Virkemidler for sikring af effekt i elmarkedet. Juni 2002

Transkript

1 irkemidler for sikring af effekt i elmarkedet Juni

2 Indholdsfortegnelse 1. RESUMÉ OG KONKLUSIONER INDLEDNING KRKTERISTIK ED ELMRKEDET STTUS OR TILTG I NDRE LNDE OERSIGT OER MODELLER TIL SIKRING E EKT URDERING MODELLER PÅ LNG SIGT URDERING TILTG SOM OERGNGSMODEL TIL SPOTMRKEDSMODELLEN REERENER ORDLISTE ILG

3 irkemidler for sikring af effekt i elmarkedet 1. Resumé og konklusioner Ifølge ellovens 27a er de systemansvarlige virksomheder ansvarlige for forsyningssikkerheden og skal for at opfylde denne forpligtelse 1) opretholde den tekniske kvalitet og balance inden for det sammenhængende elforsyningssystem og 2) sikre tilstedeværelsen af en tilstrækkelig produktionskapacitet i det sammenhængende elforsyningssystem. Elsystemets rolle er, under de gældende rammebetingelser, at kunne levere elektricitet til forbrugerne i den efterspurgte mængde og med den nødvendige kvalitet. orsyningssikkerheden udtrykker, i hvilken grad systemet evner at løse denne opgave stabilt over alle årets timer. Det samlede el- og kraftvarmesystem består af forskellige elementer, som alle har betydning for hvilken forsyningssikkerhed, der kan opnås samlet set. Hertil kommer de handlemuligheder, der rådes over i driften. De elementer der indgår når forsyningssikkerheden analyseres, er brændselsforsyning, produktionsapparat, transmissionsnet, sammenhængen med naboområder samt distributionsnettet. Hertil kommer udstyr og forbrugsmønster hos den enkelte forbruger. Denne rapport omhandler kun ét element i forsyningssikkerheden nemlig sammenhængen mellem produktionsapparatet og forbruget. Liberaliseringen har i Norden fundet sted i en situation, der har været karakteriseret af rigelig kapacitet. Markedsåbningen har betydet skrotning af en række kraftværker, mens der indtil videre ikke er truffet beslutning om etablering af nye produktionsanlæg uden særlige tilskudsordninger. Samtidig forventes elforbruget fortsat at vokse i hele Norden. I takt med at effektbalancen således over de seneste år er blevet mere anstrengt i Norden, er der opstået en bekymring for, hvorvidt markedet i den nuværende udformning er i stand til at sikre, at der er tilstrækkelig produktionskapacitet til at dække efterspørgslen i alle timer. 3

4 120 (eregnet i % af 1990-værdi) Installeret produktiosnkapacitet i Nordel-området (effekt) Totalforbrug i Nordel-området (energi) igur 1: Relativ udvikling af totalforbrug (energi) og installeret produktionskapacitet (effekt) for Nordel-området, målt i forhold til 1990-niveau. Kilde: Nordisk Systemudviklingsplan. I Danmark er der frem til udgangen af 2003 indgået mindstekapacitetsaftaler imellem de systemansvarlige og de danske produktionsselskaber, som skal sikre tilstrækkelig kapacitet i systemet i denne periode. Det er ikke besluttet, hvad der skal ske efter aftalens udløb. Det fremgår dog af bemærkninger til ellovens 27a, at: den systemansvarlige virksomhed i løbet af perioden vil have opbygget et sådant beredskab og erfaringsgrundlag, at der er mulighed for, at forsyningssikkerheden kan opretholdes på andre vilkår, herunder vilkår, der ikke udløser (samme) behov for betaling. På denne baggrund har Energistyrelsen, Eltra og Elkraft System udarbejdet denne rapport med det formål at give en oversigt over eksisterende erfaringer i Norden og andre lande, beskrive forskellige modeller for effektsikring, vurdere disse i en dansk og nordisk sammenhæng samt fremsætte anbefalinger til det videre arbejde. Danmark er tilsluttet det nordiske elspotområde og fokus er derfor på Norden. På længere sigt forventes en øget integration mellem norden og EU. I rapportens arbejde opdeles el-systemets kapacitet i hhv. kommerciel kapacitet og driftsreserver. Kommerciel kapacitet er den kapacitet, som kan bydes ind på markedet dagen før driftsdøgnet enten via bilaterale kontrakter eller som bud i spotmarkedet. Derudover er der behov for reserver til justeringer i driftsdøgnet f.eks. til håndtering af havarier og prognosefejl. Denne opgave antages varetaget af de systemansvarlige ved brug af en mængde kapacitet, som her betegnes driftsreserver. okus er i denne rapport på kommerciel kapacitet. I Norden har man som udgangspunkt valgt en markedsmodel uden særlige tiltag rettet mod sikring af effekt. ag markedsmodellen ligger en ide om, at modellen uden særlig regulering skal kunne sikre tilstrækkelig effekt, hvilket derfor er udgangspunktet for rapporten. ekymringer omkring den Nordiske Markedsmodels evne til på nuværende tidspunkt at sikre forsyningssikkerheden har imidlertid ført til en række nationale tiltag rettet imod sikring af effekt på kort sigt. 4

5 En markedsmodel uden særlige tiltag rettet mod sikring af effekt betegnes spotmarkedsmodellen 1 i denne rapport, eftersom det her er priserne i spotmarkedet, der danner udgangspunktet for investeringsbeslutninger. Denne grundlæggende markedsmodel har vist sig at kunne fungere tilfredsstillende for andre produkter, men har endnu ikke affødt investeringer i ny produktionskapacitet i elmarkedet. I elmarkedet er der en række forhold, der vækker bekymring for, om spotmarkedet i praksis vil kunne fungere som teorien foreskriver. Disse særlige forhold ved elmarkedet har præget debatten internationalt og er med støtte i litteraturen beskrevet i det følgende. orbrugssiden agerer ikke prisfleksibelt De færreste forbrugere har hidtil betalt for elektricitet efter en børsrelateret tarif, og derfor er det kun få der har indrettet sig på at reagere prisfleksibelt på timebasis f.eks. ved at omlægge forbrug fra en time til en anden. Der er på nuværende tidspunkt tvivl om hvorvidt en tilstrækkelig prisfleksibilitet vil kunne realiseres - i hvert fald på kort sigt. Indgreb i prisdannelsen I spotmarkedsmodellen vil man kunne forvente høje priser i relativt få timer. Disse priser er et vigtigt bidrag til alle investeringer, dog især for investeringer i spidslastanlæg. Investorer vil derfor være tilbageholdende, såfremt et indgreb der begrænser prisen i disse perioder, vurderes at være sandsynligt. or at markedsmodellen kan fungere er det derfor vigtigt, at der opbygges tillid hos investorerne til, at der ikke foretages denne type indgreb i prisdannelsen. Markedsmagt Markedsmagt er udtryk for, at dominerende aktører kan påvirke prisen. Dette er særlig problematisk i el-markedet pga. den manglende prisfleksibilitet på efterspørgselssiden samt begrænsninger i transmissionsnettet. Lange byggetider, godkendelses procedurer mm, skaber endvidere barrierer for nye mindre aktører, hvilket øger muligheden for misbrug af markedsmagt. Muligheden for at udøve markedsmagt har betydning for forsyningssikkerheden, såfremt det motiverer producenter til strategisk tilbageholdelse af kapacitet i situationer med kapacitetsmangel. Endvidere vil presset for indgreb i prisdannelsen øges såfremt prisen menes at være påvirket af markedsmagt, hvilket som nævnt vil mindske investorernes tillid til markedsmodellen. Etableringstid Det tager ganske kort tid at tage en produktionsenhed ud af produktion, mens etablering af ny kapacitet inklusiv beslutningsproces og godkendelser kan tage flere år. Udbudssiden er derfor relativt ufleksibel på kort sigt. Dette kan bidrage til perioder med anstrengt effektbalance og høje priser efterfulgt af perio- 1 etegnelsen spotmarkedsmodellen dækker i denne sammenhæng ikke kun over spotmarkedet på Nord Pool (Elspot). I Nordisk regi vil en spotmarkedsmodel omfatte både Elspot, Eltermin, Elbas og regulerkraftmarkedet. Det centrale ved spotmarkedsmodellen i denne sammenhæng er, at der ikke etableres særlige tiltag rettet imod sikring af effekt. 5

6 der med lavere priser. Klimaforhold Udbudssiden er stærkt påvirket af klimaforhold i det nordiske system pga. de store mængder vandkraft og den stigende mængde vindkraft. lere på hinanden følgende tørår eller ét ekstremt tørår kan således påvirke den samlede energi i systemet signifikant. Dette kan stille særlige krav til prisfleksibiliteten på efterspørgselssiden. Nyt investeringsklima Liberaliseringen er i Norden blevet foretaget i en situation med rigelig effekt. Effektbalancen er siden blevet mere anstrengt, men ikke til et punkt hvor gennempriserne i markedet er begyndt at stige markant. ktørerne har derfor endnu ikke noget reelt erfaringsgrundlag med hensyn til investeringer i ny kapacitet. ysisk balance Da elektricitet i praksis ikke kan lagres skal der i el-systemet være konstant balance mellem udbud og efterspørgsel, for at den samlede elforsyning kan opretholdes. Svigter forsyningen for én forbruger svigter den for mange. Da man pt. ikke kan udkoble specifikke forbrugere, opleves forsyningssikkerhed derfor som et offentligt gode. Politisk rammer æsentlige rammer i elsektoren er politisk bestemte. Dette gælder bl.a. miljørammer, målsætninger for udbygning med E, godkendelses procedurer for ny produktionskapacitet samt rammerne for sikring af rimelige forbrugerpriser. Ændringer af disse forhold kan have stor betydning for den fremtidige prisdannelse i el-markedet og usikkerhed omkring de politiske rammer har således indflydelse på aktørernes investeringsbeslutninger. or at imødegå disse særlige forhold kan spotmarkedsmodellen tilføres forskellige former for regulerende tiltag. I rapporten er en række modeller til sikring af effekt gennemgået og inddelt i to hovedgrupper. Modeller kan betragtes enten som langsigtede modeller, eller som mere kortsigtede overgangsordninger rettet imod en langsigtet markedsbaseret løsning. 1. Spotmarked + effektmarked. Der etableres et marked for effekt, som drives parallelt med elspotmarkedet. En mulig konstruktion er, at man fra centralt hold definerer et samlet effektbehov i systemet. orbrugerne får herefter en købsforpligtelse for effekt, og der udstedes effektcertifikater til producenterne. Effektmarked kan ses som en form for kvantitetsregulering af markedet. lternativt kunne man lade forbrugerne definere effektbehovet gennem efterspørgsel på kapacitetsbeviser. 2. Spotmarked + effekttilskud. I denne model defineres der ligeledes fra centralt hold et samlet effektbehov i systemet. Er den installerede effekt under dette niveau udbetales et passende investeringstilskud, der således kan forhindre skrotninger eller sikre etablering af ny kapacitet. 6

7 En række lande har gjort erfaringer med modeller til sikring af effekt i et markedsbaseret system. Der fokuseres i rapporten særligt på erfaringer fra Norden og US. I Sverige har systemansvaret truffet aftaler om bevarelse i alt MW skrotningstruet kapacitet. Denne kapacitet udbydes i spotmarkedet til forudbestemte priser (svarende til to gange de kortsigtede marginalomkostninger for de pågældende enheder) når Svenska Kraftnät beordrer dette. Omkostningerne til ordningen dækkes af en pulje der primært finansieres af de forbrugsbalanceansvarlige proportionalt med deres forbrug i højlasttimerne. Det er meldt klart ud, at dette er en overgangsløsning, og Svenska Kraftnät har af regeringen fået til opgave at finde en permanent og langsigtet løsning inden udgangen af Modellen er i rapporten karakteriseret som en form for effekttilskud. I Norge er der ikke truffet særlige aftaler, der sikrer mod skrotning af eksisterende anlæg. Statnett er især optaget af at sikre driftsreserverne i systemet på markedsvilkår. Dette gøres ved at systemansvaret udauktionerer aftaler om levering af reguleringsydelser. Til dette formål gøres en særlig indsats for at aktivere forbrugssiden, og i perioden december 2001 til februar 2002 blev der indgået kontrakter på ca MW på forbrugssiden. Det norske model er et indirekte tiltag, idet man kun påvirker driftsreserverne og ikke umiddelbart blander sig i bestemmelsen af den kommercielle kapacitet. Modellen er derfor i rapporten karakteriseret som en variant af spotmarkedsmodellen. I inland forberedes lovgivningen således, at der kan træffes aftaler med producenterne om op til MW effekt frem til 2004, finansieret af den finske beredskabsfond. I relation til modelkategorierne udgør denne type aftale en form for effekttilskud. I flere amerikanske stater er der etableret kapacitetsmarkedsmodeller dvs. markeder for handel med effekt, som drives parallelt med elspotmarkedet. Systemansvaret definerer et samlet effektbehov, og der udstedes effektcertifikater til producenterne. orbrugerne pålægges en købsforpligtigelse, der driver efterspørgslen i markedet. Konklusioner Der er teoretisk belæg for at antage, at den rene markedsmodel vil kunne sikre tilstrækkelig produktionskapacitet, såfremt en række forhold er på plads. f disse forhold vurderes følgende at være helt centrale: orbruget skal agere prisfleksibelt. Dette er helt centralt for prisdannelsen i markedet og modvirker situationer med effektmangel. Det prisfleksible forbrug udgør endvidere et potentielt besparelsespotentiale, idet behovet for spidslast kapacitet mindskes såfremt, den enkelte forbruger vælger at omlægge forbrug som reaktion på en høj timepris. 7

8 or at sikre samfundsøkonomiske investeringer i ny kapacitet via markedsmodellen må der opbygges en tiltro til markedsrammerne hos investorerne. Det er her vigtigt, at markedets virkemåde ikke påvirkes af politiske indgreb i situationer, hvor priserne er høje. Det er netop disse situationer, der skal give de nødvendige prissignaler til investorerne. Det er afgørende, at der i Norden skabes enighed om hvilken løsningsmodel der sigtes mod på længeres sigt, samt at der foretages en koordinering af eventuelle overgangsløsninger. Indførelse af et effektmarked, som det kendes fra US, giver større sikkerhed mod skrotninger af anlæg men ikke nødvendigvis større sikkerhed for, at der faktisk investeres i nye anlæg. Samtidig kan effektmarkeder medvirke til at øge risikoen for udøvelse af markedsmagt, og erfaringerne fra US viser vanskeligheder mellem markeder med forskellige regelsæt. Endelig kan et kapacitetsmarked opfattes som en yderligere komplicerende faktor i markedet. Tilskudsregulering gennem licitationer kan give sikkerhed for investeringer, men kan medføre en uønsket indblanding i prisdannelsen i markedet. Ingen af de lande der er gennemgået i rapporten, har efter indførelse af konkurrence endnu dokumenteret en velfungerende løsning til at sikre investeringer i produktionsanlæg. Som nævnt giver markedsmodellen endvidere ikke sikkerhed mod udkobling af forbrugere før det i praksis er demonstreret, at forbruget reduceres i timer med høje priser. På baggrund af bekymringer omkring de særlige problematiske forhold ved elmarkedet, kan det blive nødvendigt i en overgangsperiode at sikre tilstrækkelig produktionskapacitet med en særlig ordning. Det er vigtigt, at en sådan ordning ikke modarbejder overgangen ved at påvirke prisdannelsen i markedet uhensigtsmæssigt. idere arbejde Der lægges i rapporten vægt på, at der i Norden skabes enighed om, hvilken løsningsmodel der sigtes mod på længeres sigt samt koordinering af eventuelle overgangsløsninger. Energistyrelsen, Eltra og Elkraft System vil fortsætte samarbejdet med at afklare de danske holdninger i denne sammenhæng. Som næste skridt deltager Eltra, Elkraft System og Energistyrelsen derfor i et Nordisk samarbejdsprojekt om virkemidler til sikring af effekt på længere sigt. I denne sammenhæng har Nordisk ministerråds elgruppe og Nordels markedskomité taget initiativ til at afholde et fælles seminar i efteråret Rapportens konklusioner peger på vigtigheden af, at der gøres en særlig indsats på forbrugssiden, der kan medvirke til at fremme det fleksible elforbrug i praksis. Elkraft, Eltra og Energistyrelsen vil derfor tage initiativ til, at mulighederne for dette drøftes med interessenterne. 8

9 rbejdet med rapporten har vist, at der er behov for &U vedrørende elmarkedets udvikling. Der skal derfor iværksættes en mere dybtgående analyse af sammenhængen mellem spotmarkedsmodel og de faktiske forhold i det nordiske elmarked. Herunder om produktionssammensætningen med vandkraft, kraftvarme, vindkraft m.m. giver særlige udfordringer. Endvidere bør forskellige tiltag til sikring af effekt analyseres yderligere. Endelig er løbende markedsovervågning og erfaringsopsamling vigtigt i de kommende år. 9

10 2. Indledning I Norden og EU har man valgt en model for elsektoren baseret på konkurrence. Som led i denne proces har man i Danmark udlagt rammerne for liberaliseringen af det danske el-marked i Elreformen [1] og Lov om elforsyning [2] fra I forbindelse med liberaliseringen lægges der i de energipolitiske redegørelser vægt på, at de danske energiforbrugere sikres en stabil og konkurrencedygtig energiforsyning. ra politisk side forventer man endvidere, at en stigende konkurrence vil føre til lavere energipriser [3]. I den energipolitiske redegørelse fra 2001 [4] gives der klart udtryk for, at de forventede effektiviseringsgevinster ved markedsåbning ikke må ske på bekostning af forsyningssikkerheden. I takt med at effektbalancen i Norden over de seneste år er blevet stadig mere anstrengt, er der skabt bekymring for, hvorvidt markedet på nuværende tidspunkt er i stand til at sikre forsyningssikkerheden. Ifølge ellovens 27a er de systemansvarlige virksomheder ansvarlige for forsyningssikkerheden og skal for at opfylde denne forpligtelse 1) opretholde den tekniske kvalitet og balance inden for det sammenhængende elforsyningssystem og 2) sikre tilstedeværelsen af en tilstrækkelig produktionskapacitet i det sammenhængende elforsyningssystem. I Danmark er der frem til udgangen af 2003 indgået mindstekapacitetsaftaler imellem de systemansvarlige og de danske produktionsselskaber, som skal sikre tilstrækkelig kapacitet i systemet i denne periode. Det er ikke besluttet, hvad der skal ske efter aftalens udløb. Det fremgår dog af bemærkninger til ellovens 27a, at: den systemansvarlige virksomhed i løbet af perioden vil have opbygget et sådant beredskab og erfaringsgrundlag, at der er mulighed for, at forsyningssikkerheden kan opretholdes på andre vilkår, herunder vilkår, der ikke udløser (samme) behov for betaling. På denne baggrund har Energistyrelsen, Eltra og Elkraft System udarbejdet denne rapport med det formål at give en oversigt over eksisterende erfaringer i Norden og andre lande, beskrive forskellige modeller for effektsikring, vurdere disse i en dansk og nordisk sammenhæng samt fremsætte anbefalinger til det videre arbejde. Danmark er tilsluttet det nordiske elspotområde og fokus er derfor på Norden. På længere sigt forventes en øget integration mellem norden og EU. 2.1 orsyningssikkerhed Elsystemets rolle er, under de gældende rammebetingelser, at kunne levere elektricitet til forbrugerne i den efterspurgte mængde og med den nødvendige kvalitet. orsyningssikkerheden udtrykker i hvilken grad systemet evner at løse denne opgave stabilt over alle årets timer. 10

11 Det samlede el- og kraftvarmesystem består af forskellige elementer som alle har betydning for hvilken forsyningssikkerhed der kan opnås samlet set. Hertil kommer de handlemuligheder der rådes over i driften. De elementer der indgår når forsyningssikkerheden analyseres er brændselsforsyning, produktionsapparat, transmissionsnet, sammenhængen med naboområder samt distributionsnettet. Også udstyr og forbrugsmønster hos den enkelte forbruger har betydning. Denne rapport omhandler kun ét element i forsyningssikkerheden nemlig sammenhængen mellem produktionsapparatet og forbruget. De begreber der traditionelt anvendes i analyser af forsyningssikkerheden er: Systemtilstrækkelighed orsyningssikkerheden i et område kan vurderes ud fra begrebet systemtilstrækkelighed, der beskriver elsystemets evne til at dække forbrugernes samlede elbehov til enhver tid under hensyn til planlagte og rimeligt forventelige udfald af systemelementer. Et vigtigt værktøj til vurdering af systemtilstrækkelighed er effektbalancer, hvor den samlede tilgængelige produktionskapacitet vurderes overfor forventninger om det maksimale forbrug i et område. Hertil kommer analyser af elnettets evne til at klare transportopgaverne i forskellige driftssituationer, uden at enkelte komponenter overbelastes kritisk. Med indførelse af elmarkedet som virkemiddel får forbrugerne gennem prissignalet øget ansvar for opretholdelse af effektbalancen. Systemsikkerhed Systemsikkerhed beskriver elsystemets evne til at modstå spontane driftsforstyrrelser, uden at det medfører helt eller delvis sammenbrud af elforsyningen. Systemsikkerheden testes blandt andet med dynamiske simuleringer af driftsforstyrrelser, hvor kraftværkernes systemydelser, den decentrale produktions dynamiske egenskaber, vindmøllers egenskaber, elnettets overføringsevne, driftsreserverne og elforbrugets reaktion indgår. Samlet forsyningssikkerhed Der har i de senere år vist sig behov for at råde over nøgletal der kan beskrive den samlede forsyningssikkerhed. Modelværktøjer der på forskellig vis udtrykker sandsynligheden for forsyningssvigt eller sandsynligheden for ikke-leveret energi, er derfor taget i anvendelse. Med sandsynligheden for effektbrist (LOLP = Loss Of Load Probability) menes sandsynligheden for, at systemet ikke er i stand til at tilfredsstille forbruget i en given tidsperiode. LOLP angives ofte som timer/år. Som oplæg til en en arbejdsgruppe i Nordel regi er der forslået et niveau på 0,1% eller 9 timer/år. Erfaringen med at anvende disse værktøjer skal dog udbygges. Især er der behov for en bedre forståelse af koblingen mellem de mange forskelligartede elementer i elsystemet, og de konkrete driftserfaringer. 2.2 Kommerciel kapacitet og driftsreserver I rapportens arbejde opdeles elsystemets kapacitet i hhv. kommerciel kapacitet og driftsreserver. Kommerciel kapacitet er den kapacitet, som kan bydes ind på 11

12 markedet dagen før driftsdøgnet enten via bilaterale kontrakter eller som bud i spotmarkedet. Derudover er der behov for reserver til justeringer i driftsdøgnet f.eks. til håndtering af havarier og prognosefejl. Denne opgave antages varetaget af den systemansvarlige ved brug af en mængde kapacitet, som her betegnes driftsreserver. Med denne definition er driftsreserver derfor principielt set opkøbt af systemoperatøren og kan ikke bydes ind i spotmarkedet dagen for driftsdøgnet. Dette projekt omhandler modeller til sikring af kommerciel kapacitet. I rapportens beskrivelse og vurdering af modeller er det derfor implicit forstået, at systemansvarets ansvar for sikring af driftsreserver ikke blandes sammen med frembringelse af effekt til dækning af efterspørgslen via markedet. Det bør her understreges, at der i praksis er en sammenhæng mellem kommerciel kapacitet og driftsreserver. Dette aspekt er dog ikke analyseret særskilt i rapporten. En vigtig del af de potentielle effektiviseringsgevinster på investeringssiden bygger på en aktiv deltagelse af forbrugssiden. Den rene markedsmodel (spotmarkedsmodellen) uden særlige tiltag til sikring af effekt på lang sigt er udgangspunktet, idet man her via prissignalet lægger værdiansættelsen af egen forsyning direkte ud til den enkelte forbruger. 3. Karakteristika ved elmarkedet Under betingelser, der er tilstrækkeligt ideelle, giver konkurrencen i et spotmarked de rigtige prissignaler til både udbuds- og efterspørgselssiden. Hermed opnås - ifølge teorien - også tilstrækkelige incitamenter til sikring af et optimalt investeringsniveau. I et el-spotmarked med perfekt konkurrence vil prisen i den enkelte time svare til de kortsigtede marginalomkostninger for det dyreste produktionsanlæg der er i drift, medmindre efterspørgslen er større end udbudet ved denne pris (illustreret ved markedsligevægt i figur 2). Når al tilgængelig kommerciel kapacitet er aktiveret bliver udbudskurven lodret. Såfremt efterspørgslen overstiger det samlede udbud af kapacitet ved priser over de kortsigtede marginalomkostninger for det dyreste anlæg, vil markedsprisen være bestemt af den marginale forbrugers pris for reduktion af forbrug (illustreret ved markedsligevægt i figur 2) I et marked med perfekt konkurrence udbyder alle producenter deres produktion til de kortsigtede marginalomkostninger (variable omkostninger). Kapitalomkostningerne (faste omkostninger) for et anlæg dækkes igennem de driftstimer, hvor prisen fastsættes af anlæg med højere kortsigtede marginale omkostninger og i de vigtige spidslasttimer, hvor prisen er bestemt af forbrugets reaktion på prissignalet. Prisdannelsen i disse spidslasttimer hvor al kommer- 12

13 ciel kapacitet er fuldt udnyttet (punkt ), er derfor et afgørende incitament til nye investeringer [5] 2. igur 2: Prisdannelsen i en spidslasttime, hvor al kommerciel kapacitet er i drift. Efterspørgselskurven udtrykker den pris efterspørgselssiden kræver for at reducere forbruget marginalt og udbudskurven udtrykker de kortsigtede marginalomkostninger forbundet med produktion. Problematiske forhold i elmarkedet I elmarkedet er der en række forhold, der vækker bekymring for, om spotmarkedet i praksis vil kunne fungere, som teorien foreskriver. Denne bekymring underbygges af erfaringer fra Norden og andre lande, hvor effektudbygning på markedsbetingelser i praksis endnu ikke forekommer. Disse særlige forhold ved elmarkedet har præget den politiske debat internationalt og er med støtte i litteraturen beskrevet i det følgende. orbrugssiden agerer ikke prisfleksibelt Elforbrugerne har hidtil betalt en fast pris (tarif) og har derfor ikke indrettet sig på at reagere prisfleksibelt på timebasis f.eks. ved at omlægge forbrug fra en time til en anden. Denne omstilling mellem systemer skaber tvivl om hvorvidt en tilstrækkelig prisfleksibilitet vil kunne synliggøres i markedet - i hvert fald 2 Priserne i de timer hvor al indbudt kommerciel kapacitet i er brug (spidslasttimer) har betydning for alle værkers profit. I det vedlagte bilag illustreres via en simpel teoretisk model, hvorledes prisen i spidslasttimer bidrager til, at alle typer kapacitet netop får dækket deres faste omkostninger via spotmarkedsprisen. 13

14 på kort sigt. Usikkerhed om politiske indgreb I en markedsmodel vil en væsentlig del af den samlede investering i produktionskapacitet komme fra relativt få timer med høje markedspriser. Investorerne vil derfor være tilbageholdende, såfremt et politisk indgreb der begrænser prisen i disse perioder, vurderes at være sandsynligt. or at markedsmodellen kan fungere tilfredsstillende, er det derfor vigtigt, at der opbygges tillid hos investorerne til, at politikkerne ikke griber ind med denne type tiltag i perioder med høje priser. Markedsmagt Markedsmagt er særlig problematisk i elmarkedet pga. den manglende prisfleksibilitet på efterspørgselssiden. Lang byggetider, godkendelsesprocedurer mm. skaber endvidere barrierer for nye mindre aktører, hvilket giver gode betingelser for udøvelse af markedsmagt. Konsekvensen af udøvelse af markedsmagt er højere priser, hvilket ikke umiddelabrat er problematisk med hensyn til investeringer i ny effekt sikring. Markedsmagt er derimod problematisk i relation til forsyningssikkerhed fordi øget mulighed for udøvelse af markedsmagt oftest vil medføre øget mulighed for strategisk tilbageholdelse af kapacitet i situationer med kapacitetsmangel. Til forskel fra en række andre sektorer præget af store og langsigtede investeringer er produktionsapparatet i elsektoren i høj grad bundet til geografiske områder via netbegrænsninger. Dette forhold øger muligheden for udøvelse af markedsmagt i elsektoren. Etableringstid Det tager ganske kort tid at tage en produktionsenhed ud af produktion, hvorimod etablering af ny kapacitet inklusiv beslutningsproces og godkendelser kan tage mange år. Udbudssiden er altså relativt ufleksibel på kort sigt. I praksis kan dette være en medvirkende årsag til. perioder med høje priser efterfulgt af perioder med lavere priser (usiness ycles). Klimaforhold Udbudssiden er stærkt påvirket af klimaforhold i det nordiske system pga. de store mængder vandkraft og den stigende mængde vindkraft. lere på hinanden følgende tørår eller ét ekstremt tørår kan således påvirke den samlede energi i systemet signifikant, hvilket stiller krav til fleksibiliteten på efterspørgselssiden og/eller den samlede kapacitet på udbudssiden. Nyt investeringsklima Liberaliseringen er i Norden blevet foretaget i en situation med rigelig effekt. Effektbalancen er siden blevet mere anstrengt, men ikke til et punkt hvor gennemsnitspriserne i markedet er begyndt at stige markant. ktørerne har derfor endnu ikke været igennem en usiness ycle, og der er derfor endnu ikke noget reelt erfaringsgrundlag med hensyn til investeringer i ny kapacitet. 14

15 ysisk balance (offentlig gode aspektet) Hvis den samlede forsyning skal opretholdes, skal der i elsystemet være balance mellem udbud og efterspørgsel. Elektricitet kan i dag ikke lagres økonomisk og udsving i forbrug kan derfor ikke udjævnes på denne måde. Svigter forsyningen for én forbruger, svigter den for mange. Da man pt. ikke kan udkoble specifikke forbrugere, opleves forsyningssikkerhed derfor som et offentligt gode. Politisk rammer æsentlige rammer i elsektoren er politisk bestemte og dermed forbundet med særlig usikkerhed. Dette gælder bl.a. miljørammer herunder Kyotoprotokollen og målsætninger for udbygning med E, samt rammerne for sikring af rimelige forbrugerpriser og dermed indirekte sikring af tilstrækkelig effekt. Ændringer af disse forhold kan have stor betydning for den fremtidige prisdannelse i elmarkedet, og usikkerhed omkring de politiske rammer har således indflydelse på aktørernes investeringsbeslutninger. Det er derfor vigtigt, at der skabes så stabile politiske rammer som muligt. På baggrund af ovenstående, kan man forestille sig følgende to muligheder, som vurderes i rapporten: : De anførte problematiske forhold er ikke af principiel betydning - men kendetegner derimod hovedsageligt den aktuelle overgangssituation. ed en særlig indsats i en overgangsfase forventes det derfor, at forholdene kan mindskes til et niveau, hvor spotmarkedet kan give tilstrækkelige incitamenter til nye investeringer i effekt. : Markedet vil aldrig kunne bringes til at sikre tilfredsstillende effektudbygning - ovenstående forhold repræsenterer principielle vanskeligheder som følge af elsystemets natur. Man er derfor nødsaget til at indføre særlige og permanente reguleringstiltag. Med den Nordiske Markedsmodel har man valgt en markedsmodel uden tiltag rettet mod sikring af effekt. Rapporten arbejder derfor med denne model som udgangspunkt, og det undersøges hvorvidt særlige tiltag forventes at blive nødvendige. 4. Status for tiltag i andre lande Dette afsnit beskriver de erfaringer, som man har gjort sig internationalt med forskellige tiltag til sikring af effekt i et elmarked baseret på konkurrence. Der fokuseres specielt på Norden og US. 4.1 Norden I de nordiske lande har man valgt forskellige løsninger til at sikre tilstrækkelig effekt i spidslastperioder. Disse forskelle kan bl.a. skyldes forskelle i erfaringsgrundlaget med elmarkedet samt forskelle i systemansvarets lovgrundlag. Det er f.eks. kun i Danmark, at systemansvaret har lovfæstede forpligtelser til sik- 15

16 ring af effektbalancen på både kort og lang sigt [6]. Sverige Efter det svenske el-marked blev liberaliseret, er ca MW eller ca. 13% af den installerede produktionskapacitet i Sverige skrottet eller mølposelagt. Det er især oliefyrede kondensanlæg med høje marginale omkostninger og dermed få driftstimer, der er taget ud af produktion. Efter høje kuldegrader og risiko for effektmangel i Sydsverige i januar 2000, blev Svenska Kraftnät af regeringen bedt om at udvikle markedsinstrumenter til at sikre effektbalancen i Sverige. Svenska Kraftnät afrapporterede til regeringen i august 2000 med bla. følgende punkter: Effektbalancen i Syd - og Midtsverige er anstrengt. Et samarbejdsprojekt med industrien peger på, at potentialet for at reducere det maksimale forbrug er betydeligt. Hverken priserne i spotmarkedet eller forward markedet har hidtil afspejlet den faktiske udvikling mod en anstrengt effektbalance. Det anses for nødvendigt med konkrete tiltag for at forbedre balancen. I første omgang sigtes mod markedsmæssige virkemidler for at tilpasse forbruget. Senere kan det blive aktuelt at sikre finansiering af, at produktionsanlæg gøres tilgængelige. De svenske aktører (nu Svensk Energi) har i en rapport [20] udarbejdet forslag til alternative virkemidler. Rapporten indeholder bl.a. 3 konkrete forslag til langsigtede løsninger af effektproblematikken. Disse forslag beskrives i kapitel 5, hvor der gives en oversigt over forskellige modeller til sikring af effekt. Den svenske regering har anmodet Svenska Kraftnät om, i samråd med Statens energimyndighet, at udforme en langsigtet løsning der kan træde i kraft vinteren 2003/2004. Systemet skal indeholde incitamenter til tiltag på både produktions- og forbrugssiden. Svenska Kraftnät traf i august 2000 aftaler om forbrugsreduktioner på 100 MW. I december 2000 traf Svenska Kraftnät aftaler om at ialt ca MW kraftværkseffekt der var i fare for at blive mølposelagt, skulle være til rådighed. I januar 2002 blev der indgået yderligere aftaler, således at Svenska Kraftnät nu råder over ialt 1500 MW effekt. Et særligt aspekt ved ordningen vedrører relationen til priserne for ubalancer i driftsdøgnet dvs. priserne i regulérkraftmarkedet. Såfremt Svenska Kraftnäts kapacitet aktiveres fastsættes priserne for ubalancer i driftsdøgnet til 6 SEK/kWh. liver det yderligere nødvendigt at udkoble forbrug, fastsættes prisen for ubalancer til 20 SEK/kWh. Omkostninger for at holde den samlede effektreserve tilgængelig påregnes at være ca. 17 millioner Euro per år [6]. 16

17 Norge I den norske model overlades investeringer i produktionskapacitet (indtil videre) til spotmarkedet. Statnett er officielt set ikke ansvarlig for effektbalancen på lang sigt, men udsættes dog alligevel indirekte for problemstillingen via sit ansvar for den kortsigtede effektbalance, dvs. tilstrækkelige driftsreserver. I erkendelse af dette problem, har Statnett pr. 1 november 2000 lavet en række udbudsrunder [8]. Her er både producenter og forbrugere blevet bedt om at byde på salg af kontrakter i form af call optioner, som forpligter dem til at stille en given mængde kapacitet (eller forbrugsreduktion) til rådighed på regulérkraft markedet over en periode af 1-12 måneders varighed. Disse udbudsrunder skal sikre, at Statnett via disse call optioner på volumen i regulérkraftmarkedet har tilstrækkelige driftsreserver til rådighed i højlastperioder [7]. Modellen betegnes af Statnett som en call optionsmodel, fordi kontrakterne giver Statnett muligheden (optionen) men ikke forpligtigelsen til at anvende den pågældende kapacitet. Der gøres i den norske model meget ud af at inddrage efterspørgselssiden. Statnett søger således at sikre en given andel af den samlede mængde via forbrugsreduktionskontrakter, også selvom disse er dyrere end tilbud fra produktionssiden. Det overlades til spotmarkedet at skabe incitament til investering i nye spidslastværker. I modsætning til den svenske overgangsordning finansierer Statnett ikke direkte en del af kapacitetsporteføljen. Hvis Statnett vurderer at kraftbalancen bliver presset det kommende døgn vil de "indløse" deres call-optioner. Dermed trækkes produktionskapacitet ud af spotmarkedet. Hvis det viser sig, at der ikke bliver noget priskryds i spotmarkedet, vil alle købsbud hos Nord Pool blive reduceret proportionalt og spotprisen ender i det tekniske maksimum. Der er nu en række balanceansvarlige, der ikke har kunne købe energi svarende til deres forventede forbrug. De har derefter 2 timer til at forsøge at købe dette bilateralt, inden de skal indlevere deres handelsplaner. Dermed kommer der en anden runde, hvor aktørerne får mulighed for at "støvsuge" markedet for produktionskapacitet. alanceansvarlige som ikke finder tilstrækkelig kapacitet kan imødese ubalancer, der bliver afregnet til meget høje priser, idet der ikke er noget prisloft i det norske regulerkraft marked. lt i alt medfører den norske model nogle faser, hvor der i hver fase lægges yderligere pres på forbrugerne. Dermed skabes der også automatisk et incitament til, at aktørerne indgår fornuftigere aftaler inden næste hændelse. Statnett vurderer, at man skal bruge minimum 2000 MW på regulérkraftmarkedet for at kunne klare prognoseafvigelser og driftsforstyrrelser [6]. I de to første udbudsrunder gældende for perioden 1. november 2000 frem til 1. februar 2001 blev der indbudt ca. 3-4 gange Statnetts projekterede behov for perioden, og prisen blev derfor fastlagt i en situation med god konkurrence [8]. Samlet blev der indgået kontrakter for 1745 MW fordelt med 1075 MW på udbudssiden og 670 MW på forbrugssiden. Omkostningerne til kontrakterne vurderes hidtil at have kostet 7-9 millioner Euro per år [6]. 17

18 inland Ifølge den inske lovgivning er det i sidste ende staten, der har ansvaret for sikring af effekt på lang sigt. En lovændring er undervejs, som skal give mulighed for, at den finske beredskabsfond finansierer aftaler med ca MW effekt frem til udgangen af Effekten aktiveres ved at indmeldes i EL-EX, når ingrid anbefaler dette [6]. Danmark Mindstekapacitetsaftale mm. frem til december inansieret over tariffen. I Danmark indgås som det eneste land aftaler med mere end 10% af det maximale forbrug. Den danske mindste kapacitetsordning vurderes at have kostet 64 millioner Euro per år for Østdanmark og 57 millioner Euro for estdanmark [6]. 4.2 US I 1996 vedtog ederal Energy Regulatory ommission (ER) en række lovforslag, som blandt andet krævede åben, ikke diskriminerende adgang for alle producenter til transmissionsnettet, hvilket gjorde det muligt for de enkelte stater at påbegynde en egentlig liberalisering af elsektoren[9]. De stater, som traditionelt havde haft højere priser end gennemsnittet i US f.eks. alifornien, Pensylvania, New England og New York var blandt de første, som påbegyndte en liberalisering. igur 3 viser status for liberalisering af de enkelte stater i US ved udgangen af februar igur 3: Status over liberalisering i US 2001 tilgængelig via : igur 4 viser situationen i marts 2002 og illustrerer den afventende holdning, som i dag præger en række stater efter krisen i alifornien. 18

19 igur 4: Status over liberalisering i US 2002 tilgængelig via US's hidtidige erfaringer med liberalisering kan overordnet inddeles i to kategorier hhv. aliforniens forsøg med spotmarkedsmodellen og efterfølgende krise samt forskellige forsøg med en kombination af et spotmarked og et IP (Installed Pacity) kapacitetsmarked i en række af de nordøstlige stater. Til trods for hård kritik af IP i US synes tendensen på nuværende tidspunkt at gå i retning af flere kapacitetsmarkeder. I de nordøstlige stater tyder en række planer om fusionsprojekter mellem systemoperatører på etablering er kapacitetsmarkeder i større regioner..eks. er New England og New York (har pt. IP system) pr. januar 2002 gået i gang med etablering af et fælles marked for denne region [10] og Pensylvania, New Jersey og Maryland (PJM) regionen (har pt. IP system) arbejder ligeledes på at lave et fælles systemansvar med en række andre mindre stater [11]. Endelig indeholder det nye markedsdesign i alifornien en bilateral version af IP [12]. igur 4 viser, at en række andre stater også har påbegyndt liberalisering. Erfaringerne i disse stater vurderes dog endnu at være for spinkle til, at der kan dannes et tilstrækkeligt grundlag for konklusioner. Stater som Texas, Ohio og Illinois har ikke umiddelbart lagt op til introduktion af IP-lignende systemer. Disse stater er imidlertid stadig i gang med at formulere deres markedsstruktur [13,14] og befinder sig i dag alle i en situation, hvor systemoperatørerne har advaret om risikoen for, at en varm sommer kan føre til kapacitetsproblemer. De enkelte staters valg af liberaliseringsmodel har i høj grad været præget af historiske forhold. I PJM regionen er det nuværende IP-marked således blot en omstruktureret version af et IP-system, som blev introduceret længe før man påbegyndte liberalisering af den amerikanske elsektor [15]. Motivationen for oprettelsen af IP i det regulerede system var de stordriftsfordele, som kunne opnås ved deling af produktionsudstyr på tværs af de regi- 19

20 onale vertikalt integrerede distributionsselskaber. Oprettelsen af IP gjorde det muligt for hver enkelt aktør, at byde på retten til at råde over et anlæg i en given periode. I det regulerede system havde alle producenter incitament til at deltage i IP markedet, idet man alternativt blot ville gå glip af de potentielle fordele ved samhandel. Kapacitetsmarkeder i PJM, New York og New England En central motivation bag liberaliseringen af elmarkedet i US var ønsket om at mindske unødig omkostningsfuld reservekapacitet. En række stater har imidlertid erkendt, at spotmarkedet ikke på nuværende tidspunkt kan forventes at tilvejebringe tilstrækkelig kapacitet til at sikre forbrugerne imod situationer med ufrivillig afkobling. or at løse dette problem har man i de ovenfor nævnte stater valgt at tilpasse den historiske IP idé til et dereguleret marked. IP systemet er baseret på en forbrugerforpligtigelse, hvor det pålægges hver enkelt balanceansvarlig, at fremskaffe tilstrækkelig kapacitet til at dække sit forventede forbrug plus en reservemargin i en given fremtidig periode. Reservemargin fastsættes af en den systemansvarlige, som dermed har det overordnede ansvar for forsyningssikkerheden. Den balanceansvarlige kan sikre sig kapacitet via bilaterale kapacitetskontrakter, egen produktionskapacitet, fysisk efterspørgselsreduktion eller handel på en auktion for kapacitetscertifikater. Producenternes indkomst baseres med denne markedsstruktur på salg af to produkter hhv. energi på elmarkedet og kapacitet på IP-markedet. Sidstnævnte kræver, at producenten tilmelder sig systemet, og igennem en række tests beviser overfor systemoperatøren, at kapaciteten rent faktisk er til rådighed, dvs. i stand til at producere i den givne periode. Den samlede efterspørgsel i IP markedet fastlægges af systemoperatøren udfra systemets forventede spidslast plus en reservemargin, der tager højde for uforudsete udfald af værker, fremskrivningsusikkerhed mm. Denne reserve margin er fastlagt på baggrund af Northmerican Electric Reliability ouncil s (NER) kriterium for forsyningssikkerhed: Et hvert områdes ressourcer skal planlægges således, at sandsynligheden for ufrivillig afkobling af kunder pga. manglende kapacitetsressourcer i gennemsnit ikke overstiger en hændelse over en tiårs periode.[12] I princippet betyder dette, at man med IP systemet vælger at fastholde kriteriet for forsyningssikkerhed kendt fra det regulerede regime. Den forventede spidslast udregnes i de eksisterende systemer, som den historiske spidslast i samme periode det foregående år. or at tilskynde, at distributionsselskaberne opfylder deres kapacitetskvote, pålægges der en strafpris pr. enhed af uopfyldt IP forpligtigelse. Denne strafpris fungerer som et prisloft. I teorien vil et IP-system give den samme kapacitetsportefølje som spotmarkedsmodellen i en situation med manglende prisfleksibilitet i efterspørgs- 20