Redegørelse for prisdannelsen i november 2005 i Østdanmark

Transkript

1 Til Redegørelse for prisdannelsen i november 25 i Østdanmark Resumé Ikke-markedsbaseret flaskehalshåndtering af interne flaskehalse i Sverige betød reduceret handelskapacitet på Øresundsforbindelsen til Østdanmark og dermed en anstrengt effektsituationen med tilhørende meget høje spotpriser i en række timer i november 25. I disse timer havde prisområderne Østdanmark og Kontek samme spotpriser. I prisområde Kontek var indgivet salgsbud til en meget høj pris. Den reducerede handelskapacitet på Øresundsforbindelsen - og dermed reduceret udbud fra Sverige - bevirkede, at dette bud i Kontek blev aktiveret og således også var prissættende i Østdanmark. Lille vindproduktion samt havari på Avedøreværket medførte i tillæg reducerede produktionsmuligheder i Østdanmark. 13. januar 26 ulm/ulm Årsagen til den svenske håndtering af interne flaskehalse er en svensk målsætning om at fastholde Sverige som ét prisområde. Ønsket om ét prisområde skyldes en svensk frygt for konkurrenceforholdende ved opdeling i flere prisområder. Dette bevirker, at interne flaskehalse er blevet "flyttet" til hovedsageligt Øresundsforbindelsen. Den uhensigtsmæssige flaskehalshåndtering medførte således en situation med sammenfald af ekstreme spotpriser i Østdanmark, ledig kapacitet på Øresund samt ledig produktionskapacitet i Sydsverige, der ikke fik adgang til spotmarkedet. I overensstemmelse med den nordiske markedsmodel kunne denne kapacitet have været i drift i spotmarkedet. Samtlige driftsklare centrale og decentrale værker i Østdanmark var i drift i spotmarkedet. Disse var budt ind til omkostningsægte priser. Således er det ikke manglende konkurrence i Østdanmark, men anstrengt effektbalance, manglende likviditet i prisområde Kontek samt svensk håndtering af interne flaskehalse, som var grunden til de høje spotpriser i Østdanmark. Den systemansvarlige virksomhed i Sverige, Svenska Kraftnät, har i et brev til Energinet.dk foreslået, at Østdanmark og Sverige slås sammen til ét anmeldelsesområde i spotprisberegningerne på Nord Pool. Håndtering af flaskehalse internt i dette område foreslås som følge heraf håndteret ved modhandel. Det foreslås, at finansieringen af denne modhandel skal ske ved en afgift (markedspladsafgift) pr. MWh, fordelt på hele Norden. Energinet.dk mener ikke, at forslaget løser den bagvedliggende fundamentale problemstilling. I tillæg vil et fælles anmeldelsesområde betyde, at evt. fysiske flaskehalse på Øresundsforbindelsen ikke afspejles i spotprisen. Effektiv håndte- Dokument nr Ulrik Møller 1/28

2 ring af flaskehalse bør håndteres der, hvor de fysisk opstår. I det konkrete tilfælde bør håndteringen foregå i det svenske Snit 2. Finansieringsforslaget medfører en fravigelse af det økonomiske princip om, at "dén der belaster betaler", idet flaskehalsomkostninger pålignes alle aktører i Norden. Energinet.dk har foretaget investeringer, som har elimineret alle interne flaskehalse i Danmark. Disse investeringer pålignes danske forbrugere gennem nettariffen. Energinet.dk finder det derfor ikke rimeligt, hvis alle nordiske forbrugere, herunder danske, skulle bidrage til at finansiere håndteringen af interne svenske flaskehalse. Dette bør være et rent svensk anliggende. Samtidig er en markedspladsafgift at sammenligne med en skat med et fiskalt formål, og medfører derfor en forvridning til skade for den samlede markedsfunktion i Norden. Energinet.dk mener, at der findes effektive metoder til at imødegå lignende situationer i fremtiden: - På helt kort sigt bør beregningerne af handelskapaciteten på Øresundsforbindelsen tage højde for al driftsklar produktionskapacitet i Sydsverige, således at ovenstående problematiske situation ikke gentages. - På kort sigt kan interne flaskehalse i Sverige håndteres ved modhandel uden at definere Østdanmark og Sverige som ét prisområde. Det betyder, at den fulde handelskapacitet på Øresund kan stilles til rådighed for markedet, og samtidig vil en evt. fysisk flaskehals på Øresund på korrekt vis afspejles i spotprisen. - På mellemlang sigt bør man opdele Sverige i flere prisområder. Dette er den markedsmæssigt mest korrekte løsning. Spotpriserne i de enkelte prisområder vil afspejle elsystemets fysiske tilstand og således sende et korrekt signal til markedet. Korrekte prissignaler i Sverige vil på kort sigt medføre en bedre produktionsfordeling i hele Norden samt understøtte en meraktivering af det priselastiske elforbrug. Beregninger indikerer, at håndteres den interne svenske flaskehals ved prisområder, således at spotprisen i et sydsvensk prisområde afspejler elsystemets fysiske tilstand, vil det medføre, at udvekslingen på overføringsforbindelsen mellem Vestdanmark og Sydsverige (Kontiskan) vil vende og gå mod Sydsverige. Dette vil bidrage med en forbedring af effektbalancen i Sydsverige på over 1 MW. Den nuværende håndtering af interne flaskehalse i Sverige er således ikke kun uhensigtsmæssig, men bidrager også til at forværre effektsituation i Sydsverige og dermed Østdanmark. Den svenske modstand mod flere prisområder i Sverige begrundes i en frygt for manglende konkurrence i de enkelte prisområder i Sverige. Energinet.dk mener, at hvis denne frygt er reel, løser fastholdelse af Sverige som ét prisområde ikke problemet. Manglende konkurrence mellem enkelte delområder afhjælpes kun ved at øge den fysiske overføringskapacitet mellem områderne. Kunstigt store prisområder betyder blot, at problemet enten skubbes til grænsen eller flytter over i "modhandelsmarkedet", afhængigt af metoden til flaskehalshåndtering. I begge tilfælde forstyrres prissignalerne, der burde lede til merinvesteringer, som ville afhjælpe situationen. Dokument nr Ulrik Møller 2/28

3 - På lang sigt kan de interne svenske snit udbygges. Energinet.dk har allerede foretaget følgende: - Pr. 5. januar 26 blev den gamle aftale på 35 MW på Kontek-forbindelsen ophævet. Dette medfører, at effekten fastholdes i Østdanmark, hvis der er behov herfor. - Den fremtidige elektriske Storebæltsforbindelse vil medføre, at der kan overføres effekt fra Vestdanmark. I den aktuelle situationen havde det medført vestdanske spotpriser i Østdanmark. Begge tiltag er foretaget uafhængigt af de aktuelle hændelser, men vil bidrage til at lignende situationer i fremtiden undgås. Dokument nr Ulrik Møller 3/28

4 1. Indledning. Spotpriserne i Østdanmark har siden november 25 i langt højere grad end normalt været kendetegnet ved prisspidser. I de fleste højlast timer har spot prisen ligget på 8 DKK/MWh og opefter. Til sammenligning betyder den kraftige overføringsforbindelse mellem Østdanmark og Sverige, at Østdanmark normalt følger det nordiske prisniveau omkring 25 DKK/MWh. De højeste spotpriser blev noteret den 28. november i timerne 18 og 19 på over 13. og knapt 9 DKK/MWh. Priserne er samtidig de højeste som er noteret i Nord Pools historie. Dette notat fokuserer hovedsaligt på hændelsesforløbet omkring disse ekstreme priser, men årsagen og konklusionerne kan udstrækkes til også at gælde for andre prisspidser i november 25. Kapitel 2 redegør for hændelserne, mens kapitel 3 vurderer forskellige fremadrettede tiltag. Denne redegørelse er udarbejdet efter henvendelse fra de danske og svenske myndigheder. Dokument nr Ulrik Møller 4/28

5 2. Markedssituationen i Østdanmark den. 28 og 29. november. Nedenstående figur viser den østdanske spotpris sammen med spotpriserne i de tilstødende prisområder den 28. og 29. november. DKK/MWh Timer Spotpriser Østdanmark Sverige Spotpriser Kontek Spotpris EEX Figur 1: spotpriser d. 28 og 29. november. Figuren viser, at Østdanmark er afkoblet det nordiske niveau (angivet ved spotprisen i Sverige) fra og med time 7 til time 21 begge dage. Udsving i den tyske spotpris på EEX afslører turbulens på det europæiske marked. Således når prisen på EEX op på over 3. DKK/MWh i timerne 18 og 19, både den 28. og 29. november. Det typiske prisniveau på EEX er omkring 5 DKK/MWh. Høj efterspørgsel, som følge af uventet kulde, samt en anstrengt udbudssituation har samlet betydet en anstrengt effektbalance i Europa. Yderligere betyder manglende gennemsigtighed om de underliggende fysiske faktorer, at de kontinentale europæiske markeder i tillæg tilføres nervøsitet. Denne turbulens på de europæiske markeder vil under alle omstændigheder helt naturligt overføres til (Øst)Danmark i det omfang markederne er sammenhængende, og effektbalancen i de to danske områder er anstrengt. Overordnet set skyldes de ekstreme spotpriser i Østdanmark to forhold, nemlig 1)svensk målsætning om, at fastholde Sverige som ét prisområde hvilket medførte reduktioner i handelskapaciteten på Øresundsforbindelsen og dermed anstrengt effektbalance i Østdanmark, og 2)manglende likviditet i det nye Nord Pool prisområde Kontek i Nordtyskland. Dette afspejles i ovenstående figur, hvor den prismæssige afkobling mellem Østdanmark og Sverige er tydelig. Overføringsforbindelsen "Kontek-forbindelsen" forbinder markedsmæssigt prisområde Kontek med Østdanmark. Meget høje priser i Kontek området er derfor blevet overført til Østdanmark. Af ovenstående figur ses således, at spotpriserne i de to prisområder er sammenfaldende i de fleste timer. Prisområde Kontek er ligeledes forbundet med Vestdanmark, men gunstig effektbalance i Vestdanmark forhindrede at spotpriserne (pr. automatik) kunne overføres til Vestdanmark. Dokument nr Ulrik Møller 5/28

6 2.1 Effektbalancen i Østdanmark d. 28. og 29. november. En række forhold gennem november betød, at effektbalancen i Østdanmark blev anstrengt. I særdeleshed den 28. november. Nedenstående figur illustrerer effektbalancen (opgjort som time-energier) og spotprisen i Østdanmark for samtlige 48 timer d. 28. og 29. november. Figuren viser, at timerne med spotpriser der overstiger 4-5 DKK/MWh er der intet overskud af (produktions)kapacitet i det Østdanske elsystem (når reserver ikke betragtes). MWh/h 8 DKK/MWh Timer Effektbalance i Østdanmark Spotpriser DK-Ø Figur 2: effektbalance og spotpris i Østdanmark d. 28. og 29.november. Effektbalancen består af en række delkomponenter som hver især har bidraget til den anstrengte situation i Østdanmark: - I sidste halvdel af november, har Avedøreværket som følge af havari været ude af drift i flere omgange. Dette betød en reduktion i den driftsklare centrale kapacitet på 4 MW eller omkring 2% af den centrale driftsklare kapacitet til bud i spotmarkedet (dvs. driftsklare kapacitet fratrukket reserver). - Vindproduktionen var meget lav eller ikke eksisterende. Vindproduktionen kan udgøre op til ca. 6 MWh/h. Nedenstående figur illustrerer den forventede vindproduktion. Den forventede produktion omkring 2 MWh i timerne 18 og 19 d. 29. november kan have betydet, at spotprisen ikke steg højere end omkring 5 DKK/MWh, i stedet for godt 13. DKK/MWh dagen før, hvor der ingen vind var. - Importhandelskapaciteten på overføringsforbindelsen mellem Østdanmark og Sverige har fra svensk side været kraftigt reduceret gennem november. I de kritiske timer helt ned til ca. 2% af den normale kapacitet på 13 MW. Årsagen er en svensk (politisk) målsætning om at fastholde Sverige som ét prisområde. Opfyldelse af denne målsætning besværliggøres af en (fra svensk side påstået) anstrengt effektbalance i Sydsverige. Således medfører den "anstrengte" effektbalance en intern flaskehals i sydgående retning (det såkaldte snit 2) mellem Nord og Sydsverige. Håndteringen af den interne svenske flaskehals gøres ved, at handelskapaciteten på Øresundsforbindelsen reduceres 1. Disse reduktioner har imidlertid været af en størrelse, der 1 Der manglede der ca. 7 MW i timen med rekordprisen for at skaffe priskryds (udbuds- og efterspørgselskurverne skar ikke hinanden). Disse blev fremskaffet ved modhandel gennemført af Energinet.dk og Svenska Kraftnät, jf. den vedtagne og offentliggjorte procedure. Dokument nr Ulrik Møller 6/28

7 medførte en så lav spotpris i Sverige, at der var ledig produktionskapacitet i Sydsverige. Karlshamnværket fik således ikke tilslag i spotmarkedet. Håndteringen af interne svenske flaskehalse, herunder manglende tilslag i spotmarkedet af Karlshamnværket behandles nedenfor. - Energi E2s (gamle) aftale om levering af op til 35 MWh/h i Tyskland har bidraget til yderligere, at dræne Østdanmark for effekt. Aftalen er behandlet nedenfor. Fysik, MW og MWh 25 Spotpriser, DKK/MWh Handelskapacitet S-->DK Ø Spotpriser DK-Ø Vind Dec k/v Forventet forbrug i Østdanmark Timer Figur 3: Diverse fysiske forhold og spotpris i Østdanmark d. 28.og 29. november. 2.2 Prisområde Kontek. Det nye prisområde på Nord Pool Spot, Kontek blev introduceret d. 5. oktober. Siden midten af november har området været kendetegnet ved dalende likviditet, jf. nedenstående Figur 4. KONTEK Turnover 25., 2., 15., 1., 5.,, MWh Buy Sell Date Figur 4: Køb og salg i prisområde Kontek. Kilde: Nord Pool Spot. Dokument nr Ulrik Møller 7/28

8 D. 28. november nås et foreløbigt lavpunkt for likviditeten. Dette medførte ikke kun en meget volatil prisdannelse, men også, at det ikke var fysisk muligt at eksportere energi fra Kontek til Østdanmark svarende til kapaciteten på kontekforbindelsen. Figur 5 illustrerer dette. I netop timerne med de højeste prisspidser går udvekslingen mod Østdanmark. Nord Pool råder over 55 MW på Kontek-forbindelsen i nordgående retning. I time 18 den 28. november overføres imidlertid kun 25 MWh. Dette, på trods af en meget anstrengt effektbalance i Østdanmark. Et lille udbud af energi i Kontek er årsagen til, at det ikke er muligt at købe mere energi i prisområde Kontek. MWh/h 8 7 DKK/MWh Timer Effektbalance i Østdanmark Nord Pool udveksling Kontekforbindelsen Spotpriser DK-Ø Spotpriser KT Figur 5: Effektbalance i Østdanmark, udveksling på Kontek-forbindelsen (over -linjen er udveksling mod Østdanmark) og spotpriser i KT og DK-Ø d. 28 og 29. november Årsagen til den manglende fuldlastning af Kontek-forbindelsen kan illustreres i en udbud og efterspørgselsfigur. Figur 6 er en gengivelse af Nord Pools budkurver for time 18 for de to prisområder. Forskellen mellem den stiplede og fuldt optrukne efterspørgselskurve i prisområde Kontek udgør eksporten på 25 MWh. Tilsvarende udgør importen til Østdanmark fra Kontek, forskellen mellem den stiplede og fuldt optrukne udbudskurve. Efterspørgslen i Østdanmark er uelastisk, hvilket illustreres som en lodret linje. Dokument nr Ulrik Møller 8/28

9 -2 MWh/h DKK/MWh Timer Kontek Østdanmark P = DKK/MWh Udbud Efterspørgsel Udbud Efterspørgsel Udveksling: 25 MWh Figur 6: Budkurver time 18 den 28. november. Figur 6 viser, at der maksimalt kan eksporteres ca. 25 MWh fra Kontek, givet at der skal dannes et priskryds i Kontek. Samtidig er 25 MWh netop den mængde som medfører, at "enderne i Østdanmark kan nå sammen". I Østdanmark mødes udbud og efterspørgsel som et sammenfald af de lodrette dele af budkurverne. Spotprisen i Østdanmark sættes af skæringen mellem udbud og efterspørgsel i prisområde Kontek. Sammenfaldet mellem udbud og efterspørgslen i Østdanmark betyder i princippet uendelig mange skæringspunkter og derfor intuitivt uendelig mange ligevægtspriser. Da Kontek-forbindelsen ikke er fuldlastet udgør prisområderne Kontek og Østdanmark et sammenhængende marked, og derfor er spotprisen på DKK/MWh en entydig markedsligevægt. For netop, at sikre priskryds i Kontek og Østdanmark, gennemførte Energinet.dk og Svenska Kraftnät - efter henvendelse fra Nord Pool Spot - en planlagt modhandel på 7 MW i denne time. Planlagt modhandel foregår ved, at der udmeldes 7 MW ekstra handelskapacitet på Øresundsforbindelsen (ifht. den fra SvKs side accepterede handelskapacitet). Dette medfører, at der importeres yderligere 7 MWh fra Sydsverige. 2.3 Energi E2s adfærd. Energi E2 er den dominerende udbyder af kommerciel el i Østdanmark. Energi E2 har en klar interesse i høje spotpriser, herunder at medvirke til at situationer med høje spotpriser opstår. Derfor afdækkes i hvilket omfang E2 havde ledig og køreklar produktionskapacitet i de relevante timer, som kunne have medført lavere priser. Dokument nr Ulrik Møller 9/28

10 Nedenstående figur illustrerer Energi E2s effektoverskud og spotpriserne i Østdanmark. Af figuren ses, at ved spotpriser over 25 DKK/MWh, var al køreklar kapacitet i drift i de pågældende timer. FIGUR UDELADT Figur 7: Effektoverskud Energi E2 og spotpriser i Østdanmark den 28. og 29. november. Dog bør det påpeges, at Energi E2 har eksporteret 35 MWh, idet E2 har overholdt sin kontraktmæssige forpligtigelse til at levere energi i Tyskland via den gamle aftale på Kontek-forbindelsen. Energi E2s kontraktmæssige forpligtigelse med VEAG omkring levering af op til 35 MWh/h i Tyskland, medførte eksport af 35 MWh trods en anstrengt situation i Østdanmark og meget høje spotpriser. Aftalen kan siges at være meget belejlig for E2 i den givne situation. Eksporten af 35 MW har bidraget til at dræne Østdanmark for effekt og dermed til høje spotpriser. Energi E2 har ikke foretaget sig noget aktivt i forsøget på at fastholde effekten i Østdanmark. Energinet.dk valgte efter hændelsen den 28. november, at reducere eksporthandelskapacitet på Kontek-forbindelsen i forsøget på at fastholde effekten i Østdanmark og dermed sikre et priskryds. Således er tilgængelig kapacitet på overføringsforbindelsen forudsætningen for gennemførelse af E2s kontraktmæssige forpligtigelse. Det skal understreges, at Energinet.dk kun har foretaget reduktioner i det omfang, at det har sikret at udbud og efterspørgsel (forventeligt) har været i balance. Det har således ikke været målet, at sikre en bestemt (lav) spotpris. 3. Vurderinger af markedssituationen og fremadrettede tiltag. Prisdannelsen i november vurderes hovedsagligt, at være resultatet af en uhensigtsmæssig flaskehalshåndtering i Sverige og et sammenfald af en række uheldige omstændigheder i Østdanmark og prisområde Kontek. Det skal nævnes at der endvidere var ca. 3% af den køreklare centrale kapacitet i Østdanmark tilbageholdt som reserver til systemydelser og regulerkraft, jf. de aftaler Eneginet.dk har indgået i Nordel regi 2. I de følgende foretages en række vurderinger af den aktuelle prisdannelse samt forslag til fremadrettede løsninger. Disse fremadrettede løsninger indebærer bl.a. en elektrisk Storebælts-forbindelse og ophævelse af den gamle aftale på Kontek-forbindelsen. Tiltag i disse sammenhænge er allerede foretaget uafhængigt af hændelserne i november. 2 Energinet.dk foretager løbende vurdering af behovet for reserver. Således er der, uafhængigt af - og før hændelserne i november, nedsat en projektgruppe som vurderer behov og indkøbsstrategi. De ekstreme spotpriser i november vil naturligvis blive medtaget i dette projektarbejde. Dokument nr Ulrik Møller 1/28

11 3.1 Håndtering af interne flaskehalse i Sverige. Hovedparten af det svenske produktionsapparat er placeret i Nordsverige og hovedparten af forbruget i Sydsverige. Sydgående transporter fra det nordlige Sverige til Østdanmark og Kontinentet medfører undertiden flaskehalse på interne snit i Sverige. Da frembringelsesomkostningerne - og dermed spotpriserne - ofte er højere i Østdanmark og på kontinentet end i Nordsverige, medfører det eksport fra Sverige. Eksporten er sammen med forbruget i Sydsverige summen af udtag i Sydsverige som skaber flaskehalsen i Midtsverige. Udvekslingen på Øresundsforbindelsen udgør en del af denne eksport. Udveksling på overføringsforbindelserne Kontiskan til Vestdanmark, SwePol til Polen og Baltic Cable til Tyskland udgør resten. Da målsætningen er at Sverige skal fastholdes som ét prisområde uden brug af modhandel, kan Svenska Kraftnät enten vælge at håndtere disse interne flaskehalse, at reducere forbruget i Sydsverige eller udvekslingen. Svenska Kraftnät vælger således at reducere handelskapaciteten og dermed udvekslingen, således at der er balance i Sydsverige. Svenska Kraftnät foretager dagligt -dagen før driftsdøgnet - en vurdering af forventet produktion og forbrug i Sydsverige. Hertil tillægges den maksimale importkapacitet fra Nordsverige samt fratrækkes eksportkapaciteten ud af Sydsverige. Giver eksport fra Sydsverige til bl.a. Danmark anledning til, at den maksimale importmuligkapacitet fra Nordsverige overskrides, reduceres handelskapaciteten på udlandsforbindelserne indtil der er balance i det sydsvenske elsystem. Se i øvrigt bilag 1. MWh/h -2 Energinet.dk Spotflow og handelskapacitet mellem Danmark Øst og Sverige november DK SE DK SE Handelskapacitet Spotflow Figur 8: Handelskapacitet og Nord Pool Spotflow mellem Østdanmark og Sverige. Kilde: Energinet.dk Markedsrapport november 25. Figur 8 er en gengivelse af timeværdier for handelskapacitet på Øresundsforbindelsen. Kun i en række af lavlast timerne tillades fuld kapacitet fra Sverige på Øresundsforbindelsen. Indtil marts 24 blev reduktionerne i handelskapaciteten på overføringsforbindelserne mellem Sydsverige og Danmark/Norge/Tyskland/Polen foretaget pro rata. Herefter blev indført et såkaldt virtuelt prisområde i Sydsverige. Dette betød, at anmeldingsområdet med den største forskel til den svenske spotpris (ved pro rata fordeling) fik tildelt mest handelskapacitet inden for rammerne af den samlede begrænsning. Dokument nr Ulrik Møller 11/28

12 Dette sikrede, i modsætning til den mindre dynamiske pro rata fordeling, at udvekslingen af energi fra Sydsverige altid foregik i retning af de(n) højeste spotpris(er). Ultimo 25 er Svenska Kraftnät midlertidig vendt tilbage til den tidligere pro rata metode i højlast timer hvor den nominelle handelskapacitet på overføringsforbindelserne i Sydsverige medfører udveksling som ikke kan fastholde Sverige som ét prisområde, jf. bilag 3. Energinet.dk ser ingen drifts- eller markedsmæssig begrundelse for denne tilbagevending. Samtidig kan det bidrage til at forværre situationen i Østdanmark, i tilfælde med større behov for udveksling mod dette prisområde end andre. 3.2 Markedsbaseret håndtering af flaskehalse vs. den aktuelle håndtering af interne svenske flaskehalse. Den nordiske markedsmodel som er centreret omkring flaskehalshåndtering på Nord Pool benytter prissignalet som værktøj til at skabe balance indenfor og imellem de nordiske delområder (prisområder) dagen før driftsdøgnet. Denne metode er markedsbaseret og sikrer en optimal håndtering af overføringskapaciteten samt fordeling af produktionsressourcerne. Metoden til håndtering af interne flaskehalse i Sverige er en ikke-markedsbaseret metode, idet prissignalet ikke benyttes til at skabe balance. Flaskehalsen håndteres "administrativt" inden den systemansvarlige virksomhed i Sverige overdrager handelskapaciteterne på overføringsforbindelserne til Nord Pool, til beregning af områdespotpriserne. Håndtering af interne flaskehalse ved at reducere eksporthandelskapaciteten (set fra svensk side) på bl.a. Øresundsforbindelsen, sikrer at Sverige kan fastholdes som ét prisområde. Svenska Kräftnets ex ante vurdering af effektbalancen for det kommende driftsdøgn betød en meget lav eksporthandelskapacitet på Øresund den 28. november. Handelskapaciteten på overføringsforbindelserne i Norden har stor betydning for spotpriser. Det medførte derfor, at Karlshamnværket i Sydsverige ikke fik tilslag i spotmarkedet, trods at effektbalancen vurderes som anstrengt i Sydsverige. Svenska Kraftnät medtager ikke Karlshamnværket i beregningerne af forventet effektbalance. Dette medfører en lavere handelskapacitet på Øresund end behøvet. Samtidig bliver spotprisen i Sverige for lav til rentabel drift af værket. Årsagen til denne praksis er ukendt. Det kan imidlertid konstateres, at praksissen ikke er ophørt efter situationen den 28. november, trods påpegning fra Energinet.dk s. Forholdet behandles yderligere i næste afsnit. Vurdering af effektbalancen har d. 28. november, og i andre situationer i november har således betydet, at: - hvis effektbalancen i Sydsverige er anstrengt afspejles dette ikke i den svenske spotpris, jf. Figur 1. Problemet overføres til tilstødende områder og afspejles derfor i disse områders spotpris. - situationen på den danske side af Øresundsforbindelsen er anstrengt samtidig med ledig overføringskapacitet på forbindelsen samt ledig produktionskapacitet på den svenske side af forbindelsen. Dokument nr Ulrik Møller 12/28

13 Fundamentalt bør spotprisen fungere som informationssignal i både et kortsigtet og langsigtet perspektiv og således afspejle den korrekte tilstand i det sydsvenske område. I dette tilfælde vil det sikre, at Karlshamnværket får tilslag i spotmarkedet hvis der er behov for værket i Sydsverige eller Østdanmark. Forvredne spotpriser kan derfor medføre en ikke-optimal produktionsfordeling i det nordiske område. 3.3 Karlhamnværket og håndteringen af Baltic Cable. Energinet.dk (og Nord Pool Spot) modtog i midten af december 25, en henvendelse fra E.ON Sverige der ønskede at "flytte" Karlshamnværket i Sydsverige. Formålet med denne virtuelle flytning er, at dette værk skal bydes ind i prisområde Østdanmark frem for Sverige. Karlshamnværket har ikke fået tilslag til drift i timer med for lave svenske spotpriser og ønsker derfor at flytte virtuelt til Østdanmark hvor spotpriser er højere. Dette er i klar modstrid med den nordiske markedsmodel og vil samtidig betyde at E.ON skal tilbydes prioriteret adgang på Øresundsforbindelsen. Det sidste er i modstrid med princippet om lige og ikke-diskriminerende adgang til transmissionssystem for alle kommercielle aktører. Energinet.dk og Nord Pool Spot kan ikke støtte forslaget, og mener i stedet at fokus bør rettes på det egentlige problem, nemlig den ikkemarkedsbaserede håndtering af interne flaskehalse i det svenske elsystem. Svenska Kraftnäts vurdering af effektbalancen i Sydsverige og følgende konservative tildeling af handelskapacitet på Øresund har som nævnt bevirket at Karlshamnværket ikke har fået tilslag i spotmarkedet. Nord Pool Spot har derfor beskrevet en alternativ mulighed, hvorefter det i beregningen af handelskapaciteten antages, at Karlshamnværket er i drift. Isoleret betyder det, sammenlignet med den nuværende håndtering, at handelskapaciteten på Øresundsforbindelsen kan øges. Givet tilpas anstrengt effektbalance i Sydsverige vil værket derfor få tilslag i spotmarkedet. Forslaget medfører ikke fuld handelskapacitet på Øresundsforbindelsen, men kunne måske være et skridt på vejen til at sikre en bedre fordeling af produktionsressourcerne i Norden. I relation til den nuværende drift af Karlshamnværket, men også drift af overføringsforbindelsen mellem Sverige og Tyskland (Baltic cable), kan man imidlertid observere et underligt fænomen. Fænomenet er meget lidt foreneligt med målsætning om velfungerende og transparente markedsforhold, men kan måske forklare hvorfor Karlshamværket ikke medtages på positivsiden i vurderingen af effektbalancen. I forlængelse af manglende tilslag for Karlshamnværket i spotmarkedet, har Svenska Kraftnät efterfølgende tilladt E.ON Sverige at foretage en bilateral handel på Baltic Cable, således at værket er blevet "afsat" i Tyskland. For time 18 den 28. november var den udmeldte kapacitet på Baltic Cable før driftsdøgnet 15 MW, hvor den fysiske udveksling var 561 MWh, jf. Figur 1 nedenfor. Denne "fejlvurdering" af eksportmulighed på Baltic Cable kan naturligvis i princippet ikke undgås. Denne "fejl" gentages dog imidlertid daglig i højlast timerne og virker derfor som en bevidst kalkulation. Figur 9 illustrerer dette gennem tre uger i januar 26, Dokument nr Ulrik Møller 13/28

14 MWh/h Physical Exchange og Capacity on Baltic cable between Sweden og Germany January 26 8 Energinet.dk DE SE 4 DE SE Exchange, MWh/h Capacity, MW Week days with peak hours Figur 9 Handelskapacitet og udveksling på Baltic Cable (nominel effekt er 6 MW) I figuren ses, at den fysiske udveksling i de fleste højlast timer overstiger den udmeldte kapacitet. Det virker som om kapaciteten på Øresund tilpasses således, at Karlshamnværket netop ikke skal have tilslag i det nordiske spotmarked. I stedet afsætter værket energi til Tyskland hvor spotprisen er højere. Det er naturligvis i overensstemmelse med effektiv markedshåndtering, at udvekslingen foregår i retning af den høje pris, men det skal erindres at den høje (sande)pris muligvis burde være i Sydsverige. Fænomenet kan muligvis forklares ud fra to umiddelbart uforenelige målsætninger, men som ved denne praksis er forenelige; Sverige skal holdes sammen som ét prisområde med samme (lave) pris og E.ON Sverige ønsker at afsætte til den højest mulige pris. En forøgelse af kapaciteten på Øresund, svarende til Karlshamnværket, ville betyde en lidt højere pris i Sverige og prissammenfald med Østdanmark, jf. Figur 1, men stadig lavere end i Tyskland. Der er ejersammenfald mellem Baltic cable og Karlshamnværket, idet Baltic Cable er ejet i fællesskab af E.ON Sverige (1/3) og StatKraft Energi (2/3). Dette ejerforhold samt forskellen mellem udmeldt kapacitet og fysisk flow synes ikke i overensstemmelse med en målsætning om transparente markedsforhold. Sammenfald i ejerskabet betyder samtidig, at tariffen på op til 15,2 EUR/MW pr. time for benyttelse af Baltic Cable, har mindre eller ingen betydning for drift af Karlshamnværket, relativt til andre aktører. 3.4 Henvendelse fra Svenska Kraftnät. Energinet.dk har 3. januar modtaget et brev fra Svenska Kraftnät. Brevet er gengivet i bilag 4. Heri foreslås en løsning til at undgå lignende situationer i fremtiden. Det foreslås, at Østdanmark og Sverige slås sammen til ét anmeldingsområde. Flaskehalse internt i dette område, herunder på Øresundsforbindelsen foreslås håndteret med planlagt modhandel. Finansieringen af denne modhandel anbefales finansieret af den tidligere foreslåede "marknadsavgift". Afgiften er en enhedsafgift på energi i hele Norden. Dokument nr Ulrik Møller 14/28

15 Som udgangspunkt kan det undre, at modhandel foreslås som metode til flaskehalshåndtering, da Svenske Kraftnät i den aktuelle og tidligere situationer ikke har benyttet modhandel. Det kan virke som om den i brevet, positive holdning til modhandel hænger sammen med den kollektive finansieringsform. Defineres Østdanmark og Sverige som ét anmeldingsområde medfører det en udviskning af de geografiske placeringer af forbrug og produktion i henholdsvis Østdanmark og Sverige. I spot-markedsmæssig sammenhæng vil det betyde, at den nuværende reducerede handelskapacitet på Øresundsforbindelsen øges til "uendelig". Det medfører, at interne svenske flaskehalse ikke længere kan flyttes til Øresundsforbindelsen. Omvendt medfører det samtidig, at hvis den fysiske flaskehals rent faktisk befinder sig på Øresundsforbindelsen vil dette ikke afspejles i spotprisen. Kendskab til geografisk placering af forbrug og produktion er forudsætningen for effektiv flaskehalshåndtering. Derfor bør importhandelskapaciteten på Øresund i relation til spotmarkedet fastlægges til den faktisk fysiske 3 på 13 MW (bortset fra nedbrud på selve forbindelsen), og fortsat indgå i optimeringen på Nord Pool Spot. Det væsentligste problem ved forslaget, som også er gældende ved den nuværende håndtering, afhjælpes ikke; Den forholdsvis lave spotpris i (Syd)Sverige medfører, at udvekslingen af energi bevæger sig væk fra Sydsverige. Især forbindelserne mod Danmark og kontinentet er for nuværende kendetegnet ved, at udvekslingen bevæger sig væk fra Sverige, da priserne er højere i disse områder. Det medfører både en reduceret markedseffektivitet med også at systemdriftssikkerheden kompromitteres. Det vil også være tilfældet hvis Østdanmark og Sverige defineres som ét anmeldingsområde. Sydsverige som selvstændigt prisområde, vil i modsætning hertil derfor betyde, at udvekslingen vil vende og bevæge sig mod Sverige, givet effektknaphed i Sydsverige. Det kan undre, at Svenska Kraftnät ikke ønsker at gøre brug af en markedsbaseret flaskehalshåndteringsmetode som understøtter driften af det svenske elsystem. Forslaget fra Svenska Kraftnät vil muligvis udviske de konkrete høje spotpriser, men medfører, at det egentlige problem ikke løses og i tillæg medføre andre uhensigtsmæssigheder, idet evt. flaskehalse på Øresunds-forbindelsen ikke afspejles i spotpriserne. Forslaget har visse lighedspunkter med ovenstående forslag fra Nord Pool (se side 13), idet modhandel vil fungere som flaskehalshåndteringsmetode. Forslaget adskiller sig imidlertid derved, at forslaget fra Nord Pool ikke vil medføre modhandel der overstiger den fysiske kapacitet på Øresundsforbindelsen. Det betyder, at forslaget fra Nord Pool (delvis)fastholder det helt fundamentale ved effektiv flaskehalshåndtering, nemlig at flaskehalse afspejles i spotpriserne. Effektive prissignaler er afgørende for markedsfunktionen både på kort og lang sigt; I relation til aktiveringen af det priselastiske elforbrug ønskes netop at forbrugssiden reagerer på prissignalet. Denne reaktion er ønskelig, idet at forbrugerne netop bør tilpasse forbruget i de enkelte timer således, at der er over- 3 Den fysiske kapacitet er større, men importhandelskapaciteten er "reduceret" til 13 MW af systemtekniske årsager. Dokument nr Ulrik Møller 15/28

16 ensstemmelse mellem betalingsvillighed og elsystemets omkostninger. Dette forudsætter et omkostningsægte prissignal. På længere sigt bør spotprisen fungere som lokaliseringssignal i forhold til placering af ny produktions - og transmissionskapacitet. Derfor vurderer Energinet.dk forslaget om fælles anmeldingsområde, ikke kun som unødvendigt i relation den aktuelle problemstilling, men også som uhensigtsmæssigt. Et fælles anmeldingsområde er unødvendigt, idet alternativet med fuld handelskapacitet på Øresundsforbindelsen er tilstrækkeligt og samtidig i alle situationer sikrer optimal flaskehalshåndtering. Sverige er ét anmeldingsområde og dermed ét prisområde. Dette er det grundlæggende problem. Problemet løses ikke ved at udvide anmeldingsområdet til Østdanmark. Yderligere kan forslaget betyde, at interne svenske flaskehalse blot flyttes til andre udlandsforbindelser, således at problemet fortsat antager samme omfang, men ikke med Østdanmark. I relation hertil kan det på side 1, afsnit 3 i brevet konstateres, at Svenska Kraftnät finder det bedst at benytte modhandel i forbindelse med fastholdelse af Sverige som ét prisområde. I praksis har man imidlertid ikke valgt den løsning man finder bedst, men valgt at flytte interne flaskehalse for at nå dette mål. Modhandel foreslås som metode til at håndtere Østdanmark og Sverige som ét prisområde. Finansieringen af dette skal foregå ved en fælles nordisk afgift. Herved belaster man de markedsaktører som ikke er årsag til hverken interne svenske flaskehalse eller flaskehalse på Øresund. Det betyder, ikke kun en bevægelse væk fra princippet om "den der belaster systemet, betaler", men også at alle aktører i Norden bliver pålignet en markedsforvridende afgift. Afgiften er fuldt ud, at sammenligne med en fiskal skat. Denne medfører som bekendt en reduceret markedsfunktionalitet, men indføres af politiske hensyn (fordelingsmæssige hensyn). I bilag 5 er gengivet den teoretiske model for udledning af forvridningstabet ved en fiskal skat. Alternativet til håndtering af interne flaskehalse ved modhandel er opdeling af Sverige i to eller flere prisområder. På længere sigt kan flaskehalsen naturligvis fjernes ved udbygning af transmissionsnettet. Det skal nævnes at Norge opdeles i op til fire prisområder, afhængigt af de fysiske flaskehalse. Af hensyn til det finansielle marked bør en opdeling i flere prisområder i Sverige varsles i god tid. Modhandel som flaskehalshåndteringsmetode kan derimod implementeres med det samme. Den svenske modstand mod flere prisområder i Sverige begrundes bl.a. i en frygt for manglende konkurrence i de enkelte prisområder, hovedsaligt i Sydsverige. Energinet.dk mener, at hvis denne frygt er reel, løser fastholdelse af Sverige som ét prisområde ikke problemet. Manglende konkurrence mellem enkelte delområder afhjælpes kun ved at øge den fysiske overføringskapacitet mellem områderne. Kunstigt store områder betyder blot at problemet enten skubbes til grænsen eller flytter over i "modhandelsmarkedet", afhængigt af metoden til flaskehalshåndtering 4. 4 Se Energinet.dk notat " A choice between market splitting and preventive counter trade" for yderligere indformation. Dokument nr Ulrik Møller 16/28

17 Udgør Sydsverige sit eget prisområde, vil dette ikke udløse markedsmagt problemer. Ikke bare af ovennævnte årsag, men også fordi overføringskapaciteten til Sydsverige fra andre lande udgør ca. 55 MW (Kontiskan, Øresund, Hasle, Baltic cable og Swepol) samt overføringskapacitet fra Nordsverige. 3.5 Betydning af flere overføringsforbindelser i Norden/øget handelskapacitet. Nord Pool Spot har udført en række alternative prisberegninger af time 18 den 28. november 25. Figur 1 viser effekten af fuldkapacitet på Øresundsforbindelsen. Capacity Elspot flow Actual flow Price NO2: 358,42 Capacity Elspot flow Actual flow Price NO1: 284,88 Price DK1: 149, ,1-112 Cut 2: Price SE+NO2+FI: 336, Price DK2+KT: 14181,7 Price NO1: 284,88 Price DK1: 149, Cut 2: Price SE+DK2+FI: 46 52, ,1 2 2 Price KT: 369,52 Area NO2 SE+FI DK2 Price Change KT -11 Figur 1: Venstre figur: Realiserede spotpriser og flow time 18, 28. november 25. Højre figur: Elspot simulerede spotpriser med fuld kapacitet på Øresundsforbindelsen. Priser er i NOK/MWh Note: forskellen i Elspot flow og Actual flow i venstre figur på Kontek-forbindelsen, skyldes Energi E2s gamle aftale om at sende 35 MWh i sydgående retning. Figuren viser, at en forøgelse af handelskapaciteten på Øresundsforbindelsen på 45 MW til de normale 13 MW havde medført en udveksling på 818 MWh og således udlignet spotprisen i Østdanmark og Sverige. Spotprisen i Sverige ville være 17 NOK/MWh højere end den faktisk realiserede pris. Og 13.5 NOK/MWh lavere i Østdanmark end den faktisk realiserede spotpris. Det skal bemærkes, at Sverige i denne simulering netop fastholdes som et prisområde, da Sverige optræder som ét anmeldingsområde i Nord Pool Spot prisberegninger. Den øgede udveksling på Øresundsforbindelsen med ca. 45 MWh sammenlignet med den faktiske, kan skyldes øget produktion i Nordsverige. Som følge af den interne svenske flaskehals, kan denne produktion i så fald ikke udveksles med Østdanmark. Nord Pool kender ikke den fysiske placering af forbrug og produktion. Forudsætningen for at simuleringen "holder" er derfor, at der er forbrugs - og/eller produktionsressourcer tilstede i Sydsverige som Dokument nr Ulrik Møller 17/28

18 kan/vil reagere på den ændrede spotpris (eller som efterfølgende kan modhandles), således at Sverige kan fastholdes som ét prisområde. Som nævnt ovenfor har Karlshamnværket i den konkrete situation været til rådighed. Den isolerede betydning på spotpriserne af den kommende Storebæltsforbindelse på 6 MW er gengivet i Figur 11. Price NO2+SE+FI: 334,83 Price NO 1: 284, Cut 2: Price DK1 + D K2: 45,1 15, Price KT: 369,66 Area DK1 DK2 KT Price Change (rel. to actual) +, Figur 11: Elspot simulerede spotpriser med 6 MW Storebæltsforbindelse. Priser er i NOK/MWh Storebæltsforbindelsen havde således medført sammenfaldende spotpriser i Øst - og Vestdanmark. Forbindelsen ville med en udveksling på 45 MWh, ikke være fuldlastet. I bilag 2 er gengivet simulering med både SK4 og Norned forbindelserne. 3.6 Betydning af (for) høje budpriser i Vestdanmark og (for) lave spotpriser i (Syd)sverige. Spotprisen i Vestdanmark var i time 18, den 28. november 15 NOK/MWh og kun 336 NOK/MWh i Sverige. Relativt til Sverige har Vestdanmark således været højprisområde og bidraget til den anstrengte situation i Sydsverige syd for snit 2. Spotpriserne indikerer imidlertid at situationen er mere anstrengt i Vestdanmark og således er det indenfor de givne rammer markedsmæssigt korrekt, at udvekslingen foregår i retning mod Vestdanmark. Intet tydede imidlertid på en anstrengt effektsituation i Vestdanmark. Samtidig overstiger spotprisen områdets variable omkostninger med ca. 2%. Spotprisen kan således ikke siges at afspejle en fuldkommen konkurrence situation. Manglende konkurrence i Vestdanmark kan således bidrage til effektproblemet i Sydsverige og dermed i Østdanmark. Dokument nr Ulrik Møller 18/28

19 Nord Pool Spot har udført endnu en prisberegning hvor det antages, at spotprisen i Vestdanmark ligger indenfor den af Konkurrencestyrelsen pålagte price cap til Elsam. Derfor er udført en simulering hvor budkurven i time 18 udviste en indmelding på 45 NOK/MWh 5 i stedet for 15 NOK/MWh. Samtidig antages, at Svenska Kraftnät udmelder fuld handelskapacitet på 13 MW på Øresund. Price NO2: 358,42 Pri ce NO1: 284, Cut 2: Price DK1+DK2+SE+FI: Price KT: 369,52 Area NO1+SE+FI Price Change (compared to only full capacity -43 Figur 12: Elspot simulerede spotpriser med fuld kapacitet på Øresund og price cap i Vestdanmark time 18 den 28. november. Figur 12 viser, at spotprisen ville reduceres med 43 NOK/MWh i Sverige, Østdanmark og Finland. Samtidig vil udvekslingen mod Vestdanmark fra Sydsverige reduceres med knapt 1 MWh og dermed bidrage til en forbedret effektbalance i Sydsverige. Da Sydsverige er kendetegnet ved effektknaphed kan det være interessant, at studere effekten af en opdeling i to svenske prisområder ved snit 2. Denne beregning er ikke udført, men vil med stor sandsynlighed medføre udveksling mod Sydsverige fra Vestdanmark. Sammenlignet med den faktiske situation medfører det en forbedret effektbalance i Sydsverige på MW. Forudsætningen er imidlertid, at sammenlignet med den faktiske situation, skal der være yderligere knapt 1 MW (produktions) ressourcer i Vestdanmark. Studeres de faktiske Nord Pool budkurver for time 18, findes faktisk ca. 15 MW udover ligevægtsmængden. Derfor bør det være muligt, at udmelde fuld handelskapacitet på Øresundsforbindelsen. Dette kan gøres samtidig med at Sverige fastholdes som ét prisområde. Hvor to prisområder i Sverige vil vende udvekslingen på Kontiskan i spotmarkedet, vil modhandel ligeledes vende udvekslingen (i regulerkraftmarkedet). Det sidste betyder, at Sverige kan fastholdes som ét prisområde. 5 Den konkrete størrelse på price cap'en er endnu ikke kendt, men anslås til 45 NOK/MWh Dokument nr Ulrik Møller 19/28

20 Generelt gælder for det sydsvenske område, at hvis effektknapheden er afspejlet i spotpriserne, vil udvekslingen på overføringsforbindelserne til Sydsverige vende og således bidrage med effekt til området. Dette vil være en gevinst både i relation til systemdriftssikkerheden, men også i relation til markedseffektiviteten. Den nuværende ikke-markedsbaserede håndtering af flaskehalse er således ikke kun en uhensigtsmæssig håndtering, men forværrer samtidig det problem man netop søger at løse. 3.7 Køb af produktionsreserver til systemydelser og regulerkraft. Energinet.dk køber ca. 8 MW eller ca. 3% af den køreklare centrale kapacitet i Østdanmark som langsomme reserver og regulerkraft option. Hovedparten af betalingen kan henføres til kapacitetsreserver, idet betalingen dækker muligheden for opstart af kapacitet ved udfald kraftværksblokke eller netenheder. Regulerkraften bydes ind i regulerkraftmarkedet, og benyttes i det fælles nordiske system samt i Østdanmark til justering af frekvensen og til håndtering af planafvigelser. De langsomme reserver benyttes normalt kun i forbindelse med havarier o.l. fejl, dvs. kapaciteten benyttes ikke til prognosefejl. Energileveringen i regulerkraftmarkedet afregnes særskilt. Den anstrengte effektsituation i Østdanmark og de høje spotpriser som følge heraf, har givet anledning til spørgsmål omkring størrelsen på reserverne. Størrelsen af reserverne er forankret i Nordels systemdriftsaftale. P.t. gennemføres i Nordel et studie af behovet for reserver i det samlede nordiske elsystem. Resultatet af dette arbejdet skal afrapporteres til de nordiske energiministre. Energinet.dk vil indenfor rammerne af denne aftale foretage en revurdering af behovet for reserver, set i lyset af den anstrengte effektsituation i Østdanmark og Sydsverige som er opstået de seneste år. I den forbindelser skal det vurderes om behovet for reserver varierer, således at indkøbet bliver af mere dynamisk karakter. I dag indkøbes op til 75 MW regulerkraftkapacitet i Østdanmark på timebasis udover behovet for langsomme reserver. Indkøbet er således allerede dynamisk, men det kunne overvejes at øge den fleksible mængde fremadrettet. Det skal understreges, at denne vurdering udelukkende skal baseres på forhold omkring driften af elsystemet og ikke et ønske om en given spotpris i Østdanmark. Det vil underminere markedsfunktionen, hvis Energinet.dk driver "prispleje". 3.8 Energi E2 og VEAG aftalen på Kontek-forbindelsen. I forbindelse med projekteringen af Kontek-forbindelsen blev der i 1991 indgået en aftale, hvorefter det daværende VEAG (i dag Vattenfall Europe) havde retten til at få leveret 35 MW fra det daværende ELKRAFT (i dag Energi E2) med kort varsel. Aftalen udløber pr 3. juni 26. Aftalen indebærer i praksis, at Energi E2 tilbageholder 35 MW produktionskapacitet fra markedet for at kunne tilfredsstille aftalen. Dette skete også den 28. november. Energinet.dk har indtil 1. januar 26 været forpligtet til at respektere denne aftale. Systemansvarsbekendtgørelsen, der regulerer Energinet.dk, er imidlertid blevet ændret med virkning fra 1. januar 26. Med den nye bekendtgørelse er det ikke længere lovligt at give forrettigheder til enkelte aktører, selvom forret- Dokument nr Ulrik Møller 2/28

21 ten hidrører til en aftale indgået før eldirektivets vedtagelse i december Hermed implementeres EU-dommen (VEMW-sagen) i dansk lovgivning. Dette betyder i praksis, at Energinet.dk med virkning fra og med 5. januar 26 har overdraget hele handelskapaciteten på 55 MW i begge retninger til Nord Pool Spot, som håndterer markedskoblingsordningen mellem prisområderne Østdanmark og Kontek. Det vurderes, at risikoen for at strømmen løber i den forkerte retning på Kontek-forbindelsen nu er mindsket, idet Energi E2 ikke længere pr. automatik sender 35 MW i sydgående retning. Det er dog stadig vigtigt at få likviditeten til at stige i prisområde Kontek. Uden tilstrækkelig udbudt kapacitet, kan man ikke være sikker på at der i situationer med større effektmangel i Østdanmark relativt til Kontek, kan komme fuld import fra Tyskland. Dokument nr Ulrik Møller 21/28

22 Bilag 1. UMM den 29. november 25: Special information - Details given in remarks below Message Time: hour 14:11 Decision Time: hour 13:51 Approved: hour 14:38 Company: Svenska Kraftnät Affected area(s): SE Line: Message from SvK SE to SE SE to SE Installed outgoing capacity (MW): Outgoing capacity before event (MW): Outgoing capacity during event (MW): Outgoing capacity after event (MW): Event start: hour 13:51 Event stop: Event status: Open Remarks/Additional information: During the high load season, there will be constrains in export capacity through the Swedish grid. This will have an effect on both cut 2, resulting in limitations or MW in total sum of export capacity south of cut 2 in Sweden, and cut 4, the corridor to the most southern part of Sweden, resulting in limitations to DK2, DE and PL. Elspot flow on the individual interconnectors will be optimised so that total export does not exceed the capacity limit through cut 2. (Flow on each individual connection can not exceed capacity limit on each interconnector.) Dokument nr Ulrik Møller 22/28

23 Bilag 2. Effekten på spotpriser ved Storebælt, SK4 og Norned overføringsforbindelserne. Price NO2: 358,42 Price NO1+SE+FI: 417,1 Cut 2: Price DK1 + DK2: 62, Price KT: 369,66 Area NO2 NO1 SE+FI DK1+DK2 Price Change (Compared to only Storebælt) Bilagsfigur 1: Effekt af Storebælt og SK4 på hver 6 MW. Priser i NOK/MWh. Price NO2: 358,42 Price NO1+SE+FI: 555, Cut 2: Price DK1 + DK2: 16 62, Price KT: 369,66 Area NO1+SE+FI Price Change (Compared to only SK4 og Storebælt) +14 Bilagsfigur 2: Effekt af Storebælt, SK4 på hver 6 MW samt Norned på 7 MW. Priser i NOK/MWh. Dokument nr Ulrik Møller 23/28

24 Bilag 3. no 73/25 Modification of optimization procedures for the Swedish cut 2 in strained situations Nord Pool Spot has received the following information from Svenska Kraftnät: In critical power balance situations Svenska Kraftnät will, in order to maintain power system security, temporarily modify the Elspot optimization procedure linked to exports south of cut 2 in Sweden. In such situations, the export capacity will be reduced for all individual interconnectors south of cut 2. The procedure will be carried out equally (pro-rata) for Elspot capacities and all other interconnectors south of cut 2. When this temporary procedural change is activated, Svenska Kraftnät will send an UMM special information at the latest in the morning before delivery date and when procedures return to normal it will be notified by Svenska Kraftnät via a follow-up UMM. Note: This information refers to the Elspot optimization procedure for capacities linked to internal cuts in Sweden and West Denmark that was introduced 15 March 24 and was informed about in exchange information no 13/24 19 February 24. Lysaker, 7 December 25 Dokument nr Ulrik Møller 24/28