Optimal drift af prioriterede anlæg

Transkript

1 4712 Hovedrapport Eltra dok nr , sag 4712 Eltra PSO-F&U 2002 projekt 4712 Optimal drift af prioriterede anlæg Hovedrapport RAM-løse edb

2 Eltra PSO-F&U 2002 projekt 4712 Optimal drift af prioriterede anlæg Hovedrapport 1. Indledning og resumé Projektet Optimal drift af prioriterede anlæg er udført under Eltras PSO-F&U 2002 program. Projektets problemstilling udsprang af, at en stadig større del af elproduktionen i Danmark af energi- og miljømæssige grunde var prioriteret, samtidig med at de generelle principper for elsystemets udvikling i stigende grad baseres på markedsvilkår. Dette har på systemniveau medført ubalancer og reguleringsbesvær, og vil i fremtiden formentlig gøre det i stigende omfang. Det var ved projektstart forventet, at regelsættet vedrørende den prioriterede produktion ville blive ændret, og det var denne nye situation, som projektet sigtede mod. Lovgrundlaget er da også revideret gennem projektperioden (senest med Bekendtgørelse om pristillæg til elektricitet produceret ved decentral kraftvarme m.v. af 15. december 2004), og projektet har derfor den forventede relevans og aktualitet. Projektets hovedformål var at udvikle metoder til budgivning og styring, på et markedsbaseret grundlag, af prioriterede anlæg med varmebindinger. Metoderne skulle kunne håndtere usikkerheder og kombineret beslutningstagning i forhold til spot- og regulerkraftmarkederne. Som baggrund for dette skulle der beskrives relevante forudsætninger af teknologisk, økonomisk og markedsmæssig karakter. Projektet skulle derfor forsøge at udvikle redskaber, der kan svare på driftsrelaterede spørgsmål som f.eks.: Hvorledes kan en driftsleder fornuftigt byde ind på spotmarkedet? Hvorledes kan en driftsleder fornuftigt byde ind på regulerkraftmarkedet? Hvorledes hænger budgivning på de to markeder sammen? 2

3 Kan det være økonomisk attraktivt at ændre konfigurationen på værket specielt tænkes på installation til bortkøling af varme og på installation af elpatron/varmepumpe til produktion af varme fra el? Hvad vil den øgede usikkerhed på produktionen betyde for brændselskøb f.eks. i relation til kapacitet til forbrug af gas? Projektet er udført af RAM-løse edb (projektledelse), EMD, dk-teknik og Elsam fra slutningen af 2002 til slutningen af Projektets hovedformål er indfriet, og resultatet er dokumenteret i fire rapporter: Optimal drift af prioriterede anlæg (hovedrapport, dette dokument) Teknologisk grundlag (dk-teknik) Grundlag og forudsætninger for styringslogikken (EMD) Modellering af decentrale kraftvarmeværker på markedsvilkår (RAM-løse edb) Hovedrapporten (dette dokument) sammenfatter projektet. Rapporten Teknologisk grundlag beskriver, hvorledes der er kortlagt en række tekniske og driftsmæssige parametre og deres fordelinger inden for typiske bånd. Det drejer sig primært om kapacitet af el- og varmeproduktion med tilhørende akkumuleringskapacitet af varme og det underliggende varmeprofil, samt tilhørende virkningsgrader ved fuldlast og dellast, starttider og lastgradienter under op- og nedregulering. Endvidere er også SRO-forhold, mulighed for fjernovervågning og styring, fejlsandsynlighed, bemanding, slidtage, start/stop omkostninger og drifts- og vedligeholdelsesomkostninger undersøgt. Der er givet investeringsoverslag på mulige modifikationer på anlæg så produktionen kan gøres mere fleksibel og økonomien optimeres i forhold til gældende betingelser. Dette indbefatter prisoverslag på mulighed for bortkøling af varmeproduktionen, så der er mulighed for separat elproduktion uden varmbinding (ved meget høj elpris), og mulighed for varmeproduktion med elpatron eller varmepumpe (billig el i forhold til brændselspris). Endelig er der set på miljømæssige konsekvenser, der relaterer sig til en mulig ændret driftsform, som kan betyde flere start/stop og evt. dellast. Rapporten Grundlag og forudsætninger for styringslogikken beskriver de eksisterende vilkår for driftsoptimering af decentrale kraftvarmeværker og de forventede nye vilkår i forbindelse med at decentrale kraftvarmeværker fremover skal afsætte deres elproduktion på markedsvilkår. Således beskrives vilkår for statstilskud til elproduktion, tilskuddet videreføres i forbindelse med overgang til salg på spotmarkedet. Herefter præsenteres, hvorledes energi- og CO 2 afgifter beregnes. Beregningen af disse afgifter videreføres ligeledes uændret i forbindelse med markedsovergangen. Endelig beskrives nettoafregningsprincippet, efter hvilket de industrielle kraftvarmeproducenter normalt afregnes. 3

4 Der beskrives endvidere de ny vilkår for el-salg som følge af overgang til salg på elspotmarkedet, herunder gives en kort gennemgang af el-salg på spotmarkedet og en gennemgang af det produktionsuafhængige tillæg. Formålet med dette tillæg er at kompensere værkerne i det omfang overgangen fra treledstariffen til en markedsafregning belaster værkerne økonomisk. Endelig beskrives datastrukturen for programværktøjer, som kan anvendes i forbindelse med afgivelse af salgstilbud og udarbejdelse af produktionsplaner under de nye vilkår. Rapporten Modellering af decentrale kraftvarmeværker på markedsvilkår beskriver en række matematiske modeller af relevans for problemstillingerne. Samlet set sigter modellerne mod optimal budgivning på spot- og regulerkraftmarkederne, således at der tages højde for, at når der gives bud på det ene marked, så skal der medtænkes, at der senere skal gives fornyede bud på begge markederne. Modellerne er udviklede og beskrevne som en række delmodeller, der hver fokuserer på eller sammenkobler specielle dele af problematikken. Der er således i delmodellerne i varierende grad taget højde for - Varmelager - Start-stop - Emissioner - Dellast - Usikkerheder i prognoser - Håndtering af gaskapacitetsbegrænsninger - Budgivning på spotmarkedet - Budgivning på regulerkraftmarkedet - Sammenhængende budgivning på spot- og regulerkraftmarkederne. Modellerne er beskrevet matematisk, og deres vigtigste egenskaber er analyserede. De er alle implementeret og afprøvet i et højniveau modelleringssprog. Der har løbende gennem projektet været formidling af projektets idéer og indhold på seminarer, konferencer m.v. Der har desuden i projektperioden været gennemført et selvstændigt Eltra demonstrationsprojekt om decentral kraftvarme på markedsvilkår. Her blev nogle af de udviklede metoder anvendt gennem oktober måned 2003 i forbindelse med at Billund Varmeforsyning og Fællinggaard Varmeforsyning dagligt skulle indlevere bud til spotmarkedet og regulerkraftmarkedet. Endelig indgår metoderne i Eltras PUDDELprojekt, der har til formål at udvikle driftstøtteværktøjer og kommunikationssystemer til brug for de produktionsbalanceansvarliges håndtering af decentrale kraftvarmeværker i regulerkraftmarkedet. Projektdeltagerne kan kontaktes på følgende adresser: Hans Ravn: RAM-løse edb, HansRavn@aeblevangen.dk 4

5 Anders N. Andersen: Energi- og Miljødata, Jens Mikkelsen: Force, Flemming Nissen: Elsam, 2. Decentral kraftvarme i Danmark Der er, primært gennem 1990 erne, se Figur 1, installeret decentrale kraftvarmeanlæg i Danmark, således at elkapaciteten nu er ca MW og varmekapaciteten er ca MW. Cirka tre fjerdedele ligger i Vestdanmark, og cirka en fjerdedel i Østdanmark MW Østdanmark Vestdanmark Figur 1. Installeret kapacitet på decentrale kraftvarmeværker Den mest almindelige brændselstype er naturgas, der udgør cirka 60 % af brændselsforbruget. En række energipolitiske instrumenter har været taget i brug i perioden, herunder investeringstilskud til omlægning fra fjernvarme til kraftvarme, tilskud til produktionen m.v. Elproduktionen fra de decentral kraftvarmeværker har været prioriteret produktion, der er blevet afregnet efter treledstariffen. Figur 2 illustrerer treledstariffen for spændingsniveauet 0,4 kv (der giver den højeste betaling). Idéen i den konkrete udformning af treledstariffen har været, at den skulle afspejle alternativomkostninger i elsystemet. Tariffen indeholder derfor både et fast element svarende til kapacitetsomkostninger og et element svarende til variable omkostninger. 5

6 Treleds tarif - hhv. en sommer- og en vinteruge kr/mwh Timer Sommer - 0,4 kv Vinter - 0,4 kv Figur 2. Illustration af treledstariffen for elafregning, 0,4 kv. Treledstariffen er stiv i den forstand, at den ikke kan tilpasse sig hurtigere ændringer i alternativomkostningerne. Kapacitetselementet reduceres ikke automatisk, selv hvis der er overkapacitet. Og for den variable del betyder det f.eks., at hvis der en onsdag i en dagtime er meget vindkraftproduktion, og den marginale produktionsomkostning for systemet derfor er lav, vil de decentrale kraftvarmeværker alligevel producere el med afregning til en pris, der er over systemets marginale produktionsomkostning. Omvendt kan det i en situation, hvor der er mangel på vandkraft i det nordiske system synes rimeligt at de decentrale kraftvarmeværker i højere grad blev motiveret til at producere om natten og i weekenden De decentrale kraftvarmeværker vil endvidere muligvis kunne spille en betydelig rolle i forhold til kortere fænomener, således at de f.eks. kan yde reservekapacitet, nedregulering mv. Ikke mindst i forhold til vindmølleproduktionen kan det tænkes, at de decentrale værker kan yde et positivt samspil. Også her er forudsætningen, at treledstariffens stive afregning erstattes af en mere dynamisk tilpasset form. Tilsvarende kommer treledstariffen under pres ved overgangen til et liberaliseret elmarked, idet tariffen frem til udgangen af 2003 anvendes på dispensation fra de almindelige konkurrenceregler. I regeringens oplæg Liberalisering af energimarkederne fra september 2002 hedder det i bilagsrapporten bl.a. om overgang til markedsvilkår for de decentrale kraftvarmeværker: Overgangen til afsætning af elproduktionen fra decentral kraftvarmeværker på markedsvilkår skal som udgangspunkt ske på en måde, der sikrer, at 6

7 de miljømæssige fordele ved den kombinerede produktion fastholdes, at der tages hensyn til varmeforbrugerne, samt at omlægningen er statsfinansiel neutral. Det har været formålet med dette projekt at tilvejebringe værktøjer, der kan være med til at sikre, at driften af kraftvarmeværkerne under de nye forhold sker på den bedst mulige måde. I denne sammenhæng tages de lovgivningsmæssigt betingede rammeforhold for givne. Det nye aspekt i driftssituationen under markedsvilkår er, at afregningsprisen ikke på forhånd er kendt. Prisen skal enten forhandles bilateralt, eller den fremkommer time for time på markedet ud fra de afgivne købs- og salgsbud. Projektet giver derfor anvisninger på, hvorledes budgivning og andre aspekter af den daglige produktionsplanlægning hensigtsmæssigt kan ske under de nye forhold. Projektets metoder kan dermed også anvendes i forbindelse med ved vurderinger af de økonomiske konsekvenser af forskellige former for ændringer af anlæggenes udformninger, driftsmæssige konsekvenser af forskellige former for tilskud m.v. 3. Teknologisk grundlag Forholdene på decentrale kraftvarmeværker er selvsagt afgørende for, hvorledes værkerne kan drives. Det drejer sig for det første om tekniske forhold, f.eks. opstart, tider for opstarten, energiforbruget, emissionerne, slitagen, risikoen for en fejlslagen start, m.v. Det drejer sig for det andet om økonomiske forhold, priser, omkostninger, tilskud, afgifter. Og for det tredje drejer sig om gældende regelsæt, der sætter rammer for mulige måder at drive værket på. I delrapporten Teknologisk grundlag beskrives typiske anlæg. En sådan beskrivelse kan også danne udgangspunkt for mulige ændringer. Dette er relevant i lyset af, at regelsættet og dermed økonomien ændres. Det er ikke mindre relevant at inddrage det på nuværende tidspunkt, fordi en lang række af anlæggene har nået en alder, hvor renovering i alle tilfælde kan komme på tale. Oversigt På landsplan er der i år 2002 ifølge Energistyrelsens energiproducenttælling en installeret eleffekt på 2073 MW på decentrale kraftvarmeværker (decentrale-, lokale- og erhvervsværker). Heraf tegner det Jydsk/Fynske område sig for 70% svarende til en kapacitet på 1451MW. 7

8 Anlægstype Dampturbine Gasturbine Kombianlæg Forbr.motor Sum Værktype Installeret eleffekt og antal opgivelser Jylland/Fyn MW Antal Centralt værk Decentralt værk Lokalt værk Erhvervsværk Sum Heraf på ikke-centrale værker Værktype Installeret eleffekt og antal opgivelser Sjælland & Øerne MW Antal Centralt værk Decentralt værk Lokalt værk Erhvervsværk Sum Datagrundlag: Energistyrelsens Energiproducenttælling 2002 Heraf på ikke-centrale værker Total sum Tabel 1. Effektfordeling på forskellige anlægstyper. Derudover er der i det Jysk/Fynske område en meget begrænset eleffekt fra vandkraft (i alt knap 10 MW), som normalt vil være yderst anvendelig til regulerbar kraft. De fem største vandkraftanlæg, som alle er større end 500 kw, har tilsammen 8 MW. I figur 1 er vist eleffekten og antal af indberetninger til energiproducenttællingen for 2002 for de fire anlægstyper dampturbine gasturbine kombianlæg forbrændingsmotor. Teknologidata Det typiske kraftvarmeanlæg består af følgende hovedkomponenter: Gasmotor Varmegenvindingssystemer Varmeakkumulator Spidslast og backup kedel Gasmotoren er normalt en såkaldt leanburn motor med eller uden forkammer. Forkammerprincippet anvendes normalt i de større motorer (fra MW og opefter). Elvirkningsgraden for gasmotorer ligger mellem 30 og 41 %. Trenden er jo større og nyere motor desto højere elvirkningsgrad. Varmen fra motoren overføres til fjernvarmevandet i følgende komponenter: ladeluftkøler røggasveksler på udstødningsgas oliekøler og kappekøling af motorblok. 8

9 Den typiske samlede brændselsudnyttelse udgør % for de fleste anlæg. For kraftvarmeanlæg som opererer i fjernvarmesystemer med lav fremløbs- og returtemperatur kan brændselsudnyttelsen komme helt op på 93 %. Peak load and backup boiler Heat storage Figur 3. Skematisk diagram over kraftvarmeanlæg baseret på gasmotor. Af hensyn til en tilstrækkelig benyttelsestid dimensioneres gasmotoren således at varmeproduktionen herfra dækker omkring 85 % af varmeforbruget i det fjernvarmenet den opererer i. Resten dækkes af spidslast og backup kedler. Varmelageret har ofte en kapacitet på timers fuld varmeproduktion på gasmotoren. Dellast og start/stop forhold Anlæggenes overvågningssystem er programmerede til at motorerne i dag starter og stopper efter et relativt fast skema, med automatisk start eller stop ved for lav hhv. høj fyldning af akkumuleringsbeholderen. Driftspersonalet justerer dog ofte på den planlagte drift i forhold til primært vejrprognoser. Anlæggene er generelt ikke lavet til at køre dellast hvilket vil sige at der skal laves ændringer i den PLC er som styrer gasmotorerne. Der er dog tale om en mindre ændring. Ved 50 % last vil det typiske gasmotoranlæg have en elvirkningsgrad svarende til η 50 % /η 100 % = Brændselsudnyttelsen ved halvlast η B_50 % /η B_100 % = 0,88. Energiforbruget under start har især betydning for anlæg større end 1 MW. Opstartstiden fra 0 til 100 % last inklusive udluftning og tjek af gasrampe vil her ofte tage mere end 15 minutter. Jo større motorer desto længere tid går der sædvanligvis. Tunge motorer, primært udviklet til skibsindustrien, bruger relativt lang tid. 9

10 Sandsynligheden for at der opstår fejl under en opstart vurderes at udgøre mellem 2 og 10 %. Anlægget skal genstartes efter en fejl er lokaliseret og afmeldt. Hvis fejlen opstår når der ikke er personale til stede kan dette let betyde at der går mellem ½ - 1 time før en ny start af anlægget kan påbegyndes. Emissioner Især gasmotorer emitterer betydelige mængder af uforbrændte kulbrinter (UHC). Betydningen af at anlæggene fremover muligvis kommer til at køre mere varieret end hidtil, i form af flere start/stop og evt. dellast, kan have væsentlig negativ indflydelse på den samlede emission fra gasmotoranlæggene. Fra år 2006 skærpes kravene til emissioner fra gasmotorer betydeligt, hvilket indebærer at størsteparten af de eksisterende motorer skal forsynes med rensningsanlæg, hvilker giver anledning til yderligere driftsomkostninger. Indflydelse herfra forsøges inddraget i den endelige optimeringsmodel. Bortkøling af varme Muligheden for at producere el selvom der ikke er noget varmebehov kan realiseres ved at etablere et anlæg til bortkøling af varme til omgivelserne. Foreløbige resultater viser at et bortkølingsanlæg til et gasmotoranlæg kan etableres for kr./kw varme som skal bortkøles. Driftsudgiften i form af elforbrug er her lav (omkring 8 kwe per MW varmekøling). Alternativt kan man også forestille sig kortvarigt at anvende vandværksvand til køling og derefter lede det til afløb hvis elprisen er meget høj eller benytte sig af et mindre og åbent vandreservoir. Øget energiudnyttelse ved integration af varmepumpe En varmepumpe kan integreres med et kraftvarmeanlæg og anvende en del af eleffekten til at opgradere lavtemperatur varme i røggassen til fjernvarme, hvorved energivirkningsgraden for hele anlægget kan forbedres væsentligt. Dette kan specielt være attraktivt når motorens varmeeffekt er utilstrækkelig og elprisen relativt lav. Et anlægs energivirkningsgrad vil typisk kunne forbedres fra 90 til 100% på bekostning af en nedgang i elproduktionen på 5 % ved installation af en varmepumpe på røggassen. Spidlast/overlast Muligheden for at booste eleffekten for at udnytte høje priser i elsystemet er kun berørt indledningsvis på nuværende tidspunkt. Andre anlægstyper end fjernvarmeværker baseret på gasmotorer Udover gasmotoranlæg til fjernvarme er der kraftvarmeværker i forbindelse med industrier og gartnerier, hvor der vil være andre karakteristiske forhold af relevans. For biomassefyrede kraftvarmeværker og affaldsværker er der også specielle forhold. 10

11 4. Elmarkedet I Figur 4 er det illustreret, hvilken sammenhæng et decentralt kraftvarmeværk indgår i, og dermed hvilken sammenhæng de ovennævnte forhold skal ses i. Figuren illustrerer primært fysiske relationer. Varmesiden er repræsenteret ved varmeforbrugerne, der aftager varmen, og som har den primære interesse i at værkets samlede økonomi er så god som mulig. Elsiden optræder traditionelt som aftager af den producerede el, men det kan i fremtiden blive relevant, at kraftvarmeværket køber el. Dette er tilfældet, hvis elprisen er tilstrækkelig lav til at den er økonomisk hensigtsmæssigt at anvende el til varmeproduktion ved anvendelse af en elpatron eller en varmepumpe. De to sidste typer af fysiske relationer er brændselsforbruget og emissionerne (og andre miljøpåvirkninger). Der er til de fysiske udvekslinger knyttet modsvarende økonomiske udvekslinger, de er ikke vist på figuren. Derudover er der økonomiske forhold i form af skatter, afgifter, tilskud m.v. Emissioner, miljø Skatter, afgifter, tilskud Elsystemet Elsalg Elkøb KV-værk Varmeforbrugere Brændsel Figur 4. Illustration af, hvorledes et kraftvarmeværk vekselvirker med sine omgivelser. Problemstillingen i projektet tager udgangspunkt i, at det drejer sig om at tilfredsstille varmebehovet billigst muligt. De givne rammebetingelser vedrører primært skatter, afgifter og tilskud samt betingelser omkring emissioner og andre miljøforhold. Desuden tages hensyn til organisering og betingelser på hhv. el og gasmarkederne. Delrapporten Grundlag og forudsætninger for styringslogikken beskriver de eksisterende vilkår for driftsoptimering af decentrale kraftvarmeværker og de forventede nye rammer 11

12 og vilkår i forbindelse med at decentrale kraftvarmeværker fremover skal afsætte deres elproduktion på markedsvilkår. Inden for disse rammer er der i projektet blevet udarbejdet metoder, der tillader driftsmesteren at agere hensigtsmæssigt på el- og gasmarkederne, således at varmebehovet tilfredsstilles billigst muligt. Den væsentlige ændring af betydning for driftsplanlægningen, der ved overgang til markedsforhold vil ske vedrørende produktionsplanlægningen i et decentralt kraftvarmeværk er, at afregningspriserne ikke er kendte på forhånd. Elproducenten skal selv finde sig en kunde til at aftage sin produktion, og skal selv aftale vilkårene for salget. De to hovedmuligheder for salget af el er ved bilateral handel og på et organiseret marked. I Danmark er nogle af de relevante markeder organiseret af Nordpool (spot, men også langtidskontrakter, finansiel handel). De systemansvarlige selskaber organiserer handel med regulerkraft og balancekraft. Usikkerheden omkring elpriserne er betydelig, som det illustreres i Figur 5, Figur 6 og Figur 7. Figur 5 viser månedsmiddel for Nordpool s spotpris over perioden januar 1996 til januar Det fremgår, at i det lange perspektiv er spotprisen meget varierende. Der kan på figuren observeres en årlig svingning med lave priser om sommeren og højere priser om vinteren. Det mest markante er dog forskellen mellem årene. Forklaringen er her, at vandtilstrømningen til magasinerne i Norge og Sverige er afgørende for den samlede elbalance i Nordpool-området. Hvis der er tørt som i 1996 og efteråret 2002 bliver priserne meget høje. Ser man på gennemsnitlige døgnpriser for et enkelt år som vist for 2001 i Figur 6 ses det, at også her er der store udsving, og ændringerne er ikke så jævne som i Figur 5. 12

13 Figur 5. Månedsmiddel for Nordpool s spotpris over perioden januar 1996 til januar Endelig er der i Figur 7 vist eksempler på, hvorledes spotprisen kan svinge over døgnet. Der kan tydeligt iagttages en døgnrytme. Men som det er fremgået af Figur 5 og Figur 6, kan niveauet ændre sig fra uge til uge eller fra år til år, og det vil også kunne gives eksempler på mere ekstreme forløb for døgnkurver. I projektet er der arbejdet systematisk med de usikkerheder, der er forbundet med salg af el, således at man tilrettelægger sin budgivning og drift under hensyntagen til usikkerhederne. Der skal således ske en afvejning af risikoen og den forventede omkostning og indtjening. I projektet er der primært arbejdet med usikkerheden omkring det korte perspektiv som illustreret i Figur 7, mens udsving, der typisk kan tilskrives vandkraftsituationen i Norge og Sverige som i Figur 5, ikke er i fokus. Figur 6. Døgnmiddelpriser for spotprisen i Vestdanmark

14 Figur 7. Eksempel på 5 hverdages spotpriser i Vestdanmark. Balanceansvar og planer For at kunne købe eller sælge el eller præcisere udtrykt: for at kunne benytte elnettet til transport af el, der er købt eller solgt - er der i almindelighed en række betingelser, der skal være opfyldt. Det drejer om tekniske forudsætninger i form af tilslutningsbetingelser m.v. Det drejer sig endvidere om, at aktøren er godkendt som balanceansvarlig af Eltra eller Elkraft System. De decentrale kraftvarmeværker er ikke i dag godkendt som balanceansvarlige aktører. Når decentrale anlæg skal til at agere på markedsvilkår skal den enkelte anlægsejer derfor tage stilling til, hvorvidt han selv ønsker at påtage sig balanceansvaret eller om balanceansvaret skal overdrages til en anden aktør, som i forvejen er godkendt. Som led i godkendelsen skal der underskrives en standardaftale. Se og for detaljer. Som balanceansvarlig kan man engagere sig i bilateral handel. Skal man handle på spotmarkedet, skal man desuden godkendes af Nordpool. I det følgende gennemgås kortfattet de forskellige handelsmuligheder. Fokus er på den fysiske handel, mens finansiel handel ikke behandles. 14

15 Bilateral handel To godkendte aktører kan aftale en bilateral handel. De kan frit aftale mængder og priser. For at de tilknyttede transporter kan effektueres, skal der dog indsendes tilhørende aktørplaner, og disse skal godkendes, jfr. ovenfor. Nordpool s spotmarked Nordpools spotmarked tilbyder handel med el på timebasis for ét døgn ad gangen. Dette betyder, at balanceansvarlige producenter kan indgive salgsbud for hver enkelt af timerne i det følgende døgn. Et salgsbud i en time består af en angivelse af, hvor meget el (MWh), der tilbydes solgt i timen og til hvilken pris (kr/mwh). Tilsvarende kan balanceansvarlige forbrugere indgive købsbud. Buddene indgives i det område (i Danmark: hhv. Vest- og Østdanmark), hvor aktøren fysisk er tilknyttet elnettet. Om der rent faktisk bliver solgt noget el, vides ikke på det tidspunkt, buddene gives. Det afklares først, når alle buddene er samlede. Købs- og salgbuddene rangordnes hver for sig, og den pris, hvor der er skæring mellem købs- og salgspriser, bliver den aktuelle spotpris i timen. Hvis et salgsbud ligger under spotprisen betyder det, at den tilhørende mængde er solgt, prisen er lig med spotprisen. Bud høres til efterfølgende døgn indgives før kl. 12 i dag, der kommer besked fra Nordpool cirka 2 timer senere. Den tidsmæssige sammenhæng, herunder til regulerkraftmarkedet, er illustreret i Figur 8. Der findes tre budformer for salg på spotmarkedet. Den ovenfor beskrevne kaldes timebud. Blokbuddet består i at der for en gruppe af timer gives et samlet bud. Hvis spotprisen i gennemsnit over disse timer overskrider dette bud, sælges den angivne mængde. Der findes 5 blokke, der hver for sig omfatter følgende timer: Blok1: 1-7, blok 2: 8-18, blok3: 19-24, blok 4: 8-24 og blok 5: I et fleksibelt timebud for salg gives ét bud, der er fælles for et spotdøgn. Men der sælges højst i én time, nemlig den med den højeste spotpris; og der sælges kun, hvis spotprisen er over den angivne pris. En aktør kan indgive op til fem fleksible timebud per døgn. Regulerkraftmarkedet Der vil komme afvigelser mellem de planer, der udarbejdes med udgangspunkt i bilateral handel og spothandel, og den faktiske produktion og det faktiske forbrug. Dette håndteres bl.a. gennem regulerkraftmarkedet, der anvendes af de systemansvarlige selskaber. Regulerkraftmarkedet er bl.a. karakteriseret ved at tidsfristerne er kortere end i spotmarkedet. Dette gælder for indmelding, for op- og nedregulering, og for hvornår der gives besked om køb, hhv. salg af regulerkraft. Buddene til regulerkraftmarkedet, skal have en vis størrelse (10 MW). 15

16 Udvælgelsen af hvilke bud, der skal aktiveres sker ved at tage de billigste først. I modsætning til situationen på spotmarkedet har betalingen for en aktiveret regulerydelse været lig med den af aktøren indmeldte pris, men dette system revideres formentlig. Detaljerne i regelsættet kan findes i markedsforskrifterne hos hhv. og (p.t. hhv. forskrift C2 og forskrift C1, men som nævnt kan regelsættet revideres). Bud på spotmarkedet mht. reg. markedet Plan lavet af NordPool for 24 timer Bud på reg. marked for time 1 Reg. plan for time 1 Bud på reg. marked for time 2 Reg. plan for time 2 Og så videre... NU SENERE 1 24 Time Figur 8. Illustration af budgivningsforløbet i Nordpool s spotmarked, og tidsmæssig sammenhæng med regulerkraftmarkedet. Balancemarkedet I det følgende gives en kortfattet gennemgang af Eltra's formelle regler omkring balancemarkedet. Beskrivelsen er hentet fra Eltra's forskrift C2, der i sin helhed kan hentes fra Aktørplaner og balanceafregning Udgangssituationen er, at balanceansvarlige markedsaktører hvert døgn senest kl. 15:00 indsender en bindende aktørplan til Eltra. Aktørplanen for en produktionsbalanceansvarlig markedsaktør skal for hver time udvise balance mellem den planlagte produktion og indgåede elhandler med andre balanceansvarlige aktører (handelsplaner), herunder Nord Pool. ( Foruden aktørplanen, som er på timebasis, skal produktionsbalanceansvarlige markedsaktører aflevere en såkaldt køreplan. Køreplanen 16

17 angiver i skridt på 5 minutter, hvordan produktionen forventes at forløbe. Køreplanen skal opdateres før og under driftsdøgnet ved ændringer i produktionsmønsteret.) Hvis aktøren ikke er deltager i det vestdanske regulerkraftmarked, er den fremsendte aktørplan endelig i den forstand, at eventuelle ubalancer måles i forhold hertil. Aktøren har dog mulighed for at flytte rundt på produktion mellem anlæg igennem driftsdøgnet, uden økonomisk mellemværende med Eltra. Det er alene afvigelsen mellem den samlede, planlagte produktion time for time og den tilhørende målte produktion time for time, der udløser betaling i balancemarkedet. Hvis aktøren deltager i regulerkraftmarkedet, vil den fremsendte aktørplan blive opdateret et antal gange i driftsdøgnet, nemlig hver gang Eltra aktiverer ét af aktørens bud. Den bestilte op- eller nedregulering omregnes til en tillægsplan, som lægges oveni den oprindeligt indsendte aktørplan. Når driftsdøgnet er omme, forelægger der en aktørplan, som omfatter alle producentens forpligtelser igennem døgnets 24 timer. Ved denne fremgangsmåde sikres det, at hvis aktøren ikke efterkommer regulerkraftbestillingen, da vil hans manglende levering blive til ubalancer, som han efterfølgende kommer til at betale i den ordinære balanceafregning. Et billede af tidsforløbet er vist i Figur 9. Aktørplaner til Eltra 15:00 Måledata til Eltra 8:00 Mandag 0:00 HANDEL DRIFT AFREGNING Driftsdøgnet Eltra opretholder fysisk balance v.h.a. REGULERKRAFT Eltra udsender opgørelser over køb og salg af BALANCEKRAFT Figur 9. Illustration af den tidsmæssige sammenhæng i regulerkraft og balancekraft. Tilstedeværelsen af balancemarkedet giver en anden, vigtig funktionalitet: Når aktørerne har indmeldt deres kontrakter for køb og salg for kommende døgn, skal afregningen af de indgåede kontrakter foregå på dette grundlag - uanset hvad der måtte hænde i driftsdøgnet. 17

18 F.eks. betales en producent i henhold til købskontrakten, uanset om han har leveret det aftalte. Alle afvigelser i driftsdøgnet mellem aktørplaner og faktisk forbrug/produktion håndteres af Eltra via balancemarkedet, og eventuelle ubalancer afregnes separat med de respektive "kontraktparter". Priser for ubalancer Balancekraftprisen i en given time fastsættes som det vejede gennemsnit af de priser for regulerkraft, som Eltra har aktiveret inden for samme driftstime. Herudover indgår områdeprisen time for time i afregningen, idet Eltra benytter en såkaldt topris-model i afregningen af ubalancer: - Ubalancer, der går i samme retning som systemets samlede ubalance, og som dermed bidrager til ubalancen, bliver afregnet til balancekraftprisen. - Ubalancer, der går i den modsatte retning af systemets samlede ubalance, og som dermed "hjælper" systemet, bliver afregnet til områdeprisen. Topris-modellen indebærer, at der er penge at hente ved at være aktiv i regulerkraftmarkedet frem for passiv. Afregningsmodellen fortæller samtidig, at det ikke kan betale sig at udligne egne ubalancer med egen produktion ( selvregulering ) Op- og nedreguleringspriser time for time kan løbende følges på Nord Pools hjemmeside. Historiske op- og nedreguleringspriser og -mængder kan hentes fra Eltra's hjemmeside. Køb af el til decentrale kraftvarmeværker Decentrale kraftvarmeværker vil eventuelt kunne komme til at optræde som købere af el. For hvis elprisen er meget lav, vil det være økonomisk attraktivt at producere varme fra el gennem en elpatron eller gennem en varmepumpe. Køb af el til et decentralt kraftvarmeværk kan ske på tilsvarende måde som salg af el, jf. ovenfor. Figur 10 skitserer den marginale varmeomkostning ved produktion på et decentralt kraftvarmeværk som funktion af elprisen. Hvis elprisen er meget høj, kan der produceres billig varme på f.eks. en gasmotor, idet salget af el trækkes fra de samlede marginale omkostninger. Hvis elprisen er meget lav, kan der produceres billig varme på f.eks. en elpatron, idet den billige el omsættes direkte til varme med samme pris. Det kan endelig være, at der er et niveau for elprisen, hvor det er billigst at producere varmen på en kedel, se det vandrette liniestykke på figuren. 18

19 Varmepris (kr/mwh) Elpatron Kedel 0 Elpris (kr/mwh) KV-enhed Figur 10. Illustration af, hvorledes den marginale varmeproduktionsomkostning afhænger af elprisen for tre forskellige teknologityper. Ved varmproduktion på en kedel er omkostningen uafhængig af elprisen. For en kraftvarmenhed (f.eks. en gasmotor) er omkostningen aftagende med voksende elpris. For en elpatron er omkostningen voksende med voksende elpris. 5. Gasmarkedet Som det er fremgået af ovenstående, er gas det vigtigste brændsel for decentrale kraftvarmeværker. Analyse af betingelserne for køb og leverance af gas har derfor været en del af projektet. Gasmarkedet er blevet liberaliseret lige som elmarkedet er blevet det over de seneste par år. På internetadressen har man kunnet følge processen. Ændringerne betyder bl.a., at det skal være muligt omkostningsfrit at skifte leverandør på månedsbasis og at tredieparter (nye gasleverandører) får fri adgang til eksisterende transportsystemer. Som led i processen er DONG opdelt i et energiselskab og et transportselskab, hhv. DONG og Gastra. Gastra vil fra 1. januar 2005 indgå i det fælles selskab Energinet Danmark sammen med Eltra, Elkraft System og Elkraft Transmission. I projektet er vilkårene for køb og leverance af gas indarbejdet i modellerne, selv om det er klart, at de relevante detaljer og betingelser har været under revision gennem projektperioden. Det forventes dog, at mange af hovedtrækkene vil bevares. Der er i det følgende, lige som i modellerne beskrevet i delprojektet Modellering af decentrale 19

20 kraftvarmeværker på markedsvilkår, taget udgangspunkt i forholdene, som de er beskrevet i Regler for gastransport og gaslagerydelser, version 3.0; den nyeste version af regelsættet kan findes hos Figur 11 illustrerer tidsforløbet for nomineringer og renomineringer, dvs., for meddelelser til Gastra og de regionale distributionsselskaber om den ønskede gastransport gennem systemet. Som det fremgår, er der fællestræk med elmarkedet, for så vidt at transporter skal anmeldes på forhånd. Forskellene er også iøjnefaldende, bl.a. at tidspunkterne for nominering og renominering ikke er de samme som for elsiden, idet gassystemet følger den europæiske tradition. Bag kravene om nominering og renominering ligger behovet for at overholde tekniske og fysiske grænser og balancer i gassystemet. Ubalancer opgøres på time-, døgn- og måneds-basis, og ubalancer straffes økonomisk. Et andet væsentligt element der inddrages er samspillet mellem energiudtaget af gas og den reserverede transportkapacitet. Transportkapaciteten betales for et år ad gangen. Betalingen er væsentlig i det samlede økonomiske billede, og det har tilsvarende væsentlige økonomiske konsekvenser hvis kapaciteten overskrides. Ud over transporten inddrages også gaskøbet og køb af gaslagerydelser. Langtidskontrakter såvel som muligheden for at handle på et spotmarked vil blive behandlet. Her vil det igen være relevant at analysere forholdet mellem aftaget de enkelte timer og det maksimale aftag (belastningsfaktoren, der er forholdet mellem det gennemsnitlige og det maksimale aftag sammenfatter dette). En driftsleder vil formentlig i det kommende marked have mulighed for som alternativ at købe gassen som en pakkeløsning, således at han kun skal forholde sig til den gennemsnitlige gaspris. Der håndteres i én af projektets modeller en integreret behandling af gaskøb, gastransport og elhandel, set fra et decentralt kraftvarmeværks perspektiv, med udgangspunkt i de eksisterende regelsæt for gastransmission, gaslagerydelser og gasdistribution 20