe, der selv går på NordPool Spot og tager denne parametre med ved fastlæggelse af driftsmønsteret Vigtigt at håndværkere og installatører er klædt på til den fagre nye verden, så de kan sælge ideen om nye teknologier og ikke bare vælger det de er vant til Partnerskaber mellem leverandører, installatører og agregatorer er væsentligt for succes 136

131 Opsamling 137

132 Hvad er det tekniske op- og nedreguleringspotentiale for lagring via individuelle varmepumper frem til 2030? Ca. 1 kw op- og nedregulering pr. varmepumpe i gennemsnit i minimum 2 timer. Peak er ca. 4 gange større eks. ved brown-out eller afbrydelighed. Reguleringstiden er mindst om sommeren og om vinteren, men effekten størst! Ved varmepumper svarer dette til 200MWel i gennemsnit eller 800 MWel peak i afbrydelighed (opregulering) Komfortgrænserne er ca. 3 gr. Celsius (19-22) hen over et døgn. Varmepumperne er presset på temperaturen på de koldeste dage, hvilket kan skyldes for lav fremløbstemperatur bør indreguleres bedre. 138

133 Hvordan kan nye teknologier af varmepumper kommercialiseres ift. private og offentlige aktører? Teknologiudviklingen drives pt. ikke af Smart Grid, men af nye forretningsmodeller som leasing, indkøbsaftaler eller driftsovervågning, eller ved offentlige incitaments ordninger Hvis Smart Grid og elsystemets behov skal drive teknologiudviklingen skal prisstrukturer og incitamenter være klare og gennemsigtige (som eksempelvis nettoafregningsordningen) 139

134 Hvilke markedsmæssige og regulatoriske forudsætninger skal være tilstede for at understøtte kommercialiseringen? Klare prissignaler på både spot- og regulerkraft markedet evt. blot en balancepris for regulerbar effekt. Afbrydeligheds tarif (50 kr. for max en time af gangen max 20 gange om året ca. 200 mio. kr. for 800MWel hvad koster en gasturbine alternativt?) Tidsvariable, omkostningsægte nettariffer Timemåling og afregning Flere målepunkter på samme husstand (elforbruget fra varmepumpen og elbilen er på niveau med resten af husstanden, men meget mere interessant afregningsmæssigt) Krav om varme- og elmåling på varmepumper, til brug for afregning og afgifts fastsættelse Fastholdelse af afgiftsnedsættelse for el til opvarmning Smidig indregning af egetforbrug fra solceller i fastsættelsen af afgiftsnedsættelse for el til opvarmning 140

135 Tak for opmærksomheden 141

136 Demand Response - virker det? Kim Behnke Sektionschef, Energinet.dk Workshop 2 - markedsmodel

137 Indhold Definitioner og baggrund DR hvorfor er behovet opstået? ENTSO-E Demand Response og Demand Connection Code ACER + CEER regulatorerne og DR SEDC Europæisk koalition for DR EPRI USA erfaringer, potentialer og prognoser for DR Indførte systemer og kundernes engagement i DR Green Button aktive elkunder giver besparelser PG&E DR i Californien siden 2008 OFGEM engelsk DR analyse og potentialer Kiwi Power systematisk DSM i England Entelios tysk DR aggregater efter lovgivning ebutler kundernes opfattelse af energiforsyning Læring fra projekter SEAS-NVE projekt Vind med nye elvaner FlexPower DR til regulerkraftmarkedet eflex DR ud fra spotpriser og 3-led nettarif Sverige ELFORSK analyser af DR Norge markedsbaseret DR ADDRESS projekt for Active Demand Salzburg Smart Consumer giver lavere elregning Cybergrid VPP og DR OpenADR åben IT-platform til DR TotalFlex nye prissystemer for elhandel INCAP kundernes vilje til DR og fleksibilitet FINESCE og INSERO kundenære App løsninger DR erfaringer og barrierer Indhøstede erfaringer med DR Udbredelse af DR i Danmark barrierer? Demand Response 143

138 Demand Response (DR) kort og godt? DK potentialet for ny afbrydelig DR er på mindst 130 MW = 2 % af spidslast på MW DR som nyt forbrug i form af elpatroner i kraftvarme er allerede på 450 MW ved decentrale kraftvarmeværker og med forventet nye MW ved centrale kraftværker. TSO og DSO skal efterspørge DR og sikre de nødvendige rammevilkår, herunder at DR behandles på lige fod med elproduktion. Kunderne private og erhverv skal informeres om muligheder. Letforståelige markedsprodukter er at foretrække. Simple løsninger f.eks. fast bonus for rådighed. Kunder skal overgå til afregning efter timepriser og ikke fastpris DR som Time-of-Use (treledstarif) markedsprodukter har stor succes i udlandet men mindre relevans i dansk kontekst med behov for balancering af vindkraft. Dilemmaer! Interessen for DR hos kunder og markedsaktører kræver udsving i elprisen. Stor udbredelse af DR vil mindske udsvingene i markedsprisen. Meget store udsving i markedsprisen kan få kunder til at lave prissikring/finansiel afdækning. Succes med DR vil reducere investeringer i fleksibel elproduktionskapacitet. Store prisudsving hos kunder giver effektiv DR og kan skabes både med elprisen og tarifferne men kan ikke anbefales for skatter og afgifter pga. provenu konsekvenser Demand Response 144

139 Demand Response hvorfor er behovet opstået? Illustration: Entelios AG - Skifte i elsystemet til decentrale enheder baseret på vedvarende energi og dermed fluktuerende elproduktion, som elforbruget skal følge. Smart Grid er det tekniske bidrag intelligente markedsløsninger skal understøtte løsningerne Demand Response 145

140 Definitioner Demand Response Demand Side Response (DSR) eller Demand Response (DR) Enabled intelligent and active electricity usage, which means that people can now play an active role in how and when they use electricity, resulting in benefits for them and the environment (more efficient electricity usage that facilitates the integration of renewable electricity sources into the system). This process is called demand side response (DSR). ENTSO-E arbejde med at fremme DSR eller DR mest muligt i Europa Rapport: Demand Side Response, 16. maj ENTSO-E should take the initiative in informing decision makers and stakeholders, not only on DSR technicalities and economics, but also for the broader debate on how to organize the roles concerning DSR within future electricity markets in Europe. This policy should keep in mind that TSOs are an independent party that have played a crucial role in executing the 3rd Package and maintaining total system balancing.. For the DSR-policy paper, all TSOs should undertake reasonable endeavours in facilitating deployment of DSR in their system and market operations. In order to do this, all TSOs will need to actively take the lead on engaging the market and aligning with policy makers at both the European and national level. Finally, TSOs and DSOs shall collaborate and use reasonable endeavours to facilitate and enable the delivery of the DSR, with customer engagement into their networks and the markets in a transparent way and in accordance with applicable legislation, thereby avoiding negative adverse effects. Network Code: Demand Connection Code fremtidens EU-regulering. Flere muligheder for DR. Time-of-Use pricing (treledstarif); Active Demand; Demand Side Management; Peak Shaving; Brown Out Demand Response 146

141 ACER + CEER regulatorerne og Demand Response ACER Demand Response (DR) Changes in electric usage by end-use consumers from their normal load patterns in response to changes in electricity prices and/or incentive payments designed to adjust electricity usage, or in response to the acceptance of the consumer s bid, including through aggregation. The Network Code on Electricity Balancing shall require the harmonization of the pricing method for balancing energy products, which shall ensure an economically efficient use of demand response and other balancing resources subject to operational security limits and shall give correct price signals and incentives to market participants. However, if it can be demonstrated that social welfare is improved and that it does not hinder the participation of demand response, renewable and intermittent energy sources, then a TSO may be allowed to combine procurement and to accept additional bids linking upward and downward bids, subject to approval by its NRA. CEER Incentivising DR - In the majority of countries, static Time-of-Use tariffs (71%) and load control through remote means (58%) are used to incentivise demand side response. Load control at premises is used to a lesser extent; in 33% of the countries that responded to the survey. In France, DR operators will receive an additional payment that takes into account the benefits DR has provided. In Italy, load control is currently limited to very large industrial customers through remote means, while in the Netherlands, 95% of energy for balancing is provided through short-term activation (less than 15 min.) with near real-time pricing Demand Response 147

142 SEDC europæisk koalition for DR SEDC (Smart Energy Demand Coalition) er samarbejde mellem store aktører for udbredelse af Demand Response i Europa. Fra Danmark er DONG Energy medlem. Mandat fra EU under direktivet om energieffektivitet. Indsatsen skal være at gøre det muligt for elkunder (erhverv og private) at kunne deltage med DR. Desuden skal de europæiske elmarkeder tilpasses, så DR bliver ligeværdigt med elproduktion. Potentialet for Europa (EU28) er i et moderat scenario at DR vil kunne høste 59 TWh energibesparelse, 30 Mega ton CO 2 reduktion, 28 GW reduceret behov for ny spids elproduktion og 20 milliarder sparede netinvesteringer. I de få lande, hvor DR er kommercielt udbredt er succesraten på % når ressourcer aktiveres med DR. For Danmark gælder, at DR er lovligt, men der er meget beskeden DR. Elkedler (450 MW) er etableret. Svagt marked for uafhængige aggregater. Ingen faste programmer. Et umodent marked med udviklingspotentiale. Der er tre forhold, som skal være til stede for succesfuld DR. Tilladelse til at uafhængige aggregater kan indgå aftaler med alle kunder uden tilsagn fra balanceansvarlige (BRP). Aggregater skal holde BRP orienteret så ubalancer undgås. Der skal være en fair DR-betaling til aggregater og kunderne fra elhandlere og BRP. Læring: Selvom der er sket forbedringer fra , er det samlede resultat for Europa at der fortsat er betydelige barrierer for at udbrede DR. Hovedparten af de 28 EU lande har ikke DR-programmer. I mange lande er DR endda ulovligt eller umuligt grundet national regulering Demand Response 148

143 Europa meget forskellig udvikling af DR Demand Response aktiviteter i Europa Demand Response 149

144 EPRI USA erfaringer og potentialer for DR USA rapportering og analyse af perioderne og USA udfordring er sommer spidslast. Fra 801 GW i 2008 stigende til GW i 2030 en stigning på 39 %. Spidslast har større stigning end væksten i elforbruget som følge af air condition udbredelse. Demand Response (DR) kan reducere sommer spidslasten med GW. Frem mod 2030 kan sommer spidslasten være % lavere med DR. Begge dele er det tekniske potentiale. Prognosen bygger på at aktiv DR er steget med 2,1 % om året fra Forventet årlig vækst fra på 1,5 %. Energieffektivisering og DR vil reducere væksten i behov for sommer spidslast til 0,83 % om året. Med en skærpet DR indsats kan vækstraten komme ned på 0,53 % om året. Det realistiske potentiale for DR er 16,6 GW i 2010, 44,4 GW i 2020 og 78,4 GW i 2030, svarende til 2,2 %, 4,6 % og 7 % af spidslast. Den akkumulerede investering i DR-udstyr vil være $ 1-2 mia. i 2010, $ 8-20 mia. i 2020 og $ mia. i I 2013 blev der udbetalt $ 2,2 milliarder til elkunder for 29,5 GW DR Demand Response 150

145 EPRI DR prognose for USA mod 2030 Fordeling af typer Demand Response (DR) på forskellige kundegrupper i USA. DLC er (Direct Load Control) altså fjernkontrol fra en aggregater Demand Response 151

146 Green Button aktive elkunder giver besparelser Green Button Campaign i USA fra Department Of Energy (DOE) et industriinitiativ. 43 millioner elkunder private og erhverv er tilmeldt Green Button systemet. Data fra husstandens Smart Meter stilles til rådighed af elforsyningsselskabet i et Green Button XML-dataformat. Kunden kan downloade til egen computer. Omkring 45 Utility har implementeret systemet med en Download My Data funktion på deres hjemmeside. 38 IT leverandører bakker op med software i standardiseret formater. Softwaren kan omsætte data til figurer og tabeller for kunden. Af mulige elkunder anvender omkring 28 % ordningen aktivt. Elkunderne oplever i gennemsnit en reduktion af deres elforbrug med ca. 15 %. Elforbrug flyttes desuden væk fra de kritiske tider (Peak Load). Antallet af Black out og Brown out er reduceret med over 20 %. Utility køb af Peak Generation Capacity er blevet reduceret med %. Der er størst succes de områder, hvor elsystemet er i krise (Brown out) da nytten her er mere stabil elforsyning for alle kunder som følge af den enkelte kundes ændringer. Ordningen anvendes også uden for USA bl.a. i Canada. Læring: Med en relativ beskeden indsats er det muligt at få elkunderne gjort til aktive medspillere Demand Response 152

147 PG&E DR i Californien siden 2008 Californien har meget stort behov for at reducere spidslast. PG&E (Pacific Gas and Electricity) har siden 2008 iværksat et omfattende program med tilbud om reducerede elregninger for kunder via DR. Samlet sommer spidslast er på MW. 5 % af spids kapaciteten bruges kun i under 50 timer/år og 25 % i under 10 % af året. Altså potentiale for DR. Der er opnået 6,3 % spidslast reduktion med DR programmet. Små kunder tilbydes Smart Rate (timepris-afregning virker for over kunder); SmartAC (afbrydelig AC) og trådløs kommunikation HAN til udvalgte el-apparater. Erhverv tilbydes Peak Day Pricing (timepriser); Base Interruptible (energispare program); Demand Bidding (kunden sætter pris for afbrydelse PG&E vælger billigste); Scheduled Load Reduction (fast tabel over tid/pris reduktion); Optional Binding Mandatory Curtailment Plan (Brown out plan for skiftende afbrydelse). De mange programmer omfattede i alt 870 MW fra første fulde driftsår i Aggregater program med aftaler om Management Portfolio og Capacity Bidding. Erhvervskunder tilbydes to modeller. Manuel DR reaktion på signal giver op til $ 125/kW kompensation for målt kw-reduktion. Der ydes 50 % støtte til ombygning af udstyr og 100 % støtte til nye DR-Ready bygninger. Automatisk fjernkontrol for DR giver op til $ 250/kW kompensation for målt kw-reduktion. Der ydes 100 % støtte til nødvendigt udstyr. Pligt til at blive i programmet i mindst tre år. Altid varsling 24 timer før Demand Response 153

148 PG&E DR resultater fra Californien Resultater for 19 grupper af elkunder fra minedrift og kontorer til skoler og hospitaler. Månedlig rapportering om DR resultater. Herunder eksempler på resultater. Skoler: AC og lys afbrydes i udvalgte spids timer (aften). Årlig besparelse på $ pr. skoledistrikt. Fødevareindustri: Køling, lys og ikke kritiske processer kan afbrydes i særlige spids timer med 24 timers varsel. Gennemsnitlig besparelse over sommeren er $ Vand og kloak: Pumper afbrydes i særlig kritiske timer. Over tre dage blev 3 MW afbrudt i spids timer. Anlæg reducerede timeforbruget fra kwh til kwh. Det betød $ for den særlige spidslast hjælp og siden årlig besparelse på $ på elregningen. Lagerbygninger til detailhandel: AC og lys afbrydes i spids timer. Bygninger med normalt forbrug på 2 MW/h fik samlet årlig besparelse på $ Læring: Fagligt evaluerede resultater. Kunder skal deles op i segmenter for at Utility kan tilbyde relevante tilbud. Start med pilottest hos enkelte kunder succes får andre med. Måling og dialog med kunder om tilfredshed og hurtig korrektion af fejl. Tip og aktiv feedback til kunderne. 48 % af private deltagere i DR var fra lavindkomstgrupper Demand Response 154

149 Ofgem UK Demand Response analyse Der skal skabes de rigtige rammer for Demand Response. DR kunders reaktion på et signal om at ændre den mængde energi de anvender fra elnettet på et bestemt tidspunkt har potentiale til at reducere kundernes regning, forøge forsyningssikkerheden og bidrage til VE-omstillingen. For at fremme realiseringen af dette potentiale er det langsigtede mål at skabe regulatoriske og markedsmæssige vilkår, der fremmer en systemmæssig effektiv brug af DR. Nuværende vilkår fremmer ikke i tilstrækkelig grad udviklingen på tre vigtige punkter. Industri og erhverv skal have langsigtet tillid til at der er en værdi for dem i DR, som retfærdiggør investeringer. Værdien ved at tilbyde forskellige DR-services skal gøres meget tydelige for kunderne fra markedsaktører og systemansvar. Kunder skal gøres opmærksom på de muligheder de har for at tilbyde DR ydelser gennem adgang til informationer i en form, som gør det muligt for dem at handle. Ofgem ser fire områder af værdikæden hvorfra DR (DSR) kan gøres til aktive ydelser Demand Response 155

150 UK potentiale for Demand Response National Grid (TSO) arbejder målrettet for at gøre forbrug til del af spidslast aflastningen idet behovet for spids kapacitet er meget stort og stigende i takt med at der lukkes kraftværker og etableres vindkraft Demand Response 156

151 Entelios tysk DR aggregater efter lovgivning Entelios er DR aggregater og operatør, hvis opgave er at finde simple kosteffektive DR løsninger hos industrien. Der er tre hovedbidrag elforbrug, industriers egen elproduktionskapacitet og ellagre. Der er aftaler med industrier inden for metalværker, kemi, papir, aluminium forarbejdning, grusgrave, fødevarer og bryggerier men også store offentlige bygninger og vand/kloak forsyning. Entelios Network Operations Center NOC har online kommunikation med TSO, DSO, balanceansvarlige og elhandlere samt central styring af alle tilsluttede DR aktiver. Entelios leverer lokal styreboks (E-Box) og alt IT-udstyret samt overholder alle ENTSO-E krav. Entelios indgår aftalerne med elkunder og deres elhandler om DR. Tysk lovgivning fra 2012 (Verordnung zu abschaltbaren Lasten, AbLaV), giver større industrier adgang til bonus for at reducere elforbrug for stabilisering af delstaters elsystemer i kritiske situationer. Der er tale om erhverv med over 50 MW effektforbrug, tilsluttet på over 110 kv. AbLaV eller Power Load Shedding er afbrydeligt forbrug efter fjernkontrol signal. Ordningen er certificeret, så de omfattede DR ressourcer er miljøvenlige. AbLaV skal sikre rådighed over MW DR kapacitet pr. måned for TSO ernes balancering af elsystemet i kritiske situationer. Der betales et rådighedsbeløb på 2.500/MW pr. måned eller /MW pr. år. Ved aktivering betales regulerkraftprisen op til 400/MWh. Læring: Faste priser og rammer øger mulighed for at finde relevante industrier. Fordel for TSO og DSO at kunne lave aftale med stor aggregater. Lovgivning har sikret rammer til den store investering i IT og SCADA systemer Demand Response 158

152 ebutler kundernes opfattelse af energiforsyning Demonstrationsprojektet ebutler effektivisering af energiforbrug skal gennem to år følge udrulningen af intelligente målere hos private forbrugere i en forstad til Aarhus og i Randers Kommunes bygninger. Projektet skal kaste nyt lys over, hvordan visualisering af varme- og elforbrug kan påvirke adfærd på slutbrugerniveau. De foreløbige resultater peger på stort behov for relevant information, som er vedkommende og som giver aktiv feedback. Borgernes opfattelse af elforsyning er en afregningsrelation. Har ringe kendskab til egne forbrugsmønstres indflydelse på energiforbruget, er passive og opfatter ydre og ukontrollerbare omstændigheder som kilde til større elregning (fx vejret, afgifter). Der er en opfattelse af være normal og gennemsnitlig og derfor manglende incitament til ændret adfærd. I de kommende faser skal der med brugerinddragelse udvikles platforme til information, reaktion og dialog. El og energiforsyning skal gøres vedkommen Demand Response 159

153 SEAS-NVE projekt Vind med nye elvaner Test hos 300 almindelige elkunder uden elvarme. Startet oktober Tre forskellige Time-of-Use elpriser inkl. moms. Klokken : 1,50 kr./kwh. Klokken : 8,00 kr./kwh. Klokken : 0,00 kr./kwh. Resultater fra udlandet, med flytning fra kogespidsen, er typisk 2-10 % flyttet forbrug. I projektet har deltagerne flyttet rekordhøje 25 % af elforbruget væk fra kogespidsen (17:00-20:00). Der er uændret forbrugsmønster, hvilket gør det nemmere at fastholde efter endt test. Typisk fordeling af dansk families elforbrug årligt kwh Belysning Diverse Køling Madlavning Opvarmning Underholdning Vask SEAS-NVE holder alle de deltagende familier skadesløse. Er familiernes oprindelige elaftale billigere end testen, udligner SEAS-NVE forskellen ved testens afslutning. Der er således tale om en særlig afregning i projektet som supplement til den almindelige elregning Demand Response 160

154 FlexPower DR til regulerkraftmarkedet Aktivering af DR er en kilde til levering af balancering i markedet for regulerkraft (NOIS) både op- og nedregulering. Projektet var en tre måneders test af respons på realtid priser med 5 min. priser (FlexPrice) sendt som envejs prissignaler til deltagerne. På Bornholm deltog 45 flaskekøleskabe, 15 huse med elvarme og erhverv i form af rensningsanlæg og ventilation. Forbrugsenheder skal aggregeres til bud på 10 MW i regulerkraftmarkedet, hvilket er en udfordring, hvorfor den del blev simuleret. De udsendte 5 min. priser og deres niveau var bestemt ud fra historiske NOIS markedsdata for regulerkraft. Resultatet var aktiv deltagelse fra de tilsluttede enheder og at driften ud fra 5 min. FlexPrice (baseret på regulerkraftmarkedet) betød, at der blev benyttet billigste priser til drift og stop under de dyreste priser. Flaskekølerne reducerede deres udgift til el (ekskl. afgifter osv.) med 6,7 %. De elopvarmede huse opnåede tilsvarende en reduktion på 7,4 %. Læring: Aggregerede ressourcer med DR kan anvendes i regulerkraftmarkedet og tilbyde ejeren en lavere elregning, uden tab af service/komfort. / Demand Response 161

155 eflex DR ud fra spotpriser og 3-led nettarif Formål er at flytte kundernes elforbrug gerne væk fra kogespidsen. Gennemført over et år, sommeren Der var 119 testdeltagere i Nordsjælland og fokus på antropologiske studier af forskelle mellem, hvad kunderne tænker, siger og gør. Husene blev bestykket med Green Wave Reality udstyr for kontrol af elapparater. Mange huse med varmepumpe. PODIO online fællesskab for deltagerne. DR reaktion på Nord Pool spotprisen samt en 3-led nettarif. Årlig besparelse for almindelige deltagerne fra 250 kr. til 600 kr. Dertil komme en reduktion af elforbruget med 10 %. For huse med varmepumper var besparelsen fra kr. til kr. ved aktiv Peak Shaving ud fra eflex prissignal. Formåede at flytte 50 % (47-61 %) af elforbruget en time i kogespidsen 17:00-20:00. En to timers flytning gav ikke ændringer i DR procenten, hvorfor det er muligt med mere aggressiv DR. Spidslast i nettet blev reduceret med 18 %. Netreserverne i 10 kv nettet blev forøget med 4-9 % i forsøget. Med større udrulning af varmepumper og aktiv DR vil potentialet være %. Læring: Svært at aflære gamle vaner. Falder hurtigt tilbage. Tekniske løsninger tiltaler mere mænd end kvinder. Uudnyttede potentialer i at inddrage børn. Ikke kompliceret, men komplekst. Tag udgangspunkt i brugerne - ikke i teknikken Demand Response 162

156 ELFORSK Sverige og Demand Response TSO: DR som kapacitetsreserve og ønske om at DR bliver aktive dele af Nordisk elmarked. Fokus på industri, der kan reducere forbrug i perioder på 30 min. til 3 timer pr. dag. Størst behov i vinterperioden. Spidslast i Sverige er ca MW. Krav om strategiske reserver på MW i , faldende til 750 MW i Auktion for MW DR til kapacitetsreserve. Det er lykkedes at få balance mellem reserver fra kraftværker og reserver fra DR. To kraftværker leverer 720 MW og 10 erhvervsanlæg leverer 626 MW DR. Reserverne er blevet afregnet med /MWh ved aktivering. Størst aktivering har været 230 MW ( time 9). DSO: Lokale net er udfordret af stigende lokal elproduktion fra solceller og mikro-chp, samt nyt forbrug til varmepumper og elbiler = prosumer. Lokale net mangler kapacitet da flow i transformerne stiger med 30 %. Dog kun kritiske situationer i 2 % af tiden. Derfor velegnet til DR. Læring: Forsøg for 250 huse med solceller, varmepumper, elbiler, mikro-chp osv. Ved hård kontrol af produktionsenheder blev 20 % af elproduktionen tabt. Med blød kontrol i form af DR blev kun 1,5 % tabt Demand Response ELFORSK 163

157 Norge markedsbaseret Demand Response Elforbruget i Norge er på 127 TWh, spidslast er på 24 GW. 64 % af elforbruget går til rumopvarmning og 15 % til opvarmning af brugsvand. DR potentiale på ca. 3 GW fra industri og 1,7 GW fra private huse og handel. Alle får Smart Meter senest i SINTEF har gennemført flere pilotprojekter fx. 41 huse med Time-of-Use. To daglige spidstimer med 0,1/kWh i stedet for markedsprisen. Huse afbrød elvandvarmer (2-14 kw). For hele landet vil det give MWh/h potentiale 24 huse med DR ud fra spotprisen og aftale om afbrydelse af forbrug ved høje priser. Automatisk afbrydelse af udvalgt forbrug ved elpriser over 0,07/kWh. I testperioden var det vinter og der var op til 9 sammenhængende timer med højere pris, hvilket betød at testhusene blev nødt til at overstyre. 25 % af elkunderne køber el på spotaftale. Spidslast betaling på 0,08/kWh for alle i særligt kritiske timer om vinteren. Nyt produkt Fixed Price with return option har foreløbigt fået kunder. Kunden køber en årlig kwh mængde med ret til at tilbagesælge ikke-udnyttet el i spids situationer og til spotprisen for timen. Læring: Potentiale er til stede i Norge. Særligt for industri og private vandvarmere. Succes med pris tillæg i kritiske timer. Reaktion på prissignaler skal ske på relativt billigste eller dyreste og ikke reaktion på den faktiske markedspris. Paradoks er, at jo større succes DR får jo mindre incitament er der til investeringer i ny elproduktionskapacitet Demand Response 164

158 Address projekt for Active Demand EBox (Energy Box) i huse. Aggregater funktion med direkte forbrugsmåling og Time-of-Use lignende prissignaler. Teknisk styring i lokal net ud fra realtidsmålinger i 10 kv LV-stationer, med styring af spænding, effekt flow og spidslast. Aggregater sender 5 min. signaler til EBoxe. Elmåling af elforbrug hver 15 min. Fire pristrin: Under 0,6 kw; 0,6-0,9 kw; 0,9-1,2 kw; mere end 1,2 kw. Pris og tarif bygges hvert 5. minut op ud fra 4-trin priser. Formål er at reducere spidslast. Spanien: 263 EBox i huse med måleudstyr og fem Smart Plugs. 25 Smart vaskemaskiner. 14 Air Conditioning anlæg. Test over fire mdr. i Time-of-Use med step over døgnet. Måling i forhold til, normalt forbrug i timen. Rabat ved reduktion til 3,5-2,5 kw = 0 ; til 2,5-1 KW = 0,01 ; til 1-0 kw = 0,02. Testcase: Behov 10 kw reduktion fra kl Hvert hus, der reducere til 0,5 kw forbrug får en belønning på 0,015 pr. kw reduceret. Respons rate mellem 55 og 70 %. Frankrig: 373 Ebox i huse. Gennemsnit reduktion på 700 W pr. hus. Simuleret markedsrespons ved 250 MW aggregeret forbrug. Reduceret markedspris fra 232 /MWh til 212 /MWh. I Frankrig var 52 % af potentialet fra rumvarme, 12 % fra vandvarmere, 7 % fra hvidevarer og 29 % ikke-fleksibelt forbrug. Læring: Resultaterne fra projektet er implementeret for kunder i Irland med Time-of-Use mekanismer og fælles aggregater. 4-trin pristrappe Demand Response 165

159 Salzburg Smart Consumer giver lavere elregning Det samlede projekt har deltagelse fra en større industri, 30 mindre virksomheder, 474 private boliger og 58 bygninger. Customer-to-Grid (C2G) delprojekt. 288 huse fik gennemsnitlig 7 % mindre elregning (2,5-10,7 %). Kunder med interaktiv information (Wattson) om elforbrug blev sammenlignet med 68 kunder, som kun fik årlig elregning. FORE-Watch delprojekt. System med 24 timers prisprognose. Rød-gul-grøn. Kunder med elvarme og FORE-Watch fik besparelsen på 15 %. 5 MW fleksibilitet opnået, reduktion i elnet spidsen på 20 %. Ingen særlige prissignaler. Kundernes belønnes med lavere elregning Demand Response 166

160 Cybergrid TOSHIBA produkt til VPP og DR Aggregater platform til DSO eller Utility for at opnå lokale balancer gennem VPP i elnettet, aggregering og Demand Response (DR). IT-platform fra TOSHIBA. Deltagelse med lokale ellagre, elbiler, husholdninger, RES og udvalgte virksomheder (brancher). Stålværker; Papirfabrikker; Shopping Centre; Glas- og keramik fabrikker; Kemi industri; Hospitaler. DR supplerer de tertiære reserver (manuelle 15 min. reserver) både op- og nedregulering. Vattenfall demo i Tyskland. 80 deltagende forbrugsenheder, 54 automatisk styrede enheder. Deltog i Minutten Reserve markedet. Lokale ellager kapacitet, realiseret som DR viste stor værdi for teknisk drift af elsystemet. De lave priser i reservemarkedet var største hindring for at tjene DR investeringerne hjem. Elektro Ljubljana demo i Slovenien. VPP aggregering af 12 MW til DR. Rådighed 24:7 (Stålværk; Papirfabrik; Kemisk Industri). Anvendt til Peak Shaving (Load curtailment). Kontrakt med TSO om to aktiveringer om dagen på op til to timer og 10 timers pause mellem aktiveringer. Kun gode erfaringer i praksis kun TSO behov for tre aktiveringer pr. måned. Generelle ønsker for at fremme DR. Fjern komplicerede kontrakter;1 MW som minimum bud; 2 timer som max aktivering; 15 min. responstid; tillade asymmetriske bud; tillade at skifte mellem ressourcer under aktivering. Aktiv partner i EU projektet evolvdso (hvor Energinet.dk også deltager) Demand Response 167

161 OpenADR åben IT-platform til DR Standardiseret IT-platform, der er installeret hos aggregater i 10 lande. I USA er 11 systemer kørende. Installerede systemer råder over 260 MW fleksibelt forbrug primært til Peak Shaving. Systemet kan bruges til Direct Load Control, Interruptible Load, Critical Peak Pricing, Load as Capacity Reserve, Time-of-Use, Real Time Pricing eller Peak Time Rebate. Kan anvende forskellige typer af prissignaler. Simpel trappe: 1 (moderat), 2 (speciel) eller 3 (høj). Det kan også være baseret på varighed 15, 20 eller 30 min. afbrydelse. Simple pristrin: 1 ($ 1,05), 2 ($ 1,15) eller 3 ($1,30). Rabat pr. kwh ved respons ud fra en fast tid/pristabel Prismultiplikator på slutprisen pr. kwh. Normal drift: Prisen = 1*markedspris/kWh Normal Peak Shaving: Prisen = 2*markedsprisen/kWh Ekstrem situationer: Prisen = 4*markedsprisen/kWh Størst respons ved høj kompensation for afbrydelser! Demand Response 168

162 TotalFlex nye prissystemer for elhandel Det danske projekt udvikle og afprøve nye pris- og tarifsystemer for elkunderne. Gøre klar til en fremtid med både højere og mere varierende elpriser. Udvikling af IT-platforme, som understøtter nye markedsprodukter og øger interoperabilitet mellem forskellige IT-systemer. Der udvikles tekniske VPP-løsninger for samling af mange enheder. Der udvikles også en kommerciel aggregater platform til elmarkedsaktører. Eksempel: Elbilen kan fortælle husets elsystem, hvor meget der skal lades op og hvornår bilen skal anvendes igen. Den viden indgår sammen med husets øvrige forbrugsprofil til at planlægge husets elforbrug et døgn frem. Derved kan der vælges billigste timer. Prognoser for forbrug kan hjælpe private, virksomheder og byområder til at optimere elforbruget og tilbyde DR. Er partner i et stort EU-projekt, ARROWHEAD, hvor de udviklede software teknologier kan testes i en EU sammenhæng med henblik på replikering og skalering. Fra projektet kommer der demonstrationsaktiviteter hvor alle dele testes i det eksisterende elmarked Demand Response 169

163 INCAP kundernes vilje til DR og fleksibilitet Dansk projekt til fremme af elkunderne villighed til at anvende automatisk forbrugsstyring efter dynamiske elpriser. Projektets formål er at undersøger forbrugernes reaktioner på tilbud om variable priser og automatisk styring gennem randomiserede feltforsøg. Ideen er at kortlægge forbrugernes barrierer, motiver og adfærd for at gøre det muligt at designe mere målrettede, kundenære og effektive styringstiltag og initiativer. Test af udviklede systemer hos SE, der har over digitale fjernaflæste elmålere. Målet er; at etablere et overblik over kvantitative kundeopfattelser og barrierer i relation til at omlægge forbrug til variable tariffer og aggregering af forbrug med henblik på levering af reguleringsydelser fra forbrugsapparater; at undersøge adfærdsforhold hos et stort udvalg af danske elkunder gennem eksperimenter hjemme hos dem; at anvende resultaterne for design af strategier og konsekvenser på makro niveau i det danske energisystem; at fremkomme med vejledninger til det politiske niveau, elmarkedet og energisystem aktørerne inden for design af effektive politiske virkemidler, herunder forskellige typer af kunders potentialer for levering af reguleringsydelser og barrierer for disse. Dertil vejledning om omkostninger og nytte ved implementering af forskellige kundegruppers deltagelse med Demand Response (DR) Demand Response 170

164 FINESCE og INSERO kundenære App løsninger EU-projektet omhandler syv Smart Energy test områder i EU med udvikling af åbne IT-infrastruktur som platform for App-baserede kunderelaterede løsninger for automatisk energistyring. Dermed også DR løsninger. I projektet indgår hele ejendommens energiforbrug med mulighed for optimering af elforbruget som DR. Projektet har fokus på at udvikle kundeorienterede IT-løsninger i App form og at få deltagelse fra SMV er i lokale engagementer men med replikering inden for den samlede EU-projektparaply. Fra Danmark deltager INSERO med bl.a. Live Lab og 25 huse i byen Stenderup ved Horsens. Alle huse er udstyret med nyt IT-udstyr for energioptimering. To ejendomme har fået installeret solfangere (varme paneler), solbrønde (lager) og varmepumpe (husets varmebehov) med en virkningsgrad på COP-faktor 6. Projekter i INSERO Live Lab har meget fokus på varmepumper og deres fleksible elforbrug som DR Demand Response 171

165 Demand Response - Indhøstede erfaringer DR har størst effekt i lande eller områder med usikker elforsyning og hvor DR fra nogle få forbedre forsyningssikkerheden for alle. DR har potentialer for at bidrage i hele værdikæden i elsystemet. Faste priser og vilkår for DR giver større deltagelse særligt fra erhverv. Kompensationen skal afspejle faktisk respons. DR er mange produkter. Mest udbredt er Time-of-Use priser i 71 % af EU. Time-of-Use er særlig velegnet til Peak Shaving men ikke velegnet til integration af vindkraft. SEAS-NVE har formået at flytte 25 % af elforbruget væk fra kogespidsen med Time-of-Use priser. DR potentialer: 1 procent point lavere årlig vækst i sommer eller vinter spids; 6-7 % mindre spidslast; 30 % mindre behov for spids elproduktion; 20 % mindre flaskehalse i net og 20 % færre Brown out. DR kan levere balancering fra 15 min. op til 2 timer. Helst med 24 timers varsel og helst med flere timers hvilepause inden næste aktivering. Aktiv fjernkontrol giver højere respons end prissignaler. Prissignaler medføre derimod mindre tab af energi end aktiv styring. Prismultiplikator på markedsprisen faktor 1, 2 eller 4 har stor effekt. Kendte pristrapper giver høj respons (50-70 %) og varslede ekstrempriser medføre høj DR. Kunderne oplever energibesparelser som følge af DR deltagelse på 8-15 % og dermed lavere elregning. Simpel flytning af almindeligt elforbrug i Danmark, efter spotpriser giver årlig besparelse på kr., mens en varmepumpe med spotafregning eller i aktiv Peak Shaving kan give kr. i årlig besparelse på elregningen Demand Response 172

166 Udbredelse af DR i Danmark barrierer? Det er vanskeligt at aflære gamle vaner. Tag udgangspunkt i kundernes muligheder, behov og interesse frem for avancerede tekniske løsninger. Gerne udvikling af nemme App-løsninger, der understøtter kundernes behov. Kunder skal overgå til afregning efter timepriser og ikke fastpris, for at få glæde af prisvariationer og være DR-relevante. Risiko for at kunder søger finansiel afdækning af udsving, hvis prisvariationer bliver for store. Aggregater og andre aktører skal handle DR gennem balanceansvarlig, eller med oplysning til denne, for at undgå prognosefejl og ubalanceafregning TSO skal udmelde regulerkraftbehov for længere periode, så der er tillid til at foretage investeringer. Værdien af forskellige DR-services skal gøre tydeligt for kunder og aktører. Kunder skal informeres om muligheder, gerne med konkrete eksempler. DR skal ikke kun optimeres mod spotmarkedet, men også til reglerkraftmarkedet. Grænser for levering af regulerkraft bør sænkes for at fremme aggregering af mindre og forskellige elforbrug. Opdel elkunder i grupper ud fra branche og potentialer. Lav pilottest med udvalgte som branche fyrtårne. Behov for aktiv dialog og for hurtig fejlretning. Prismultiplikator på markedsprisen og eller nettariffen. Fx -1, 0, 1, 2 eller 4 kan have stor virkning. Alternativ til komplicerede ændringer i skatter og afgifter. Skal der være en direkte afregning for DR, fast årlig bonus eller er den lavere elregning nok belønning? Den optimale model for belønning er ikke fundet endnu Demand Response 173

167 Forbrugsfleksibilitet Forudsætninger for øget forbrugsfleksibilitet i detailmarkedet Signe Horn Rosted Sektionschef, Energinet.dk Workshop 2 - markedsmodel

168 Markedsdesignet i dag forløser ikke potentialet for øget forbrugsfleksibilitet Visionerne er der men væsentlige barrierer forhindrer realiseringen af nye forretningsmodeller Fx forretningsmodeller baseret på Smart Grid 28. august 2014 Markedmodel workshop 2 175

169 Markedsdesignet i morgen skaber øget potentiale for forbrugsfleksibilitet Nye rammer på vej Potentialet i markedsændringerne I de kommende år skal en række markedsændringer implementeres i detailmarkedet for el Men rammerne skal løbende udfordres og de næste skridt skal kortlægges Gevinster ved forbrugsfleksibilitet for kunden, markedsaktøren (og for elsystemet) Øget konkurrence og innovation i detailmarkedet Adgang til data, der skaber nye forretningsmodeller International markedsintegration Men potentialet skal realiseres og der er mange skridt på vejen 28. august 2014 Markedmodel workshop 2 176

170 Detailmarkedet under stor forandring Fleksibilitet, kunden i centrum og øget konkurrence er hovedoverskrifterne i det nye markedsrammer Energinet.dk har ansvaret for en række af de centrale ændringstiltag Indfasning af timemålere 2020 DataHub 2013 Elkunden i centrum Engros- model 2015 Elpristavlen Timeafregning 2015 Afvikling af forsyningspligt august 2014 Markedmodel workshop 2 177

171 Energinet.dk: Detailmarkedet for el Energinet.dk arbejder for et velfungerende detailmarked for el gennem bl.a.: Markedsudvikling herunder implementering af engrosmodellen i samarbejde med markedets aktører Drift og videreudvikling af DataHub Markedsforskrifter Nordisk markedsharmonisering Markedsovervågning og rapportering 28. august 2014 Markedmodel workshop 2 178

172 DataHub: dataknudepunkt i detailmarkedet Go-live: marts august 2014 Markedmodel workshop 2 179

173 Engrosmodellen: Et helt nyt markedsdesign Go-live: oktober august 2014 Markedmodel workshop 2 180

174 Gevinster ved forbrugsfleksibilitet for markedsaktørerne, kunden (og elsystemet) Gevinst Potentiale Markedsændringer understøtter et fleksibelt elforbrug, der giver slutkunden gevinster og samtidig skaber de rette incitamenter til at understøtte elsystemet Prissignaler der gør det muligt for virksomheder og forbrugere at kapitalisere på fleksibilitetspotentialet i deres produktion/forbrug Nye afregningsformer der gør variable priser attraktive og understøtter, at prissignalet i markedet kan nå ud til slutkunden P Q Fleksibilitets-produkter og services der er tilpasset slutkundens (og systemets) behov 28. august 2014 Markedmodel workshop 2 181

175 Øget konkurrence og innovation i detailmarkedet og adgang til data Gevinst Potentiale Markedsændringer skaber grundlag for øget innovation og konkurrence Engrosmodel der sikrer en tydelig indgang til elmarkedet gennem elleverandøren Afskaffelse af forsyningspligt der tvinger elkunderne til et aktivt valg DataHub der sænker markedsadgangs barriererne for nye aktører Forbedret adgang til forbrugsdata i DataHub der skaber grundlag nye energiservices til slutkunden 28. august 2014 Markedmodel workshop 2 182

176 Øget international markedsintegration Gevinst Potentiale Øget konkurrence igennem international markedsintegration Harmoniserede markeder giver danske aktører en større kundebase Markedsetableringsomkostninger mindskes relativt jo større markedspladsen bliver Øget markedsvolumen skaber grundlag for udvikling af nye energi- og fleksibilitetsprodukter og -services til kunderne Øget EU fokus gør det muligt at fremtidssikre den danske model 28. august 2014 Markedmodel workshop 2 183