Aktørarbejdsgruppemøde. 7. september 2015, Energinet.dk

Transkript

1 Aktørarbejdsgruppemøde 7. september 2015, Energinet.dk 1

2 Dagsorden Generel velkomst og præsentation Status på markedsrammer Indkøb af spændingsregulering FRR-A leveringsevne UMM udmelding Status på FCR mod Tyskland Ny hjemmeside Fremvisning Administrationsgrundlag og rolle fordeling i ENDK mellem drift og marked Frokost Opfølgning på Markedsmodel 2.0 Kobling til strategi for systemydelser Videre organisering Evaluering af SK4 Afslutning Næste møde 2. november

3 Eldrift, 1. september 2015 Eldrift (ELDR) Carsten Jensen Forretningsstøtte Eldrift (ELFS) (Carsten Jensen) Assets (ELAS) Henrik Brinkman Madsen Asset-optimering (ELAO) (Henrik Brinkman Madsen) Asset support (ELAT) (Henrik Brinkman Madsen) Vedligehold Fyn og Sjælland (ELVQ) Brian Hørlykke Drift (ELDF) Carsten Jensen Systemoptimering (ELSO) (Carsten Jensen) Styresystemer (ELST) Jens Møller Birkebæk Kontrolcenter EL (ELKC) Bent Myllerup Vedligehold Jylland (ELVJ) Jesper Greth 3

5 Indkøb af systembærende egenskaber, majaugust 5

7 FRR-A leveringsevne Udbuddet for september måned blev annonceret den 10. august med deadline for afgivelse af bud den 20. august. 7

9 UMM udmelding den 9. august 2015 Baseret på følgende forudsætninger: Tre centrale værker i DK1 ude af drift Import via Skagerrak-forbindelsen reduceret til 850 MW Import fra Tyskland reduceret til 250 MW Ingen vind og ingen sol Blev følgende UMM udsendt den 9. august: 9

11 Status på FCR mod Tyskland 11

13 Ny hjemmeside Link: Systemydelser Opsætning af abonnement på nyheder: Sådan gør du: Klik på linket for at oprette dig som bruger af vores abonnementsservice Indtast din mailadresse Følg tilsendte link og indtast din mailadresse og adgangskode for at logge ind Du kommer ind på abonnementsoversigten. Spring den over og gå tilbage til Systemydelser for el Klik på dette ikon øverst på siden over overskriften Klik Send og du får en bekræftelse på dit abonnement 13

15 Organisering af arbejdet vedrørende systemydelser August

16 Elreguleringsudvalgets anbefalinger Den 1. december 2014 afleverede udvalget for el-reguleringseftersynet deres endelige rapport En fremtidssikret regulering af elsektoren. Rapporten indeholder følgende anbefalinger vedrørende Energinet.dk s arbejde med systemydelser (hovedanbefaling nr. 8): Energinet.dk skal sikre en tilstrækkelig adskillelse og governance omkring sine forskellige roller og opgaver for at mindske risikoen for myndighedsinhabilitet. Energinet.dk skal dokumentere, at virksomheden er organiseret sådan, at den enhed der fastsætter krav til levering af systemydelser, er adskilt fra den enhed, som driver transmissionsnettet og dermed også køber systemydelser. Dokumentationen skal være offentlig tilgængelig. Energinet.dk skal fastsætte et administrationsgrundlag for, hvordan aktørerne inddrages i processen, når der foretages ændringer i reglerne for markedet for systemydelser. 16

17 Energinet.dk s reaktion Den 1. marts 2014 definerede Energinet.dk en separat afdeling Systemydelser, der har ansvaret for udvikling og fastsættelse af markedsrammer for systemydelser. Afdelingen er organisatorisk placeret i forretningsenheden Systemudvikling og Elmarked, og benævnes i det følgende SESY. Ansvaret for indkøb af systemydelser mv. ligger i afdelingen Driftskoordinering, der organisatorisk er placeret i forretningsenheden Eldrift. Driftskoordinering betegnes i det følgende ELDK. Den tekniske drift af elsystemet varetages af Kontrolcenteret. De efterfølgende illustrationer beskriver de væsentligste elementer i samarbejdet og ansvarsfordelingen mellem SESY og ELDK. Der er tale om en guide snarere end en fast procedure, idet den specifikke fremgangsmåde tilpasses den konkrete sag. Det kan derfor være, at nogle af elementerne i processen ikke skal indgå hver gang. Tilsvarende kan sagsbehandlingstiderne variere afhængig af sagens karakter. Endelig har Energinet.dk udarbejdet det ønskede administrationsgrundlag for, hvordan aktørerne inddrages, når markedet for systemydelser ændres. 17

18 18

19 19

22 Opfølgning på Markedsmodel 2.0 Aktørarbejdsgruppemøde 7. september 2015 Peter Markussen 22

23 Anbefalinger Tidsplan for Markedsmodel 2.0-projektet Workshops Advisory Board Seminar Maj 14 Juni 14 Juli 14 Aug. 14 Sep. 14 Okt. 14 Nov. 14 Dec. 14 Jan. 15 Feb. 15 Marts 15 April 15 Maj 15 Juni 15 Juli 15 Aug. 15 Sep. 15 Okt. 15 Nov. 15 Dec. 15 9/5 23/5 10/9 25/9 23/10 20/3 13/5 27/8 18/9 Fase 1 18/6 28/8 Markedsscenarier Opstilling af scenarier 16/9 8/10 Fase 2 Detaljering af modeller Rollefordeling og markedsprocesser Påvirkning på aktørerne Lancering i København Krav og udfordringer til markedsløsningerne Implementeringsovervejelser Politisk drøftelse Fase 2 Konsekvensanalyse Samfundsøkonomisk påvirkning Fordelingsmæssige konsekvenser Påvirkning fra andre lande Implementeringsperspektiver Proces for ny elforsyningslov Tysk grønbog Tysk hvidbog Ændring af lov 23

24 Markedsmodellen skal sikre høj forsyningssikkerhed Udfordringer for elmarkedet 1 Kapacitet 2 3 Fleksibilitet Kritiske egenskaber Fortsat høj Fortsat høj forsyningssikkerhed forsyningssikkerhed kræver handling. Ellers kræver handling. Ellers vil Østdanmark kunne vil Østdanmark kunne mangle strøm i mangle strøm kontakten i længere tid kontakten længere tid end 5 min om året efter end min om året* 2025* Vind og vejr ændrer Vind og vejr ændrer systemet. Det er centralt systemet. Det er behov at drive en udvikling, for mere fleksibilitet hvor markedet tilpasses ligesom der er behov for til vind og sol, og som nye forretningsmodeller faciliterer, at forbrugere på markedet kan agere fleksibelt En række af de egenskaber, der er kritiske for elsystemet, leveres af kraftværker, som kører i færre og færre timer. Fremover er der brug for nye måder at fremskaffe disse * Hermed menes alene de afbrud, som sker som følge af manglende effekttilstrækkelighed 24

25 Elmarkederne skal tilpasses nye aktører Udfordringer for elmarkedet 1 Kapacitet 2 3 Fleksibilitet Kritiske egenskaber Fortsat høj Fortsat høj forsyningssikkerhed forsyningssikkerhed kræver handling. Ellers kræver handling. Ellers vil Østdanmark kunne vil Østdanmark kunne mangle strøm i mangle strøm kontakten i længere tid kontakten længere tid end 5 min om året efter end min om året* 2025* Vind og vejr ændrer Vind og vejr ændrer systemet. Det er centralt systemet. Det er behov at drive en udvikling, for mere fleksibilitet hvor markedet tilpasses ligesom der er behov for til vind og sol, og som nye forretningsmodeller faciliterer, at forbrugere på markedet kan agere fleksibelt En række af de egenskaber, der er kritiske for elsystemet, leveres af kraftværker, som kører i færre og færre timer. Fremover er der brug for nye måder at fremskaffe disse * Hermed menes alene de afbrud, som sker som følge af manglende effekttilstrækkelighed 25

26 Markedsmodellen skal sikre tilvejebringelse af kritiske egenskaber Udfordringer for elmarkedet 1 Kapacitet 2 3 Kritiske Fleksibilitet egenskaber Fortsat høj Fortsat høj forsyningssikkerhed forsyningssikkerhed kræver handling. Ellers kræver handling. Ellers vil Østdanmark kunne vil Østdanmark kunne mangle strøm i mangle strøm kontakten i længere tid kontakten længere tid end 5 min om året efter end min om året* 2025* Vind og vejr ændrer Vind og vejr ændrer systemet. Det er centralt systemet. Det er behov at drive en udvikling, for mere fleksibilitet hvor markedet tilpasses ligesom der er behov for til vind og sol, og som nye forretningsmodeller faciliterer, at forbrugere på markedet kan agere fleksibelt En række af de egenskaber, der er kritiske for elsystemet, leveres af kraftværker, som kører i færre og færre timer. Fremover er der brug for nye måder at fremskaffe disse * Hermed menes alene de afbrud, som sker som følge af manglende effekttilstrækkelighed 26

27 Sammenhæng MM2.0 og Strategi for systemydelser Styrke internationale samarbejdsrelationer x x Fælles marked for FCR med DE, NL, CH og AT (x) Kritiske egenskaber FCR over DC forbindelse (erfaring fra SK4) Nordisk marked for FRR-A kapacitet og aktivering FRR-A assistance mod Tyskland Samhandel regulerkraft mellem Norden og Tyskland Markedsbaseret indkøb af systembærende egenskaber Værdisætning af nye ydelser og egenskaber (x) (x) (x) x x x Fjerne barrierer for nye leverandører x (x) Princip Tiltag Kapacitet Fleksibilitet Internationalisering Konkurrence Transparens Dokumentation af interne ENDK procedurer x x Forbedret markedstransparens x x 27

29 SK4 evaluering Aktørarbejdsgruppe d. 7. september Søren Klinge og Jens Pedersen 29

30 Dagsorden 1. Indledning og formål 2. Status for SK4 3. Tidsplan 4. Evaluering af reservationen metode - Analytisk tilgang - Overordnet metodik 4. Diskussion af metode til beregning af spotmarkedets værdi ved 100 MW reservation 5. Diskussion af metode til beregning af dansk LFCkapacitetsbetaling Opsummering 30

31 Indledning Formål: Dialog omkring metode for evalueringen af reservationen af kapacitet på Skagerrak-forbindelsen i henhold til Energitilsynets metodegodkendelse. Dialogen vil resultere i et metodenotat, som skal danne grundlag for den endelige evaluering af reservationen. Der vil blive mulighed for at afgive høringssvar til metodenotatet. 31

32 Status for SK4 - Idriftsat 28. december Priser på systemydelser offentliggjort d. 1. december Levering af systemydelser påbegyndt d. 10. januar Notat om håndtering af situationer med begrænsede handelskapaciteter offentliggjort 18. maj Evaluering af reservation af kapacitet i henhold til metodegodkendelsen indleveres til Energitilsynet d. 1. februar

33 Tidsplan (opdateret) Aktivitet apr maj jun jul aug sep okt nov dec jan feb Intern dialog om metodik Ekstern høring Endelig udgave af metodik Indsamling af data Ekstern workshop Møde ENT Beregninger Konklusion på evaluering Ekstern høring Endelig evaluering af SK4 Ekstern workshop Evaluering fremsendes til ENT Deadline for input efter workshop d. 11. september. Metodenotat i høring fra d. 21. september til 21. oktober. 33

34 Ekstern dialog om metode 1. Workshop d. 7. september 2. Høring af metodenotat 21. september til 21. oktober 3. Endelig metodik foreligger ultimo oktober 4. Metodik vil blive forelagt Energitilsynet 34

36 Metode 100 MW i spotmarked 100 MW som reservation Reserver købes i DK1 Al kapacitet i spotmarked (fx 1700 MW) Reserver købes i Norge Mindre kapacitet i spotmarked (fx 1600 MW) Formel for samfunds mæssig gevinst = Gevinst af ændret reservekøb Reserveomkostninger DK1 - Reserveomkostninger Norge - Tabt samfundsnytte af 100 MW mindre kapacitet til spotmarked 36

37 Metode Reserveomkostninger DK1 Reserveomkostninger Norge Tabt samfundsnytte af 100 MW mindre kapacitet til spotmarked Elementer i beregningen: ( = tilgængelig) 1. Reserveomkostninger DK1 - (næste planche) 2. Reserveomkostninger NO2 - Priser på systemydelser er offentliggjort - Leveringsevnekontrakter ( ) - Indkøb ved ekstraordinære auktioner i DK1 3. Tabte flaskehalsindtægter plus omfordelingsmæssige konsekvenser ved 100 MW reservation - Estimeret via modelleringer af spotmarkedet ved anvendelse af Energinet.dk s analyseforudsætninger ( ) - Og/eller simulering fra Nord Pool Spot 37

38 Analytisk tilgang SK4 er et grænseoverskridende projekt og de samfundsøkonomiske gevinster opstår på begge sider af forbindelsen og ikke kun i spotmarkedet. Jf. metodegodkendelsen sammenlignes med et regionalt perspektiv reserveomkostninger i Norge med tilsvarende omkostninger i Danmark. Regional analyse - Costs/benefits er defineret på regionalt niveau. - Anvendelse af ENDK s analyseforudsætninger + historiske data - Nord Pool Spot forudsætninger Hovedudfordring: Beregning af LFC-kapacitetsbetaling i DK1 for

39 Metode # 2 Elementer i beregningen: 1. Reserveomkostninger DK1 ( = tilgængelig) 2. Reserveomkostninger NO2 - Priser på systemydelser er offentliggjort - Leveringsevnekontrakter ( ) - Indkøb ved ekstraordinære auktioner i DK1 3. Tabte flaskehalsindtægter plus omfordelingsmæssige konsekvenser ved 100 MW reservation - Estimeret via modelleringer af spotmarkedet ved anvendelse af Energinet.dk s analyseforudsætninger ( ) 39

40 Markedspriser 40

41 Markedspriser # DKK/MWh & DKK/MW/h LFC Spotpris DK

42 Metode # 3 Reserveomkostninger DK1 Reserveomkostninger DK Flere mulige metoder: 1. Omkostningsbaseret Ud fra et estimat af alternative omkostninger ved manglende deltagelse i andre markeder - Denne metode blev anvendt i business casen 2. Prognose baseret på historiske priser a. Historisk gennemsnit b. Prognose 3. Andre forslag? I evalueringen kan indgå flere metoder til illustration af udfaldsrum. 42

43 Styrker og svagheder Reserveomkostninger DK1 Metode Minus Plus 1. Omkostningsbaseret (brugt i ansøgningen) 2a. Historiske priser/gennemsnit b. Historiske priser/prognose andre inputs? - Lavt profit-niveau (kun omfordeling) - Tager ikke højde for havaririsiko og manglende porteføljeeffekt - Tager ikke højde for spotpris udvikling i 2015 (f.eks. vandsituationen) - Ufuldstændig forståelse af sammenhænge - Svært at udrede de rigtige faktorer - Enkel - Tager højde for spotprisudvikling - Kan tage højde for minimumsomkostni nger - Gennemskuelig - Tager højde for faktorer som påvirker prisen 43

45 Kapacitet og flow på Skagerrak

46 Varigshedskurve prisforskel DK1-NO2 1. januar til 24. august DKK/MWh

47 Spotmarkedseffekt Tabt samfundsnytte af 100 MW mindre kapacitet til spotmarked Metode Minus Plus 1. Approksimation baseret på realiserede priser 2. Simulering med model 1. Vurdering af marked med og uden reservation 2. Input: - Realiserede udlandspriser - Faktisk vindproduktion og faktisk forbrug - Brændselspriser - Transmissionskapaciteter - Eventuelt varmegrundlag baseret på graddage - Mangler afledte effekter 3. Nord Pool simulering - Ikke en dynamisk analyse (baseret på historiske bud) - Gennemsigtig - Omfattende - Direkte sammenligning af situationer med og uden reservation - Kan lave prognose for fremtiden med givne forudsætninger - Baseret op historiske data for kapacitet og faktiske/historiske bud fra produktion og forbrug 47

49 Omkostningsbaseret optionsbetaling for reserver Grundideen er at kompensere for mistet indtægt i spotmarkedet ved opreguleringsoption og for tab i spotmarkedet ved nedreguleringsoption. Forudsætningen er at anlægget/anlæggene kører i forvejen. Som en variant er medtaget betaling for minimumsproduktion i sommerhalvåret ved lave områdepriser. Anlæggenes variable omkostninger er estimeret som kulkondens med en virkningsgrad på 40%, værdisætning af CO 2 -emision, O&M på 17 DKK/MWh og dækningsbidrag på 10 DKK/MWh. 49

50 Sammenligning af optionsbetalinger Spotpris LFCoption, betalt Omkostnings metode DKK/MWh

51 Sammenligning af variable omkostninger med områdepris 51

52 Sammenligning af optionsbetalinger Ekstra kompensation (for start af anlæg), når områdeprisen er mindre end de variable omkostninger i sommerhalvåret Spotpris Ekstra betaling for minimumsproduktion LFCoption, betalt Omkostningsmetode Uden betaling for minimum DKK/MWh

53 Sammenligning af optionsbetalinger Ekstra nøgletal for at forklare forskellene. Spotpris Ekstra betaling for minimumsproduktion LFCoption, betalt Omkostningsmetode Uden betaling for minimum Spotpris, spredning Middel MP - VO DKK/MWh

55 Opsummering LFC-pris 1. Omkostningsbaseret 2a. Historiske priser/gennemsnit Spotmarkedseffekt 1. Approksimation 2. Simulering 3. Nord Pool 1. Approksimation 2. Simulering 3. Nord Pool 2b. Historiske priser / prognose 1. Approksimation 2. Simulering 3. Nord Pool 55