Baggrundsnotat om engrosmarked for el

Transkript

1 D. 21. april 2016 Baggrundsnotat om engrosmarked for el 1. Indledning Det danske elsystem Vejen fra producent til forbruger... 3 Rollerne på elmarkedet... 4 Balanceansvar og planer Engrosmarkedet Et marked for el Engrosmarkedets faser Handel med el på Nord Pool Spot Day-ahead markedet Handel på day-ahead markedet Prisområder og flaskehalse Intraday markedet Handel på intraday markedet Intraday markedskobling VE-støttens betydning for prisdannelsen i elmarkedet Støtteordninger i Danmark Støttens effekt på aktørernes budstrategier Effekt på elmarkedet Balanceafregning Forward-markedet finansiel prissikring Prissikring mod systemprisen Futures Forwards Prissikring mod områdeprisen Electricity Price Area Differentials (EPADs) og fysiske transmissionsrettigheder Put and call options Side 1/24

2 1. Indledning Dette notat beskriver det danske engrosmarked for elektricitet. I de følgende afsnit gives en introduktion til elmarkedets produkter, handelsplatforme og funktionsmåde. For konkrete markedsregler og tekniske krav til produktionsanlæg henvises til markedsforskrifterne for elmarkedet. Hvis ikke andet er angivet, er figurkilder m.v. Energinet.dk. 1.1 Det danske elsystem Hver dag passerer elektricitet fra bl.a. vindmøller, kraftværker og solceller gennem transmissionsnettets mere end km ledninger. Nettet er opdelt i det nationale 400 kv-net og de regionale net på 150/132 kv, der begge ejes og drives af Energinet.dk. Figur 1.1 Det danske transmissionsnet anno I praksis består det danske elsystem i dag af to sammenkoblede synkronområder, Vestdanmark (DK1) og Østdanmark (DK2), adskilt af Storebælt. De to synkronområder er teknisk sammenpasset med henholdsvis Norden og Kontinental Europa og var indtil for få år siden ikke forbundne. Frem til slutningen af 1990'erne var den øst- og vestdanske produktions- og omkostningsstruktur stort set ens og behovet for en sammenkobling af systemerne begrænset. Med udbygningen af vindenergi og decentral kraftvarme har dette forhold ændret sig, og bl.a. derfor satte Energinet.dk i august 2010 en fast jævnstrømsforbindelse over Storebælt i drift. Side 2/24

3 Ligesom det nationale transmissionsnet i Øst- og Vestdanmark er sammenkoblet gennem Storebæltsforbindelsen, er det danske elnet fysisk integreret med vores nabolande gennem fem elforbindelser til udlandet. Forbindelserne, der går til Sverige, Norge og Tyskland, drives og ejes i fællesskab af Energinet.dk og de pågældende nabolandes systemoperatører. 1.2 Vejen fra producent til forbruger Den fysiske transport af elektricitet i transmissionsnettet er dog kun ét aspekt ud af mange i elektricitetens veje fra producent til forbruger. Et andet aspekt er de mange led, som elektriciteten og data herom passerer igennem. Til at understøtte denne kommunikation og dette dataflow har det danske elmarked 'DataHub'. DataHub understøtter den danske markedsmodel for el. DataHub er et centralt og uafhængigt it-system, som ejes og drives af Energinet.dk. Ud over at samle milliarder af oplysninger om kunder, forbrug og priser håndterer DataHub al datakommunikation mellem aktørerne i elmarkedet. Før DataHub gik i drift i 2013, foregik kommunikationen i elmarkedet på kryds og tværs mellem markedets aktører. Nu kommunikerer alle aktører gennem ét fælles knudepunkt, DataHub. Den 1. april 2016 blev DataHub opgraderet med den såkaldte Engrosmodel, som ændrede reglerne og rollerne for aktørerne på det danske elmarked og satte elleverandøren i centrum på engrosmarkedet. I dag er det således kun elleverandøren, som har kontakt med slutkunden, og som er ansvarlig for fakturering af elafgifter til slutkunderne med efterfølgende afregning til Energinet.dk og netvirksomheden, som afregner med SKAT. Alt i alt betyder dette, at kunden kun får én regning. Side 3/24

4 Figur 1.2 Samspillet mellem aktørerne på det danske elmarked. 1.3 Rollerne på elmarkedet Netvirksomheden ejer, driver og vedligeholder distributionsnettet i et geografisk afgrænset område. Som ejere af distributionsnettet har netvirksomhederne ansvaret for at levere forbrugsmålinger til DataHub, det vil sige, at netvirksomheden måler slutkundens forbrug og indberetter det til DataHub, så el-leverandøren har et grundlag for at afregne sin kunde. Netvirksomheden opkræver elafgifter hos elleverandørerne, men opkræver ikke længere tariffer og PSO på vegne af Energinet.dk. Elleverandøren køber el på engrosmarkedet fra producenter eller elhandlere oftest gennem den fællesnordiske elbørs, Nord Pool Spot. Herefter handler elleverandøren den til slutkunderne på detailmarkedet. Det er elleverandøren, som varetager al kundekontakt og har ansvaret for kundestamdata (navn, CPR-nummer og kontaktadresser). Elleverandørerne er også ansvarlige for fakturering af elafgifter til elkunderne med efterfølgende afregning til netvirksomheden. Elleverandøren modtager faktureringsgrundlag vedrørende netydelser, Energinet.dk's tariffer samt forbrug/produktion fra DataHub og fakturerer elkunderne på baggrund heraf. Slutkunden modtager en regning fra sin elleverandør for forbrug, transportbetaling (brug af transmissions- og distributionsnettet), PSO og elafgifter. Med Engrosmodellen 1. april 2016 blev forsyningspligten gradvist erstattet af leveringspligten. Det betyder, at alle elleverandører på det danske elmarked nu får pligt til mod betaling at levere elektricitet til forbrugere, der anmoder om det. Hvis forbrugeren aldrig selv har skiftet produkt eller elleverandør modtager han/hun ikke Side 4/24

5 længere et reguleret forsyningspligtprodukt. I stedet har elleverandøren flyttet forbrugeren til et produkt, hvor de frit kan sætte prisen. 1.4 Balanceansvar og planer I ethvert elsystem er det desuden nødvendigt med en aktør, der har ansvar for den overordnede stabilitet i nettet hvilket vil sige, at både import og eksport, samt frekvens og spænding, skal holde sig inden for aftalte grænser. Denne aktør kaldes den systemansvarlige virksomhed, og i Danmark varetages denne rolle af Energinet.dk. Energinet.dk er en selvstændig offentlig virksomhed, ejet af staten ved Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet. For at sikre at balancen mellem køb og salg af el konstant opretholdes, har udvalgte aktører på elmarkedet status som "balanceansvarlige". Al produktion, forbrug og handel med el skal være tilknyttet en balanceansvarlig aktør. I praksis kan denne rolle overdrages til andre balanceansvarlige aktører. Hvis eksempelvis elleverandøren ikke selv er balanceansvarlig, garanteres balancen gennem en aftale om indkøb med en balanceansvarlig markedsaktør. Nedenstående Figur 1.3 illustrerer elmarkedets aktører og forbindelserne imellem dem. Figur 1.3 Aktørerne på elmarkedet. De balanceansvarlige aktører anmelder deres forventede aktivitet til Energinet.dk ved indsendelse af forskellige planer. Senest kl dagen inden driftsdøgnet indsender de balanceansvarlige aktører en såkaldt aktørplan til Energinet.dk med en samling af såkaldte time-energier en Side 5/24

6 opgørelse over købte og solgte MW pr. time for det kommende døgn. Denne plan kan justeres frem til 45 minutter før driftstimen, hvorefter den er bindende for aktøren. Der er dog ikke krav om, at aktørerne skal være i balance hverken i aktørplanen eller i selve produktionen og forbruget i driftstimen. Ubalancer i planen og afvigelser fra planen i driftstimen afregnes efterfølgende i balancemarkedet, som det er beskrevet i kapitel 5. I aktørplanen indgår ud over time-energierne også handelsplaner. Handelsplanerne angiver selve udvekslingen af el mellem to balanceansvarlige aktører. De aktører, der har produktionsbalanceansvar, skal desuden indsende en køreplan, der angiver produktionen opdelt i 5-minutters intervaller over det kommende døgn. Køreplanen indsendes senest kl inden driftsdøgnet og opdateres løbende i tilfælde af ændringer i den forventede produktion Planerne er et vigtigt værktøj for Energinet.dk, fordi de hjælper med at forudse ubalancer i systemet, før de opstår, og danner grundlag for vurderingen af behovet for systemstabiliserende tiltag. Side 6/24

7 2. Engrosmarkedet Den danske elsektor beskæftiger aktører i alle led af værdikæden, lige fra udvinding og produktion, over transmission og handel, til distribution og detailsalg. Liberaliseringen af elsektoren indførte konkurrence mellem producenter og leverandører. Disse aktører handler sammen på engrosmarkedet. På grund af sin status som naturligt monopol er transmissionsnettet ikke konkurrenceudsat. Transmissionsnettet ejes derfor af staten gennem Energinet.dk. Fordi transmissionsnettet udgør den fysiske platform for engroshandelen med el det er via transmissionsnettet, at køber og sælger udveksler el er det Energinet.dk, der sætter rammerne for denne handel. Figur 2.1 Engrosmarkedets placering i værdikæden. 2.1 Et marked for el El har to særlige egenskaber, som adskiller sig fra de fleste andre varer. For det første kan el, selv om det er teknisk muligt, ikke i dag lagres på økonomisk rentabel vis. Derfor skal el forbruges, så snart den er produceret. For det andet har el ingen kvalitativ differentiering. I nettet kan man derfor ikke skelne mellem el produceret af forskellige kilder, eksempelvis el fra kulkraftværker og fra vindmøller. Når el fødes ind i transmissionsnettet, sammenblandes produktion fra alle kilder. Disse egenskaber har flere konsekvenser for indretningen af elmarkedet. En er, at alle udbydere og aftagere gennem elnettet er koblet til én, fælles pulje af el. En anden er, at når elleverandøren køber en bestemt mængde el, forpligter han sig til at forbruge den mængde i leveringsøjeblikket. På samme måde sælger producenter ikke alene en bestemt mængde el, han forpligter sig også til at føde den ind i nettet på et bestemt tidspunkt. Fordelene ved at have et markedsbaseret elsystem er mange. For det første sikrer markedet pristransparens og sørger for, at el hele tiden produceres af de enheder, der har de laveste produktionsomkostninger. For det andet forbedrer markedet håndteringen af transmissionskapaciteten. På det nordiske og nordvesteuropæiske elmarked allokeres transmissionskapaciteten i hovedreglen implicit, det vil sige sammen med elektriciteten, således at den udnyttes bedst muligt. For det tredje Side 7/24

8 sikrer markedet, at el flyder fra lav- til højprisområder, og dermed sikres en effektiv udnyttelse af produktionskapaciteten. 2.2 Engrosmarkedets faser Aktiviteten i engrosmarkedet kan grovkornet opdeles i fire faser. Frem til dagen før driftsdøgnet: Fra måneder og år før driftsdøgnet og frem til dagen før driftsdøgnet er der aktivitet i forwardmarkedet. På NASDAQ OMX kan markedsaktørerne købe finansielle produkter, der prissikrer den fremtidige Day- Ahead pris på el. Desuden handles fysisk transmissionskapacitet på den jysk-tyske forbindelse gennem års- og månedsauktioner. Disse markeder er beskrevet nærmere i kapitel 5. Dagen før driftsdøgnet: På selve dagen før driftsdøgnet foregår handlen på Day- Ahead markedet i Norden kendt som spotmarkedet. Dette marked er nærmere beskrevet i kapitel 3. Senest kl efter spotmarkedet er lukket indsender de balanceansvarlige aktører bindende aktørplaner for forbrug, produktion og handel for det efterfølgende døgn. Aktørplanerne godkendes efterfølgende af Energinet.dk, men kan ændres frem til 45 minutter før driftstimen gennem handler på intraday markedet eller ved bilaterale handler mellem to aktører. Frem til driftsøjeblikket: I denne fase kan aktørerne handle sig i balance på Nord Pool Spots intraday marked. Intraday markedet er åbent fra kl og frem til en time før driftstimen. Dette marked er nærmere beskrevet i kapitel 3. Herefter ligger ansvaret for at balancere systemet alene hos systemoperatøren, som gennem en række systemydelser kan tilpasse produktionen. Balancen opretholdes blandt andet ved, at Energinet.dk køber el (opregulering) eller sælger el (nedregulering) på regulerkraftmarkedet. Samtidig stabiliseres frekvensen i nettet af de automatiske reserver i selve driftsøjeblikket. Markedet for systemydelser er beskrevet separat i dokumentet Introduktion til Systemydelser. Dagen efter driftsdøgnet: Efter driftsdøgnets afslutning indsamles målinger af reelt forbrug og produktion og sammenholdes med aktørplanerne. Herefter afregnes ubalancerne mellem planlagt produktion/forbrug og de reelle mængder i det, der kaldes balancemarkedet. Dette marked er beskrevet i kapitel Handel med el på Nord Pool Spot Handel med el kan i udgangspunktet foregå enten bilateralt mellem to parter eller på en elbørs. Vi har historisk haft et integreret nordisk marked med en fælles elbørs Nord Pool Spot med hovedsæde i Oslo. Nord Pool Spot tilbyder elleverandører og producenter to handelspladser for fysisk elhandel Day-Ahead markedet (Elspot) og intraday markedet (Elbas). Som følge af den tredje liberaliseringspakke og den europæiske target model skal alle europæiske markeder integreres i ét, Side 8/24

9 paneuropæisk marked. Det første skridt på vejen var en markedskobling mellem de nordvesteuropæiske markeder (Storbritannien, Norden, Frankrig, Tyskland og Benelux), fulgt af en markedskobling til Sydvesteuropa (SWE) i henholdsvis februar og maj Med tilføjelse af de italienske grænser (Italien/Østrig, Italien/Frankrig og Italien/Slovenien) i 2015 blev det nuværende Multi-Regional Coupling (MRC) etableret. Yderligere udvidelser af priskoblingen er ved at blive planlagt. 3.1 Day-Ahead markedet Elleverandører og producenter handler i Day-Ahead markedet for at dække produktion og forbrug for det følgende døgn. Day-Ahead markedet er det største af Nord Pool Spots markeder, og mere end 70 pct. af det samlede elforbrug i Norden handles her. Med introduktionen af en fælles priskoblingsmekanisme, der sammenkobler markeder i hele det nordlige og vestlige Europa, tog de europæiske børser og systemoperatører i februar 2014 et stort skridt mod et fælles indre marked for elektricitet. I dag kan der således handles el og overførselskapacitet mellem aktører i én samlet pakke, hvor købs- og salgsbud fra Portugal til Finland matches centralt. Danmark er altså del af et sammenkoblet, norvesteuropæisk Day-Ahead marked Handel på day-ahead markedet Handel på Nord Pool Spots Day-Ahead marked sker efter en fast tidsplan. Inden kl dagen inden driftsdøgnet oplyser de nordiske systemansvarlige virksomheder, hvor meget kapacitet på forbindelserne mellem prisområderne, der er til rådighed for spotmarkedet for det næste døgn. I Danmark varetages dette af Energinet.dk. Senest kl indmelder elleverandører og producenter købs- og salgsbud på mængde og pris til Nord Pool Spot, og markedet lukker derefter for yderligere handel. Buddene kan indmeldes på timebasis eller som blokbud over flere timer. Et timebud angiver mængde og pris for en konkret time i driftsdøgnet. Et blokbud angiver mængde og pris for mindst tre sammenhængende timer. Blokbud accepteres enten i sin helhed eller slet ikke. For at blokbud kan accepteres, skal et af følgende kriterier være opfyldt. For en salgsblok skal salgsprisen være lavere end den gennemsnitlige elspotpris for de pågældende timer, og for en købsblok skal købsprisen være højere end den gennemsnitlige elspotpris for de pågældende timer. Blokbud er særligt anvendelige for anlæg, hvor høje opstartsomkostninger gør det urentabelt at producere i få timer ad gangen. Senest kl matcher Nord Pool Spot alle købs- og salgsbud under hensyn til de begrænsninger, der er i elnettet. På denne måde udregnes 24 timepriser for hele Nordvesteuropa gennem en fælles prisberegningsalgoritme. Når udbud og efterspørgsel er matchet, offentliggøres priserne, og aktørerne informeres om, hvilke mængder, de har handlet. De balanceansvarlige indsender derefter aktørplanerne til den systemansvarlige aktør, Energinet.dk. Side 9/24

10 I udgangspunktet gennemføres alle handler til samme markedspris den såkaldte systempris illustreret i Figur 3.1 Prisen svarer til det sidst aktiverede bud i markedet marginalprisen for el på det samlede, nordvesteuropæiske marked. Men på grund af flaskehalse i det nordiske system opererer Day-Ahead markedet med en række prisområder, mellem hvilke priserne kan variere. Nord Pool Spot har dog fastsat et loft og en bund for priserne på markedet. Priser lavere end 500 EUR/MWh eller højere end EUR/MWh accepteres ikke. I fald der kun kan dannes priskryds udenfor disse ekstrempriser, afkorter Nord Pool Spot de indkomne bud pro rata. Det vil sige, at volumen for hvert eneste salgsbud (ved priser under prisbunden) eller købsbud (ved priser over prisloftet) reduceres med en fastsat procentsats. Kilde: Nord Pool Spot Figur 3.1 Prisdannelse på day-ahead markedet Prisområder og flaskehalse Selv om det nordvesteuropæiske område udgør ét samlet elmarked med én fælles prisberegning, er elpriserne ofte forskellige i eksempelvis Norge og Danmark eller på Sjælland og i Tyskland. Normalt udjævnes prisforskelle automatisk i elmarkedet ved, at elektriciteten flyder fra lavpris- til højprisområder. Men når der kun er begrænset kapacitet (en flaskehals) på forbindelsen mellem to områder eksempelvis forbindelsen mellem Norge og Vestdanmark overføres der ikke nok el til, at markedet kan udligne priserne. For at håndtere disse flaskehalse er Norden opdelt i en række områder på både Day-Ahead og intraday markedet, se Figur 3.2 herunder. Side 10/24

11 Kilde: Nord Pool Spot Figur 3.2 Prisområder i Nord Pool Spots day-ahead marked. I hvert område matches udbud og efterspørgsel under hensyntagen til import og eksport til naboområder. Dermed dannes forskellige priser i de forskellige områder. Flaskehalse fører altså til geografisk betingede udbuds- og efterspørgselsvariationer, der på markedet omsættes i differentierede priser. Prisberegningsmekanismen på Day-Ahead markedet indregner flaskehalsbegrænsningen i ligevægtsprisen i alle områder. I praksis betyder det, at udvekslingen bliver en del af udbudskurven i importområder og en del af efterspørgselskurven i eksportområder, se Figur 3.3. Side 11/24

12 Figur 3.3 Markedskobling i praksis. Ved at sælge el fra et lavpris- til et højprisområde genereres en avance en såkaldt flaskehalsindtægt. Flaskehalsindtægten tilfalder systemoperatørerne, der ejer transmissionsforbindelserne, og skal ifølge EU-lovgivningen anvendes til investeringer i og vedligeholdelse af transmissionsnettet. Fordi al transmissionskapacitet mellem de nordvesteuropæiske prisområder allokeres af elbørserne, kan man i hovedreglen ikke handle bilateralt mellem forskellige prisområder. Bilaterale handler kan derimod foregå inden for et af de nordiske prisområder, hvor der per definition ikke er begrænsninger i overførselskapaciteten. Skulle der alligevel opstå problemer med en intern flaskehals, udligner den systemansvarlige virksomhed ubalancen ved at købe og sælge produktion på hver side af flaskehalsen. 3.2 Intraday markedet Spotmarkedet lukker kl dagen inden driftsdøgnet. Efterfølgende handel kan fra kl og frem til en time før driftstimen finde sted på intraday (Elbas) markedet. På dette marked kan en aktør handle sig i balance, eksempelvis i tilfælde hvor et kulkraftværk tvinges til driftsstop, eller en offshore vindmøllepark producerer mindre el end prognosticeret. Elbas-markedet opereres af Nord Pool Spot og dækker det interne nordiske område inklusiv Estland. De handlede mængder på intraday markedet er betydeligt mindre end på Day- Ahead markedet. Over de kommende år forventes denne forskel at blive reduceret i takt med, at mere og mere vedvarende energi skal indpasses i nettet, og ubalancerne derfor bliver større. Et velfungerende intraday marked kan altså være en af nøglerne til den grønne omstilling. Side 12/24

13 3.2.1 Handel på intraday markedet Kl dagen inden driftsdøgnet offentliggør Nord Pool Spot de for intradayhandlen tilgængelige kapaciteter. Herefter forløber handelen kontinuerligt frem til en time før den pågældende driftstime. Bud indsendes til Nord Pool Spot for en pågældende time og mængde. Ligesom i spotmarkedet kan der indgives blokbud i intraday markedet. Blokbud kan spænde fra 1 til 32 timer. Et en-times blokbud adskiller sig fra almindelige timebud ved at skulle accepteres i sin helhed, hvor timebud også kan accepteres delvist. Intraday handler gennemføres løbende og afregnes derfor efter pay-as-bid princippet. Det vil sige, at Nord Pool Spot matcher de bedste købs- og salgsbud, hvorefter handlen indgås mellem højeste købspris og laveste salgspris, ligesom mange kender det fra aktiemarkedet. Handelen foregår med undtagelse af den jysk-tyske forbindelse som kontinuerlig implicit allokering, hvor timeenergier og transmissionskapacitet handles samtidigt Intraday markedskobling Ligesom på Day-Ahead markedet pågår der i øjeblikket et ambitiøst arbejde med at markedskoble de europæiske intraday markeder. Første skridt på vejen er etableringen af en fælles handelsplatform i hele Nordvesteuropa, som de pågældende systemoperatører og børser i øjeblikket er ved at udvikle. Løsningen forventes implementeret ved udgangen af Intraday markedet dækker allerede i dag forbindelserne i Norden samt Sverige- Tyskland (Baltic Cable), Norge-Holland (NordNed) og Østdanmark-Tyskland (Kontek). På disse forbindelser stilles den kapacitet, der ikke er solgt i Day-Ahead markedet, til rådighed for implicit handel på intraday markedet. Mellem Jylland og Tyskland indføres implicit handel først, når den fælles handelsplatform er etableret. På nuværende tidspunkt handles overførselskapaciteten på denne forbindelse eksplicit (uden energi) fra dagen inden driftsdøgnet kl til 60 minutter inden driftstimen. Køb af kapacitet på forbindelsen sker på den europæiske kapacitetsplatform, Intraday Capacity Service, der også administrerer intraday salg af transmissionskapacitet på en række andre europæiske forbindelser, og giver adgang til en transportkanal mellem Danmark og Tyskland. Den elektricitet, der strømmer på transportkanalen, handles parallelt, men separat gennem bilaterale handler. Side 13/24

14 4. VE-støttens betydning for prisdannelsen i elmarkedet Den udbudte el på elmarkedet baseres på forskellige typer af energikilder, hvoraf nogle modtager støtte. Disse finansieres hovedsageligt via PSO, som er en tarif der opkræves over forbrugernes elregning. PSO-ordningen administreres af Energinet.dk. 4.1 Støtteordninger i Danmark Producenter af vedvarende energiformer, baseret på biobrændsler, biogas, vind, samt sol kan modtage to forskellige typer af støtte. Disse er forklaret i Tabel Støtteordning Forklaring Pristillæg Fast tillæg som supplement til markedsprisen på el Fast afregningspris En garanteret afregningspris som fungerer som Tabel Støtteordninger og beskrivelse tillæg til spotprisen på elmarkedet når spotprisen er under den garanterede afregningspris Yderligere kan producenter modtage en anlægsstøtte, hvilket er en procentdel af deres investeringsudgifter. Støtten til vedvarende energiformer finansieres ved forbrugerens elregning i form af PSO-afgiften. Følgende Tabel indeholder de forskellige teknologier af vedvarende energiformer, samt den mulige støtte der ydes dertil. Side 14/24

15 Type af vedvarende energi Støtteordning Niveau Biogas og Forgasningsgas Fast afregningspris Eller Fast pristillæg (når biogas anvendes med andre brændsler) Eksisterende og nye anlæg Hhv. 74,5 øre /kwh, eller 40,5 øre /kwh Biomasse Pristillæg 15 øre /kwh Bølgekraft og solceller 1 Pristillæg I størrelsesorden der sikrer 60 øre /kwh i 10 år, og 40 øre /kwh i følgende 10 år Landvindmøller (opsat efter 1. jan 2014) 2 og Havvindmøller etableret under åben-dør-procedure 3 Pristillæg 25 øre /kwh, loft på markedspris plus pristillæg på 58 øre /kwh 2,3 øre /kwh ydes som balanceringsomkostninger i hele møllens levetid Havvindmøller (udbud) - F.eks. Anholt, Horns Rev 3 og Rødsand 2 Fast afregningspris Forskellig størrelse af tillæg, afhængigt af markedsprisen og budpris Tabel Teknologier og relevant støtteordning. Tabellen giver et generelt Kilde: Energistyrelsen billede af støtteform og niveau for støtte, og er således ikke uddybende ift. reglerne for de enkelte teknologier/støtteformer. Reguleringen fastsætter, at der er en udløbstid for tilskud, hvilke er forskelligt for den gældende type af el produktion. For dette notat vil udløbstid blive forklaret ved eksemplet af støtte til vindmøller. Støtten til vindmøller bliver udbetalt i fuldlasttimer, som afhænger af generatoreffekten af vindmøllen. Fuldlasttimer udregnes som den årlige produktion (MWh) divideret med den installerede kapacitet (MW). Havvind har ca fuldlasttimer årligt, og landvind ca (solceller har omkring 1000). For vindmøller etableret efter år 2014 bliver støtten betalt for summen af fuldlasttimers el produktion, hvilket altså typisk opnås på land efter ca. 7-9 år. For havvindmøller etableret ved udbud, praktiseres til gengæld en begrænsning på produktionsmængde samt tid, f.eks. ydes støtte til Horns Rev 2 og Anholt, hhv. til en produktionsmængde af 10 TWh og 20 TWh i maks. 20 år. 1 Støtten til solceller ydes først, når det bevises at disse ikke ville være rentable uden støtten. For privatejer af solceller gælder andre former for støtte (netto-afregning), som ikke behandles i dette notat. Priseffekten fra solceller er (endnu) marginal i Danmark. Dog har den massive udbygning med solceller i Tyskland en afsmittene effekt på prisen i Danmark. 2 For husstandsmøller mindre end 25 kw størrelse gælder andre former for støtte. Dette indgår ikke yderligere i notatet. 3 Der er generelt to måder havvindmøller kan modtage tilladelse på, hhv. (1) åben-dør og (2) udbud. Ved åben-dør- proceduren ansøger producenten om tilladelse på et selvvalgt område, til forskel for udbud-proceduren, hvor staten udbyder et projekt, med bestemt størrelse og lokalisering. Side 15/24

16 4.2 Støttens effekt på aktørernes budstrategier Producenterne af el giver et bud på elmarkedet som afspejler den pris de kan levere el på så deres marginale omkostninger, dvs. omkostning af en ekstra produceret enhed el, kan dækkes. For nye havvindmøller etableret efter udbud af staten (f.eks. Anholt, Horns Rev 3 og Rødsand 2), afregnes med fast afregning per produceret kwh. Disse anlæg modtager ikke støtte ved negative spotpriser og må derfor forventes at slukke ved spotpriser lavere end 0. Støtteordninger på variabel afregning per kwh slukker ved den negative værdi af støtten. Landvind modtager i dag 25 øre/kwh i støtte, men værdien heraf kan falde helt ned til 10 øre /kwh. Der skelnes mellem den faktiske støtte på f.eks. 25 øre /kwh for landvind og værdien af støtten. Da anlæggene kun får støtte i et bestemt antal fuldlasttimer, medfører negativer priser, at anlægget sandsynligvis stoppes i disse timer. Det betyder, at støtten udskydes og først modtages senere. Derfor falder nutidsværdien af støtten med diskonteringsrenten. Hvis diskonteringsrente er 10 pct. og diskonteringsperioden er 10 år, medfører det at værdien reduceres til 10 øre /kwh, svarende til at anlægsejer skal indregne en marginalomkostning på 15 øre/kwh i budgivningen, hvis der skal produceres i dag til negative priser. Således er det ikke profitabelt at producere ned til negative priser på -25 øre/kwh, men kun -10 øre/kwh. Dertil skal yderligere fratrækkes de marginale driftsomkostninger ved yderligere produktion på vindmøllen, som dog er marginale (få ører/kwh). Landvind i Danmark vil således ikke producere, når spotprisen nærmer sig minimumsprisen på -500 /MWh eller med andre ord, landvind vil agere fleksibelt og ikke bidrage til at spotprisen når så langt ned. Eneste nuværende ordninger, som medfører at anlæg ikke slukker ved minimumsspotpris, er biogas og solceller. Anlæg på ren biogas og sol modtager en fastafregning per kwh uanset, om der produceres helt uafhængigt af den faktiske spotpris, således vil disse anlæg ikke slukke produktionen, når prisen bliver negativ og nærmer sig minimumspotpris på -500 /MWh. 4.3 Effekt på elmarkedet Støtte til producenter af vedvarende energiformer påvirker markedet på to måder. For det første bliver det mere lukrativt for aktørerne at investere i denne type af el produktion (langsigtet virkning). Dette er netop formålet med ordningerne. For det andet medfører det, at den kortsigtede omkostningskurve i elsystemet ligger lavere, end den ellers ville have gjort, sammenlignet med et elsystem med større andel af fossile kraftværker. Det betyder, således at i timer med meget sol og vind, vil elprisen blive lavere, dels i kraft af støtteordningen, dels i kraft af at de marginale omkostninger på vind og sol er tæt på 0, jf. nedenstående Figur Side 16/24

17 Figur Eksempel på ligevægt i elmarkedet (med og uden støtteordning) Kilde: Energinet.dk Figur viser udbudskurven fra producenter af el baseret på vedvarende energi, samt efterspørgslen af el, som i dette eksempel er prisufleksibel, hvilket betyder, at forbrugsmængden ikke ændres med prisen. Det fremgår af figuren, at udbudskurven flytter nedad, da den pris producenterne kræver for en produceret mængde el er mindre, hvilket er et resultat af støtten som dækker dele af omkostningerne fra producenterne. Dvs. at marginalomkostningerne fra producenterne kunstigt bliver lavere. Resultat af dette ryk i udbudskurven viser, at ligevægten på markedet gives til en negativ pris på el i det viste eksempel. Disse situationer med meget vind og lavt forbrug forekommer stadigt oftere, men er dog generelt relativt sjældent forekommende, som det fremgår af Figur Side 17/24

18 Figur Elprisens fordeling i 2015, fordelt på prisintervaller. Som det ses, er Kilde: Energinet.dk prisen oftest højest når forbruget er højest (stiplet linje), ligesom vindproduktionen oftest er højest når prisen er lavest. Markeret med stiplet cirkel er de negative timers andel. Side 18/24

19 5. Balanceafregning De balanceansvarlige aktører overholder sjældent deres planer til fulde i driftstimen. Vindmøllerne kan f.eks. producere mindre end forventet, eller forbrugerne kan bruge uforudset meget elektricitet. Under driftstimen er det derfor nødvendigt, at den systemansvarlige virksomhed konstant balancerer produktion og forbrug. En stor del af denne balancering sker gennem køb af op- og nedregulering med regulerkraft. Når driftsdøgnet er slut, afregnes aktørerne for de ubalancer, der har været i deres indsendte aktørplaner. Ofte vil der eksempelvis være forskel på det forbrugsestimat, som elleverandøren har meldt ind for en driftstime, og det reelle forbrug i den pågældende time. I dette tilfælde afregnes aktørens ubalancer på balancemarkedet gennem køb og salg af balancekraft fra Energinet.dk. Balancekraft er ikke et fysisk produkt på lige fod med eksempelvis regulerkraft, men derimod et fiktivt produkt, en slags nettoopgørelse, der bruges til at afregne aktørernes ubalancer. Ubalancer afregnes enten efter etprismodellen eller toprismodellen. Med etprismodellen afregnes ubalancer altid til regulerkraftprisen den pris, den systemansvarlige virksomhed har betalt for at balancere med regulerkraft i driftstimen. Forbrugs- og handelsbalanceansvarlige afregnes efter etprismodellen. Det vil sige, at den balanceansvarlige betaler for negativ balance (hvis det reelle forbrug er større end anført i planen) og kompenseres for positiv balance (hvis det reelle forbrug er lavere end anført i planen). Med toprismodellen afregnes enten til regulerkraftprisen eller spotmarkedsprisen. Produktionsbalanceansvarlige afregnes efter toprismodellen. Hvis ubalancen er i samme retning som den overordnede ubalance og dermed forværrer systemubalancen, afregner Energinet.dk til regulerkraftpris. Hvis ubalancen modvirker den overordnede ubalance i systemet afregnes til spotprisen. Toprismodellen giver producenterne et incitament til at byde produktion ind i regulerkraftmarket. Desuden genereres et provenu til Energinet.dk, som anvendes til at finansiere den faste rådighedsbetaling for reservekapacitet og i sidste ende til at sænke systemtariffen. Side 19/24

20 6. Forward-markedet finansiel prissikring Fordi el ikke kan lagres i nettet, kan små ændringer i udbud og efterspørgsel i visse tilfælde føre til meget store prisudsving. Disse prisudsving er meget større end på de fleste andre markeder, såsom olie- eller kulmarkederne. Day-Ahead prisen på det nordiske elmarked har historisk set vist en betydelig volatilitet, der indebærer, at priserne svinger meget fra både time til time og område til område. For aktørerne på markedet udgør disse prisudsving en finansiel risiko. Som på andre markeder kan risikoen dog reduceres gennem handel med forskellige finansielle produkter. Især elleverandører, som i den ene ende er bundet til at levere fastprisprodukter til kunder og i den anden ende er fuldt eksponeret over for udsving i markedsprisen, har behov for at afdække risici. Omvendt har producenterne et cash flow, der svarer til prisudsvingene, og de kan derfor bedre påtage sig risici. Denne handel kaldes hedging eller prissikring og foregår i forward-markedet. I forward-markedet handles i modsætning til Day-Ahead og intraday markedet ikke en eneste fysisk kwh, men kun finansielle produkter knyttet til fremtidig handel med el. Foruden handlen med fysiske transmissionsrettigheder på den jysk-tyske forbindelse er der fire hovedprodukter på det finansielle marked: Futures Forwards Electricity Price Area Differentials (EPADs) Put and call options På grund af det nordiske elmarkeds opdeling i prisområder kan prisrisikoen opdeles i to; en eksponering overfor udsving i systemprisen og en eksponering overfor udsving i områdeprisen. Gennem handel med en kombination af forwards/futures, der sikrer mod tidsvariation i systemprisen, og EPADs, der sikrer mod geografiske udsving mellem områdepris og systempris, kan aktøren afdække begge risici. De finansielle produkter handles i modsætning til den fysiske el ikke på Nord Pool Spots markeder, men hos en privat aktør, NASDAQ OMX Commodities. Produkterne handles kontinuerligt på samme måde som aktier og har forskellige specifikationer, se nedenstående tabel 5.1. Base Load Peak Load Produkter Futures: Dag, Uge Forwards: Måned, Kvartal, År, Forward-optioner Futures: Uge Forwards: Måned, Kvartal, År Side 20/24

21 Electricity Price Area Differentials Minimumhandel 1 MW 1 MW Referencepris Tabel Den officielle nordiske Day- Ahead pris for mandagsøndag hele døgnet Den officielle nordiske Day- Ahead pris for mandagfredag fra kl Prissikring mod systemprisen På NASDAQ OMX handles finansielle kontrakter på fremtidig levering af el i form af futures og forwards. Disse produkter har en leveringsperiode på alt fra en enkelt uge op til seks år og har Nord Pool Spots systempris som reference. Det betyder, at kontrakternes værdi er bestemt af udviklingen i systemprisen og ikke i en lokal områdepris. Forwards og futures kan handles enten som base load (baseret på et gennemsnit af systemprisen for alle ugens timer) eller peak load kontrakter (baseret på et gennemsnit af systemprisen fra kl alle hverdage) Futures En future er en kontrakt på at købe eller sælge en vare i fremtiden. Kontrakten indgås mellem NASDAQ OMX og en køber eller sælger i markedet. Det sker i praksis ved, at en markedsaktør køber eller sælger en future af NASDAQ OMX ved at indbetale en del af futurens værdi til børsen. Værdien af denne future den fremtidige handel svinger dagligt i takt med Day-Ahead markedets systempris. Udsvingene afregnes dagligt af køberens indbetalte beløb frem til kontraktens udløb. Ved afslutningen af hver handelsdag overfører mægleren derfor en del af marginen til eller fra futureejerens konto. I selve leveringsperioden afregnes kontrakten på baggrund af systemprisen. Fordi udsvingene mellem spotprisen og futurekontrakten løbende udbetales som marginer, svarer futureværdien på leveringsdagen til spotprisen. På leveringsdagen betaler køber altså ikke den aftalte futurepris (eks. 100 kr.), men derimod spotprisen (eks. 110 kr.) samtidig med, at 10 kr. er overført fra sælgers margin til købers margin. Futurekontrakterne på NASDAQ OMX Commodities er opdelt i kontrakter baseret på daglige og ugentlige leveringsperioder for base load og ugentlige leveringsperioder for peak load Forwards Forwardkontrakter er en aftale mellem køber og sælger om på et givent tidspunkt i fremtiden at sælge en given mængde el for en fastsat pris. Prisudsving afregnes i Side 21/24

22 modsætning til futures ikke løbende. Forwards handles oftest bilateralt og ikke på børsen, fordi de ikke er standardiserede. De forwards, der handles på NASDAQ, kan opdeles i kontrakter med månedlige, kvartalsvise og årlige leveringsperioder og kan handles både base load og peak load. Desuden kan der handles forwardoptioner på base load. 6.2 Prissikring mod områdeprisen Electricity Price Area Differentials (EPADs) og fysiske transmissionsrettigheder Referenceprisen for forward- og futurekontrakter er systemprisen. Men på det nordiske elmarked er aktørernes fysiske elpris bestemt af områdeprisen, som varierer mellem prisområderne. For at prissikre en konkret områdepris mod systemprisen handles der i det nordiske marked et særligt finansielt produkt Electricity Price Area Differentials (EPADs). EPADs afspejler prisforskellen mellem et konkret prisområde og systemprisen. Hvis systemprisen er højere end områdeprisen, har EPADs en negativ værdi, og hvis systemprisen er lavere end områdeprisen, har EPADs en positiv værdi. EPAD-kontrakter handles tre år frem og sælges ofte af producenter, der ønsker at sikre sig mod prisudsving i deres eget produktionsområde. De dækker base load, og leveringsperioden løber typisk fra en måned op til et år. Fordi handlen med finansielle produkter er anonymiseret, agerer NASDAQ OMX clearinghouse. Det vil sige, at NASDAQ OMX er modpart i alle handler og garanterer værdien. Kombinerede køb af forwards og EPADs resulterer i en fuldstændig hedge af elprisen, hvor aktøren hverken er eksponeret for udsving i systemprisen eller i områdeprisen. Ved at købe en EPAD-kontrakt i ét prisområde og sælge en EPAD-kontrakt i et andet afdækker markedsaktøren prisrisikoen mellem to prisområder og opnår dermed en position, der svarer til købet af finansielle transmissionsrettigheder. EPADs handles på NASDAQ OMX som clearede produkter, men kan også handles bilateralt som enten clearede eller unclearede. En cleared EPAD er registreret hos en modpart, eksempelvis NASDAQ OMX, der garanterer værdien af EPADs. Konkrete opgørelser over den handlede mængde af clearede EPADs viser, at der har været en kraftig stigning i anvendelsen af EPADs til hedging. Af Figur 6.1 fremstår det, at volumen af handlede kontrakter stiger til 172 TWh i 2010, efterfulgt af et fald til 121 TWh i Volumen i Figur 6.1 præsenterer både registreret over-thecounter handler (OTC) og handler med Electronic Trading System (ETS) på børsen, hvilket er to forskellige systemer at handle EPADs på. Side 22/24

23 TWh 200 EPAD volumes OTC ETS Year Kilde: Spodniak, Collan & Viljainen (2015) 4 - data fra NASDAQ OMX Commodities. Figur 6.1 EPAD-handelsmængde på NASDA OMX. Foruden EPADs kan områdeprisen også hedges gennem handel med fysiske transmissionsrettigheder (PTR) på forbindelserne mellem Jylland og Tyskland (DK1-DE), Vest- og Østdanmark (DK1-DK2) og Østdanmark og Tyskland (DK2- DE). De fysiske transmissionsrettigheder giver adgang til at overføre en fastsat mængde el i en bestemt retning på forbindelsen og sælges på års- og månedsauktioner gennemført af Joint Allocation Office (JAO). Salget omfatter alene transmissionsretten selve elektriciteten skal handles separat. Mod Tyskland udbydes på både års- og månedsauktionerne henholdsvis 150 MW kapacitet (til og fra DK1) og 120 MW (til og fra DK2), mens der på Storebælt alene udbydes 150 MW på månedsauktion. Kapaciteten sælges med use-it-or-sell-it (UIOSI) forpligtelse, hvilket vil sige, hvis kapaciteten ikke nomineres af ejeren, der således ikke vil bruge forbindelsen til at transportere el, sælges den automatisk til TSO'en og genallokeres sammen med anden overførselskapacitet i Day-Ahead markedskoblingen. Som betaling modtager PTR-ejeren prisforskellen mellem de pågældende prisområder i Day-Ahead markedet. Således kan de fysiske transmissionsrettigheder anvendes til risikoafdækning af markedsaktørerne. 6.3 Put and call options Ved at forpligte køber og sælger på en fremtidig handel låser future- og forwardkontrakter potentielle prisudsving i begge retninger. Ved kontraktens udløb kan systemprisen være højere eller lavere end den aftalte pris begge parter kan derfor have enten tab eller gevinst ift.den aktuelle markedspris. Aktører, der alene 4 Petr Spodniak, Mikael Collan, and Satu Viljainen. "Examining The Markets For Nordic Electricity Price Area Differentials (EPAD) Focus On Finland". LUT Scientific and Expertise Publications 51 (2015). Side 23/24

24 ønsker at låse prisudsvingene i en enkelt retning, kan handle med put og call optioner. En option giver ejeren ret til at købe (call) eller sælge (put) en forwardkontrakt i fremtiden til en i forvejen fastsat pris. Med en call option sikrer man sig en fremtidig maksimumpris for køb af el. Med en put option sikrer man sig omvendt en fremtidig mindstepris for salg af el. Derfor virker optioner som en forsikring mod høje eller lave priser. Samtidig giver optioner i modsætning til obligationer stadig mulighed for penge på prisbevægelser i den modsatte retning. På NASDAQ OMX handles kun optioner på base load forwardkontrakter. De nordiske TSO'er deltager ikke aktivt i det finansielle marked. Dog arbejder TSO'erne på europæisk plan på en integration af forward-markedet igennem udviklingen af en fælleseuropæisk target model. Side 24/24