Notat. Markedsorientering af decentral kraftvarme

Transkript

1 Notat Markedsorientering af decentral kraftvarme 13. juni Det fremgår af regeringens oplæg Liberalisering af energimarkederne fra september 2002, at der fremlægges et forslag om en omlægning af støtten for decentral kraftvarme, der blandt andet ophæver aftagepligten for værkernes produktion således, at produktionen afsættes på konkurrencemarkedet, uden at dette belaster varmeforbrugerne. Som led i udformningen af et konkret forslag til omlægning fremsendes hermed dette forslag til omlægning af treledstariffen til høring hos de involverede parter. 1. Indledning Anlæg til el- og varmeproduktion i Danmark kan opdeles i centrale anlæg og decentrale anlæg. De centrale anlæg er entydigt defineret som anlæg, der er beliggende på de såkaldte kraftværkspladser. Kraftværkspladserne er defineret i bl.a. bilaget til kulafgiftsloven i form af en liste, der navngiver pladserne. Alle øvrige anlæg til el- og varmeproduktion betragtes i princippet som decentrale anlæg. ØKONOMI- OG ERHVERVSMINISTERIET Energistyrelsen Amaliegade København K Tlf Fax CVR-nr ens@ens.dk De decentrale anlæg udgør en betydelig del af den samlede el og varmeproduktion. Således finder ca. 26 % af den samlede elproduktion og ca. 35% af fjernvarmeproduktionen i Danmark sted på de decentrale anlæg. Alle elforbrugere i Danmark har i medfør af elforsyningsloven pligt til at aftage elproduktionen fra de decentrale værker til en særlig, administrativt fastlagt pris treledstariffen. Treledstariffen har været en del højere end de gennemsnitlige elpriser på markedet, og tariffen indeholder derfor et støtteelement i forhold til markedsprisen på el. Denne støtte anslås at være ca. 1,3 mia. kr. ved et elprisniveau svarende til En markedsorientering af rammerne indebærer, at aftagepligten ophæves, og at elproduktionen fra de decentrale værker afsættes til markedspriser. Denne markedsorientering vil have en række fordele: For det første indebærer markedsorienteringen af den decentrale elproduktion en væsentlig forøgelse af det samlede volumen på elmarkedet, idet 26 % af den samlede elproduktion i 2001 fandt sted på

2 2/10 de decentrale værker. Dette betyder, at der kommer flere uafhængige producenter, som kan skabe en øget konkurrence på elmarkedet og hermed begrænse risikoen for udøvelse af markedsmagt fra de store producenters side. Markedsorienteringen vil også bidrage til at stabilisere markedet og dermed virke dæmpende på prissvingningerne. Markedsorientering skaber således et mere velfungerende marked. For det andet vil markedsorienteringen betyde, at værkerne får incitament til kun at producere el, når markedsprisen overstiger værkernes omkostninger til elproduktionen. Herved er der mulighed for at reducere det samfundsøkonomiske tab, der opstår, når værkerne producerer elektricitet, selvom markedsprisen ikke dækker omkostningerne. Dette tab anslås til at ligge mellem 0 og 90 mio. kr. per år afhængig af elprisen. For det tredje indebærer markedsorienteringen, at de decentrale værker får mulighed for at deltage i markedet for systemtjenester, som er nødvendige for at opretholde en høj kvalitet i elforsyningen og for at sikre forsyningssikkerheden. De decentrale værker vil således kunne levere balanceydelser for skønsmæssigt op til 20 mio. kr., hvilket vil have stor betydning specielt i Vestdanmark med en stor uregulerbar elproduktion fra vindmøller. Derudover kan værkerne, eventuelt via en koordineret indsats, indgå i markederne for regulerkraft og havarireserve. 2. Forslag til nye rammer. Det foreslås, at rammerne for decentral kraftvarme omlægges efter følgende hovedretningslinier: Aftagepligten for de decentrale værkers produktion ophæves fra 1. januar 2004, Treledstariffen ophæves, således at produktionen afsættes på markedsvilkår, Den støtte, der under de nuværende forhold ydes via treledstariffen, omlægges med virkning fra 1. januar 2004 til en produktionsuafhængig støtte, der sikrer, at varmeforbrugerne ikke belastes. Hovedprincippet i forslaget er, at der efter overgang til markedsvilkår ydes en støtte svarende til forskellen mellem indtjeningen ved treledstariffen og indtjeningen på markedsvilkår forudsat samme produktion. Herved fås samme dækningsbidrag ved elproduktionen, og det enkelte værk vil derfor alt andet lige kunne opretholde samme varmepris før og efter overgang til elmarkedet. Hertil kommer, at der ved tilpasning af produktionen efter markedssignalerne, dvs. ved at flytte elproduktionen til perioder med høje elpriser og undlade produktion ved lave elpriser, er mulighed for at øge indtjeningen og derved reducere varmepriserne. Reguleringen af den fremtidige støtte foreslås alene at ske i forhold til elprisudviklingen. Herved friholdes elforbrugerne for merudgifter i forhold

3 3/10 til treledstariffen og varmeforbrugerne påvirkes samlet set ikke af udsving i elpriserne samtidig med, at de får liberaliseringsgevinster i det opfang, værkerne kan udnytte de ændrede vilkår. Det er forudsat, at de decentrale værker alle kan producere varme i perioder med lave markedspriser på eksisterende spidslastkedler mv. Herved vil reduceret elproduktion medføre en mindre kraftvarmeproduktion og en øget varmeproduktion på kedler mv. 2.1 Beregning og regulering af støtte Det foreslås, at støtten efter 1. januar 2004 beregnes på følgende måde. Støtten fastsættes individuelt for hvert værk på grundlag af de faktiske driftsforhold. Der tages udgangspunkt i driftsforholdene i årene 2001 og For hvert år beregnes forskellen mellem det beløb, som anlægget fik udbetalt efter treledstariffen og det, det ville have fået, hvis det var blevet afregnet til elmarkedets spotpris. De fundne beløb er den støtte, som anlæggene har fået under treledstariffen og gennemsnittet af de 2 årlige støttebeløb er det grundbeløb, der er udgangspunkt for fastsættelse af den fremtidige støtte. Det beregnede grundbeløb for det enkelte værk er konstant og ændres ikke som følge af fremtidige ændrede markedsforhold mv. Fra 1. januar 2004 fastsættes støtten efter hver måned, idet der på baggrund af den gennemsnitlige spotpris for området beregnes et generelt indeks for alle værker, jævnfør figur 3.1. Den månedlige støtte beregnes som 1/12 af det enkelte værks grundbeløb gange månedsindekset. Hermed udbetales den årlige støtte med 1/12 i hver måned med en løbende regulering i forhold til spotprisen. De tidligere udbetalinger efter treledstariffen er registreret hos de systemansvarlige virksomheder og netvirksomhederne. Ved at anvende årene 2001 og 2002 kan beregningerne af grundbeløbet gennemføres i god tid inden udgangen af 2003, således at værkerne får mulighed for at blive bekendt med og vurdere konsekvenserne ved overgangen til markedsvilkår. Samtidig vil anvendelsen af gennemsnitsværdier udjævne de udsving, der har været i varme- og elproduktion samt variationen i markedspriserne. For de få værker, som ikke har været i drift i de 2 år, kan beregningerne baseres på den periode, hvor de har været i drift, herunder også forholdene i den forløbne del af Beregningen af støttebeløbet i de enkelte år gennemføres ikke time for time, men ud fra de årlige gennemsnit. På basis af analyser af faktiske afregningsforløb er det fundet, at markedsprisen i de perioder, hvor anlægget har været i drift, kan bestemmes ud fra værkets gennemsnitlige afregningspris som den gennemsnitlige spotpris på årsbasis med et tillæg, som

4 4/10 vist på figur 2. Der tages herved hensyn til, at der er et vist sammenfald mellem treledstariffens prisvariation og markedsprisens variation over døgnet og året, således at værker, der har opnået en relativ høj gennemsnitlig afregning under treledstariffen, på markedsvilkår med samme driftsmønster ville have fået en tilsvarende højere afregning end den gennemsnitlige spotpris. Eksempelvis har støtten med treledstariffen for et værk i 2001 med en elproduktion på MWh med en gennemsnitlig afregning på 37 øre/kwh udgjort 4,44 mio. kr., idet spotprisen i gennemsnit var 17,5 øre/kwh og med et tillæg hertil på 1 øre/kwh, jævnfør figur 2, så svarer støtten til en merpris på 37-18,5 = 18,5 øre pr produceret kwh. Reguleringen af støtten i forhold til markedsprisen er fastlagt ud fra de historiske variationer i spotpriserne. Ved at hæve og sænke gennemsnitsniveauet er der fundet de indeks som gennemsnitligt sikrer samme dækningsbidrag og dermed samme varmepris samlet set ved uændrede driftsforhold. Ved spotpriser under de marginale produktionsomkostninger forudsættes elproduktionen helt at ophøre, og støtten svarer derfor til det mistede dækningsbidrag i forhold til treledstariffen. Ved høje spotpriser kan opnås en afregning som overstiger afregningen efter treledstariffen, hvorfor der ikke er behov for at yde ekstra støtte. Den efterfølgende månedlige støtteberegning ud fra udviklingen i spotpriserne er meget simpel. På basis af den gennemsnitlige spotpris beregnes et månedligt reguleringsindeks ud fra kurven i fig. 1 og støtten fastlægges som 1/12 af grundbeløbet gange indekset. Tilskudsindeks 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0, Gns. spotpris, øre/kwh Figur 1 Regulering af grundbeløb for støtte i forhold til den gennemsnitlige spotpris

5 5/10 Forhøjelse af gennemsnitlig spotpris øre/kwh Gennemsnitlig afregning, øre/kwh Figur 2. Regulering af spotprisen i forhold til den gennemsnitlige afregning med treledstarif 2.2 Konsekvenser for værkerne Efter overgang til markedsvilkår skal det enkelte værk indgå en aftale med en godkendt produktionsbalanceansvarlig aktør, som på værkets vegne håndterer elproduktionen i markedet og produktionen tilrettelægges på baggrund af værkets konkrete driftsomkostninger, forventninger til varmebehov mv. I det omfang elproduktionen afsættes på spotmarkedet, kan der være gevinster ved at planlægge ud fra forventede prisvariationer, således at elproduktionen fortrinsvis finder sted i perioder med de højeste spotpriser. Der er dog også mulighed for at afsætte produktionen bilateralt eller handle på terminsmarkedet og indgå aftaler om prissikring for på denne måde at sikre sig mod svingende elafregningspriser. Forudsætningen for at kunne agere aktivt på elmarkedet er alene, at den balanceansvarlige aktør kan kommunikere med værket og at produktionen kan reguleres. Der kræves blot en telefon og at driftspersonalet kan regulere elproduktionen. Det forventes dog, at kommercielle aktører vil tilbyde værkerne mere avancerede ydelser i forbindelse med planlægning og styring af produktionen. Det kan dog også overvejes, om de systemansvarlige virksomheder skal tilbyde håndtering og videresalg af elproduktionen fra udvalgte anlæg, således at aftagepligten for elproduktionen fra disse anlæg kan ophæves uden at anlægsejerne selv skal agere på markedsvilkår mod betaling af systemansvarets omkostninger hertil. Støttemodellen er udformet, så den med uændret driftsmønster og elpriser svarende til udgangsårene giver værkerne samme dækningsbidrag som treledstariffen. Dette betyder, at hvis værkerne i 2004 opretholder præcis samme produktion og elpriserne har samme forløb, så vil de ikke opleve nogen forskel i afregningen. I praksis ændrer driftsforholdene sig med klimaforhold, forbrugernes adfærd mv., ligesom de fremtidige elprisvariationer næppe vil være identiske med de historiske. Værkerne vil derfor

6 6/10 kunne få mindre udsving i dækningsbidraget som følge af disse ændringer. Det produktionsuafhængige tilskud gør værkerne mindre følsomme over for stigende gaspriser. Således medfører de nuværende vilkår stigende varmepriser med stigende gaspriser dels som følge af at omkostningerne til varmeproduktionen øges og dels som følge af et reduceret dækningsbidrag ved elproduktionen. Med det nye tilskud vil varmepriserne ikke kunne øges ud over, hvad varmeproduktionen vil koste med ren kedeldrift fratrukket tilskuddet, idet værket i de timer, hvor værket giver tab, kan ophøre med elproduktionen og derved begrænse kraftvarmeproduktionen til et minimum, og i stedet anvende de eksisterende kedelanlæg til ren varmeproduktion. Modellen indbærer tillige, at der etableres et gulv under værkernes økonomi, idet støtten stiger ved faldende elpriser. På den anden side kan værkerne høste fordel af høje elpriser, idet elpriser over niveauet for treledstariffen (ca. 34 øre/kwh som vist på fig. 1) ikke modsvares af krav om modregning i støtten. Ved at tilpasse produktionen efter markedssignalerne vil værkerne i et vist omfang kunne forøge deres dækningsbidrag ved elproduktion og dermed reducere varmepriserne. Energistyrelsen har på baggrund af de faktiske spotpriser for en række konkrete værker i det jysk-fynske område gennemført beregninger, der belyser de mulige gevinster. Det er herunder forudsat, at elproduktionstilskuddet opvejer forskelle i gaspriserne i afhængighed af værkernes størrelse og gasforbrug, samt at værkerne uden omkostninger har mulighed for at regulere produktionen efter elpriserne. Resultatet heraf er vist på fig. 3 i afhængighed af driftstimerne. Fordelingen af de mulige besparelser på andele af varmeforbruget fremgår af fig. 4. Den fremtidige regulering af støtten som funktion af elprisen er baseret på en gennemsnitsbetragtning. Nogle værker vil derfor ved høje elpriser kunne opleve, at med uændret produktionsmønster reduceres dækningsbidraget. Det vil især være værker, som under treledstariffen har haft høj afregning og relativt få driftstimer. Disse værker har imidlertid de bedste muligheder for at tilpasse produktionen efter markedspriserne og dermed opnå gevinster, som kan kompensere for den reducerede støtte, jævnfør figur 4. De beregnede besparelser på markedsvilkår vil imidlertid næppe kunne realiseres i fuldt omfang, da de forudsætter forhåndskendskab til elpriserne. Hertil kommer, at der i beregningerne er set bort fra evt. øgede start/stopomkostninger og forudsat virkningsgrader, variable driftsomkostninger, varmeakkumulering mv., som kan afvige fra de faktiske forhold. Der er derfor nogen usikkerhed om, i hvilket omfang de enkelte værker vil kunne realisere de mulige besparelser

7 7/10 Maksimalt potentiale for reduktion af varmepriser ved optimering af produktion til markedsprisforløb, reference 2001 Afsætning optimalt el-salgsforløb Marginal Naturgaspris 34 kr/gj 2.0 y = x Reduktion ab værk varmepris [kr/gj] Anlæggets årstimer Figur 3. Potentiale for reduktion af varmepriser for de enkelte værker. Andel af varmeproduktion fordelt på kategorier af maksimal reduktionsgevinst Andel 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% -10 til -8-8 til -6-6 til -4-4 til -2-2 til 0 Ændring (kr/gj) Figur 4 Potentiale for reduktion af varmepriser opdelt på andele af varmebehov. 2.3 Eksempler på støtte For et typisk gasmotoranlæg er der gennemført overslagsberegninger af virkningerne af omlægningen af støtten. Den resulterende marginale varmepris fremkommer som udgifterne til gaskøb og drift fratrukket indtægterne ved elsalg og tilskud. Beregningerne er gennemført med treledsta-

8 8/10 riffens forudsætninger samt efter overgang til markedsvilkår med uændret drift og med indregning af mulige tilpasningsgevinster. Alle omkostninger og indtægter er angivet i kr. per GJ varme ab værk med varierende forudsætninger om gaspriser og elpriser. Tabel 1, 2 og 3 illustrerer, at ændringer i elprisen og dermed ændrede indtægter ved salg kompenseres ved tilsvarende ændringer i tilskuddet. Det ses desuden, at ved at tilpasse elproduktionen til markedssignalerne forventes det muligt at forøge indtægterne ved elproduktionen dels ved at flytte den til tidspunkter med høje priser, tabel 1 og 2 og dels ved desuden at undlade at producere når priserne er lave, tabel 3. Herved kan der opnås en reduktion i varmeprisen på 4-6 kr. per GJ. I tabel 4 er vist, at med en højere gaspris fås en højere varmepris både med treledstarif og på markedsvilkår. Det er dog muligt at begrænse stigningen ved at reducere elproduktionen til de perioder, hvor det ikke medfører et driftsmæssigt tab. I forhold til uændret drift er der i eksemplet en besparelse på 9 kr. per GJ. Denne besparelse øges med stigende gaspriser. Tabel 1. Gaspris=34 kr./gj, Spotpris = 18 øre/kwh Treledstarif Marked med uændret drift Gaskøb kr./gj Driftsomkostninger, kr./gj Elsalg, kr./gj Støtte, kr./gj Varmepris, kr./gj Marked med optimering Tabel 2. Gaspris=34 kr./gj, Spotpris = 23 øre/kwh Treledstarif Marked Marked med optimering Gaskøb kr./gj Driftsomkostninger, kr./gj Elsalg, kr./gj Støtte, kr./gj Varmepris, kr./gj Tabel 3. Gaspris=34 kr./gj, Spotpris = 13 øre/kwh Treledstarif Marked Marked med optimering Gaskøb kr./gj Driftsomkostninger, kr./gj Elsalg, kr./gj Støtte, kr./gj Varmepris, kr./gj

9 9/10 Tabel 4. Gaspris=50 kr./gj, Spotpris = 18 øre/kwh Treledstarif Marked Marked med optimering Gaskøb kr./gj Driftsomkostninger, kr./gj Elsalg, kr./gj Støtte, kr./gj Varmepris, kr./gj Øvrige forudsætninger. Det foreslås, at gøre tilskuddet tidsbegrænset i 20 år fra de eksisterende værkers oprindelige tilslutning til elnettet. Herved sikres en tilskudsperiode svarende til anlæggenes forventede levetider. Endvidere foreslås, at der ikke ydes støtte til nye anlæg, det vil sige anlæg etableret efter 1. januar Det foreslås, at det enkelte værks grundbeløb er konstant og ikke korrigeres over tid. Herved vil elforbrugernes omkostninger langsomt blive reduceret i takt med inflationen. Dette forventes ikke at forringe varmeforbrugernes vilkår væsentligt, da mulighederne for effektivisering og deltagelse i elmarkedet forventes at kunne give en tilsvarende reduktion i varmepriserne. Endvidere er afregningen for vedvarende energi tilsvarende fastlagt nominelt. Ydelsen af støtte forudsætter, at anlægget er til rådighed for elmarkedet til levering af elektricitet og for systemansvarlige virksomheder til levering af balanceydelser mv. Dette forudsætter blandt andet, at anlægget skal holde sig driftsklart efter nærmere fastlagte retningslinier. Der ydes således ikke tilskud i længere perioder, hvor et anlæg er ude af drift pga. af havari eller renovering. Derudover gælder for gasfyrede anlæg, at anlægget skal have reserveret transportkapacitet i gasnettet, og at der ikke indgås afbrydelige kontrakter. Endvidere forventes, at der i forbindelse med liberaliseringen af gasforsyningen vil udvikle sig tarifstrukturer, der er afpasset efter værkernes behov. Biogasanlæg forventes at blive underlagt en særlig støtteordning, som sikrer, at anlæggene også kan indpasses i elmarkedet. Det forudsættes, at de udgifter til balancering, som de systemansvarlige virksomheder hidtil har afholdt i forbindelse med den aftagepligtig elproduktion, typisk under 0,5 øre/kwh, indarbejdes i det nye tilskud i form af

10 10/10 en forøgelse af tilskudssummen med f.eks. 2 %, svarende til de skønnede balanceringsomkostninger i forhold til det samlede tilskudsbeløb. Den gældende binding på brændselsforbruget forudsættes opretholdt. Dette skyldes, at biobrændsler ikke er pålagt energiafgift, hvilket indebærer at en ophævelse af brændselsbindingen vil give incitament til fortrængning af naturgas med biomasse, som ikke er hensigtsmæssigt ud fra en samfundsøkonomisk synsvinkel, og som derudover vil give anledning til et statsfinansielt tab. Det analyseres, hvorvidt det er hensigtsmæssigt at lempe på brændselsbindingen, således at der åbnes mulighed for investering i varmepumper til produktion af varme ved lave elpriser. Spørgsmålet om brændselsbindingen vil dog blive vurderet på ny i forbindelse med implementeringen af kvoter, som sandsynligvis vil omfatte en stor del af varmesektoren, idet dette vil påvirke incitamenterne til effektiv elproduktion med lavt CO2-udslip og anvendelse af biobrændsler i forhold til naturgas.