Foreløbig evaluering af reservation på Skagerrak 4- forbindelsen

Transkript

1 Energinet.dk Tonne Kjærsvej Fredericia Att.: Sisse Carlsen DONG Energy Thermal Power A/S Kraftværksvej Fredericia Danmark Tlf Fax CVR-nr Foreløbig evaluering af reservation på Skagerrak 4- forbindelsen 11. januar 2016 Tak for muligheden for at kommentere på den foreløbige evaluering af reservationen på Skagerrak-4 forbindelsen. Indledningsvis vil vi fremføre kommentarer af generel karakter. Efterfølgende har vi nogle mere konkrete kommentarer. Jeres ref. Tlf Grænseoverskridende markeder for reserver bør være muligt, men bærende principper må være reciprocitet og ligebehandling Handel med reserver på SK4 bør åbnes for danske aktører. DONG Energy finder det principielt fornuftigt, at udnytte interconnectorkapacitet til det formål, som skaber størst værdi. Hvis der fx er større prisforskel på en reserve end på day-ahead-energien, kan det være fornuftigt at handle reserven i stedet for energien. Afgørende er imidlertid, at sådanne afvejninger sker med udgangspunkt i grundlæggende principper om transparens og ikkediskrimination, herunder at den konkrete implementering stiller konkurrenter i markedet lige og giver den for samfundet bedste løsning. Efter DONG Energy s vurdering, er SK4-reservationen og den indførte metode til udveksling af reserver ikke den bedst mulige samfundsøkonomiske løsning for Danmark. Danske aktører kan i perioder levere den såkaldte FRR-A reserve billigere end de norske aktører, der af Energinet.dk har fået eksklusivlevering af ydelsen i DK1. Energinet.dk har med den valgte løsning alene valgt at gennemføre et udbud i Norge gennem den norske systemansvarlige virksomhed, Stattnet. Danske aktører fik ikke mulighed for at deltage i udbuddet eller på et tilsvarende produkt. Dette er også en af grundene til, at det ikke er retvisende at foretage de prissammenligninger, som Energinet.dk foretager. Energinet.dk s sammenligning af en norsk kontraheret pris med garanteret efterspørgsel og lang løbetid på den ene side med ad hoc priser fra danske aktører i perioder, hvor norske leverandører ikke kan eller vil levere ydelsen, giver ikke en retvisende evaluering. I øvrigt er det ikke priser, der bør sammenlignes, men i stedet omkostninger eftersom der er tale om en samfundsøkonomisk vurdering Side 1/7 Hovedkontor: Kraftværksvej Fredericia, Danmark

2 og danske aktører kan i perioder levere den konkrete FRR-A ydelse til langt lavere omkostninger end de norske producenter. Samme argumenter gør sig gældende, når Energinet.dk sammenligner med historiske priser, hvor ændrede brændsels- og elpriser desuden gør sammenligningen misvisende. DONG Energy mener desuden ikke, at den konkrete implementering af metoden for udveksling af reserverne på SK4 opfylder grundlæggende principper om reciprocitet og ligebehandling. Danske aktører er således dels udelukket fra tilsvarende markeder i Norge og dels udelukket fra at byde på danske mængder. Det gælder både selve reserven (kapacitet målt som MW) samt aktiveringen af reserven (energi målt som MWh). På den baggrund opfordrer DONG Energy til, at reservationen på SK4 ophæves eller subsidiært, at markedet indrettes på principper om reciprocitet og ligebehandling. Konkret bør det betyde, at markedet for FRR-A (reserven) i DK1 og Norge åbnes for danske aktører på samme vilkår som for norske konkurrenter. Derudover bør Energitilsynet og Energinet.dk arbejde for, at det nordiske FRR-A marked generelt åbnes for danske aktører. Energinet.dk kan efterfølgende byde de indkøbte mængder i Norge ind i det fælles nordiske marked. DONG Energy er opmærksom på, at aftalen mellem Energinet.dk og Statnett blev indgået, før der for alvor kom fokus på udviklingen af markederne for systemydelser, herunder internationalisering. Vi er ligeledes opmærksomme på, at Energinet.dk som aftalepart er forpligtet heraf. Alt i alt mener vi dog ikke, at aftalen mellem Energinet.dk og Statnett forhindrer implementering af en god markedsløsning for tilvejebringelse af FRR-A i DK1. Den forventede referencepris på FRR-A i DK1 bygger på forkerte antagelser Evalueringens konklusion er baseret på forsimplede og forkerte antagelser. Det er især den forventede udvikling af markedsprisen på FRR-A i DK1, der ikke er håndteret retvisende og i øvrigt irrelevant, da det er omkostninger til levering og dertilhørende samfundsøkonomi, der er afgørende for den samfundsøkonomiske beregning. Siden beslutningen om at etablere SK4 ( ) har aktiviteten i FRR-A markedet i Danmark været aftagende og nye investeringer ikke været afholdt. Hvis der siden 2008 omvendt havde været fokus på udvikling i stedet for afvikling af FRR-A markedet i DK1, og markedsdesignet var blevet videreudviklet af ENDK til et nutidigt marked med store mængder vind- og solenergi i stedet, havde markedet sandsynligvis været markant anderledes med lavere omkostninger til at levere ydelsen samt langt lavere priser. Dette ville have haft indflydelse på priserne ikke bare i 2015, men også i årene op til. Vi opfordrer til, at der i fastlæggelsen af referenceprisen i DK1 tages højde for følgende forhold: Side 2/7

3 Aflyste ændringer af marked i 2012 Energinet.dk fremlagde i 2012 oplæg til at ændre indkøbet af FRR-A, med det formål at øge udbuddet og reducere aktørens risiko ved at byde. Begge dele kunne have reduceret aktørernes omkostninger og dermed prisen. De planlagte ændringer blev aldrig gennemført, da de først ville få effekt fra ca. 2014, og markedet var planlagt lukket i Ny IT protokol der åbner op for levering fra flere leverandører Dette har medført, at den nødvendige investering for at kunne deltage i marked er reduceret væsentlig. Dette ses blandt andet på markedet for leveringsevnekontrakter, hvor det er vores oplevelse, at udbuddet er højere end det var, da der kun blev efterspurgt FRR-A. Et dødende marked uden investeringer Investeringer, som kunne gøre produktet billigere, bliver ikke gennemført. Konkret droppede vi i DONG Energy fx et projekt, der skulle bringe vindmøller i spil, da der ikke var fremtidsudsigter i markedet. Nye muligheder for kombination af fx elkedler via det rigtige markedssetup Det er ikke repræsentativt for den danske produktionskapacitet at tage udgangspunkt i kulfyrende grundlastanlæg, da den danske produktion består af et mix af gas-, kul-, affald- og biomasseværker, vindkraft og solceller samt elkedler. Mange danske værker producerer desuden fjernvarme, hvilket ligeledes giver en fleksibilitet, som kan medvirke til lavere omkostninger. Samtidig er der sket en betydelig udbygning med elkedler, som kan giver store besparelse af reservationsomkostningerne. En lignende udviklingen er set på FCR markeder. Energinet.dk medtager ikke alle omkostninger i analysen Energinet.dk indregner ikke alle omkostninger ved det nye markedssetup herunder omkostninger, når der ikke kan leveres fra de norske aktører, fordi det enten ikke er muligt, eller de ikke ønsker at levere det: Omkostninger fra januar 2015 udelades med begrundelsen, at det var idriftsættelse. Dette er misvisende, da idriftsættelsen netop skyldes reservationen og det nye markedssetup. Omkostningen bør derfor medgå. Omkostninger til produktet leveringsevnekontrakter udelades ligeledes i analysen (afsnit 6.3) en omkostning som er en direkte konsekvens af lukningen af FRR-A markedet i DK. Omkostninger til indkøb af FRR-A i DK1, ved reduktion af overføringskapaciteten på SK1-4 er udeladt. Efter vores vurdering, er det afgørende at disse tre omkostningselementer inddrages i analysen, da der netop er tale om omkostninger, som er direkte henførbare og ikke ville have været der, hvis ikke FRR-A-markedet i DK1 var lukket på linje med tabt day-ahead handel. Side 3/7

4 Forudsætninger i metodeansøgningen er ikke opfyldt I metodegodkendelsen fra Energitilsynet nævnes en række forhold omkring den fremtidige markedsudvidelse oplyst af Energinet.dk. Energitilsynet har lagt dette til grund for godkendelsen af reservationen. Stort set ingen af disse markedsudvidelser er sket som oplyst af Energinet.dk. Det virker ikke realistisk, at det kommer til at ske de kommende fire år. Bedre konkurrenceforhold på Markedet (pkt. 3). Det er tvivlsomt, om dette forhold er opfyldt. Markedet er gået fra et månedsmarked til en 5- årig kontrakt, og danske aktører er udelukket fra markedet. Øget handelskapacitet mod Tyskland (til MW) i 2012 tillægges betydning i tilsynets godkendelse (pkt. 100+pkt.15). Kapaciteten har siden beslutningen været aftagende målt som gennemsnitlig rådighed og har indtil dato (januar 2016) aldrig været MW og forventes frem mod at være markant lavere som i dag under 200 MW - som følge af interne tyske flaskehalse. Øget afsætningsmuligheder for systemydelser for danske aktører (pkt. 62). Energinet.dk oplyser i metodegodkendelsen, at afsætningsmulighederne for danske elproducenter vil være øget betydeligt ved idriftsættelse af SK4. Dette er ikke sket. Markedsaktører henvises til at afsætte FRR-A i andre tidsmarkeder (pkt91) Adgangen til andre markeder er ikke øget, jf. punktet ovenfor. Kun en del af den nye kapacitets reserveres (Pkt. 1). I perioder reserveres hele den nye kapacitet eller dele af den oprindelige. Når der er reduktioner på SK1-4, hvor kapaciteten falder til mindre end de oprindelige ca MW, fastholder Energinet.dk reservationen på 100 MW. Dette medfører, at de negative konsekvenser for især danske producenter, som lukning af FRR-A markedet i DK1 har resulteret i, ikke som forventet er blevet opvejet af nye muligheder tværtimod er der sket en række forringelser: Eksportkapaciteten til Tyskland er reduceret og ikke øget. I 2015 var eksportkapaciteten fra Jylland til Tyskland under 250 MW. Ofte er kapaciteten nul især når det blæser, og der er meget energi i DK1 Idriftsættelse af Storebæltsforbindelsen betød ca. en halvering af indkøbet af manuelle reserver i DK1. Det planlagte fælles reservemarked med Tyskland er ikke implementeret og tidsplan herfor udestår. Indkøb af delmængde Da Energinet.dk i 2007 besluttede at købe 100 MW FRR-A i Norge var behovet i Danmark 140 MW. Senere er behovet i DK1 ifølge Energinet.dk faldet med 35% til 90 MW. Reservationen på 100 MW er imidlertid opretholdt. Det fremgår ikke af evalueringen eller andre steder, at opretholdelsen af reservationen på 100 MW er den mest optimale udnyttelse af SK4. Vi ville forvente, at Side 4/7

5 reservationen også blev reduceret for at afspejle tankegangen i figuren nedenfor. Energinet.dk viser med følgende figur fra evalueringen, at den optimale mængde ikke er den fulde behov, men en delmængde af den (figur 1, side 7). Energinet.dk håndtering af reservation? Reservationen foregår i begge retninger i alle timer hele året. Spotmarkedet er et timemarked, og flere og flere markeder for systemydelser går fra længere perioder til timemarkeder. En optimal løsning er sandsynligvis ikke en konstant reservation i begge retninger i alle timer, men derimod en variabel mængde for FRR-A(op) og for FRR-A(ned) over året og timerne afhængig af tilgængelige priser. Energinet.dk konkluderer i perspektivering (9.7), at indkøb af en delmængde vil give et samfundsøkonomisk tab. Dette er logisk, da Energinet.dk bruger en for simpel model til at udregne priserne på FRR-A i DK1, som ikke tager hensyn til, at et mindre indkøb vil reducere prisen. Energinet.dk konkluderer, at det reducerede indkøb af FCR i DK1 (reduceret med 10 MW) har medført lavere priser. Tilsvarende udvikling må også forventes for FRR-A. Samtidig vil et marked for indkøb af FRR-A i DK1 sikre leveringsevne af produktet, og Energinet.dk ville sandsynligvis kunne spare de DKK 3,5 mio., som de forventer at bruge på leveringsevnekontrakter. En mulig og bedre løsning er, at der foretages sæsonindkøb, da det især er tvangskørsler og lave spotpriser om sommeren, der er med til at øge omkostningerne for FFR-A i DK1. Et muligt udkomme er, at der indkøbes 100 MW i DK1 i oktober til marts og mindre fx 0-50 MW i april til september, mens resten købes i Norge samtidig med reservationen på forbindelsen. En endnu bedre løsning kunne være blot at åbne markedet for alle aktører norske og Side 5/7

6 danske og så kunne disse konkurrere indbyrdes om både dansk og norsk efterspørgsel. Her ville danske aktører formentlig udkonkurrere norske aktører i store dele af tiden og vice versa. Det er fx det, som vi netop ser på det fælles DK2-svenske marked for FNR og FDR. Her ville ENDK tilsvarende oprindeligt lukke markedet i DK2 og indkøbe FNR- og FDR-mængderne i Sverige, da prisen her I GENNEMSNIT var lavere. Med indførelsen af DONG Energys forslag fra dengang er der i dag et fælles marked, hvor danske aktører leverer store mængder til både DK2 og Sverige til lavere priser, og rent faktisk opnår et højere dækningsbidrag herved, idet der kan afsættes større volumener, når danske aktører i perioder har lavere omkostninger ved at levere ydelserne end de svenske aktører. Desuden opnår både den svenske og danske TSO lavere priser på ydelserne det er sund samfundsøkonomi med opretholdelse af fuld reciprocitet. Håndtering af usikkerhed Energinet.dk har en perspektiveringen ift. usikkerheder, men der mangler beregninger af, hvad de forskellige antagelser betyder for konklusionen. Der bør beregnes følsomheder på resultaterne og perspektiveres på mindst 3 senarier fx: Benytte værdier fra bilag 3 og tager opregulering på gas og nedregulering på Elkedler om vinteren og kul om sommeren, som pris på levering af FRR-A i DK1. Regne med de samme prisfald på FRR-A, som der er set på FNR/FDR markedet, da det blev et fælles marked. Effekten på beregningen, hvis der havde været den forventede kapacitet mod Tyskland, som blev lagt til grund i metodegodkendelsen. Detaljer På side 27 er leveringsevne angivet til DKK 3,5 mio. pr. år og på side 28 er den angivet til DKK 3,6 mio. På side 28 er omkostningen til levering af FRR-A i 2016 angivet til ca. DKK 35 mio. Med en pris på 54 DKK/MW pr. time (8784 timer *100 MW * 54) giver det DKK 47,4 mio. for 2016, hvor bliver de sidste DKK 12,4 mio. af? På side 34, 2. afsnit står, at aftalen blev lavet for at opnå en mere ligelig fordeling af samfundsnytten. Vi er enige i den principielle overvejelse om, at den part, som får den største gevinst også skal betale de fleste omkostninger. Udfordringen i den konkrete sag er, at gevinsten i Danmark tilfalder forbrugeren, mens omkostningen ved FRR-A markedslukningen tilfalder producenterne. En mindre forvridende løsning ift. SK4 kunne have været, at lade Energinet.dk og dermed danske forbruger (som får gevinsten) betale en større del af investeringen. Vi vil i øvrigt gerne have oplyst, hvor i lovgivningen Energinet.dk hjemler en sådan fordeling af samfundsøkonomiske nytte mellem lande og grupper. Side 6/7

7 Side 39 afsnit 5 skriver Energinet.dk, at uden endelige Netværksregler for balancering er det ikke muligt at skitsere en endelig køreplan for integration af FRR-A markederne i Europa. Da SK4 aftalen med Stattnet blev indgået i 2010, var der heller ingen netværkskode om balancering. Derfor er den manglende kode ikke en gyldig grund for manglende markedsudvikling. Uanset hvad så foreligger netværkskoden om balancering i en endelig version og er relativt overordnet og efterlader dermed rum for national implementering, som bør igangsættes med det samme. Afsnit 9.6 side 39. Energinet.dk skiver, at de danske priser på FRR-A var betydeligt over de norske priser. For at kunne lave denne konklusion, må Energinet.dk besvare følgende spørgsmål: Hvad var de norske FRR-A priser, før der blev etableret et 5 år udbud i Norge? Hvad ville de danske priser have været, hvis der var lavet 5 årige evt. sæsonafhængige kontakter med DK1 leverandører og ikke års- /månedsaftaler? Med venlig hilsen DONG Energy Jes Smed Side 7/7