Metodenotat til evaluering af reservation på Skagerrak-4 forbindelsen

Transkript

1 Til Markedets aktører og Energitilsynets sekretariat Metodenotat til evaluering af reservation på Skagerrak-4 forbindelsen 28. september 2015 SCR-HKN-JPE-SKL/SCR Dette notat beskriver metodikkerne til udregning af den samfundsmæssige gevinst ved reservation af kapacitet på Skagerrak-4 forbindelsen. Notatet er udformet af Energinet.dk og vil blive sendt i høring hos markedsaktører, samt være offentlig tilgængeligt på Energinet.dk s hjemmeside. I forbindelse med Energitilsynets metodegodkendelse af reservation af 100 MW til udveksling af systemydelser (herefter FRR-A 1 ) af den samlede overføringskapacitet på 700 MW på Skagerrak-4 forbindelsen, fremgår følgende betingelse, at Energinet.dk: Senest et år efter den kommercielle idriftsættelse af Skagerrak-4, kvantificerer den samfundsmæssige nytte af reservationen, herunder at nytten lever op til de af Energinet.dk skitserede forventninger. Rapporten herom skal i offentlig høring og høringssvarene skal stilles til rådighed for Energitilsynet. Energitilsynet vil behandle rapporten med henblik på at afgøre eventuelle konsekvenser for reservationen af evalueringen 2. Skagerrak-4 forbindelsen blev sat i kommerciel drift den 28. december Priserne for FRR-A på Skagerrak-4 i femårig aftale med Statnett blev offentlig gjort den 1. december 2014, og levering af FRR-A påbegyndte 10. januar Udbygningen af Skagerrak-4 har betydet, at overføringskapaciteten er blevet øget med 700 MW til i alt 1700 MW, hvoraf de 1600 MW 3 anvendes i det fælles nordiske engrosmarked, og de resterende 100 MW anvendes i markedet for reserver. Valget om fordeling af kapacitet mellem markederne er dimensioneret ud fra Energinet.dk s behov for FRR-A i Vestdanmark FRR-A = Automatic Frequency Restoration Reserve og går også under betegnelsen LFC = Load Frequency Control Metodegodkendelse I medfør af elforsyningslovens 73 a vilkår for adgang til Skagerraksforbindelsen, Dato: , Journalnr.: 4/ Disse tal er uden nettab Dok. 15/ /11

2 Notatet er bygget op således, at afsnit 1 giver en kort gennemgang af tidsplanen og processen for evalueringsforløbet. Afsnit 2 beskriver baggrunden for den samfundsøkonomiske evaluering. Afsnit 3 skildrer forudsætningerne for evalueringen samt giver en oversigt over elementerne i metodikken. Afsnit 4, 5 og 6 beskriver de enkelte elementer i detaljer, og afsnit 7 giver en opsummering af metodikken. 1. Tidsplan og proces Metodikken til evalueringen af Skagerrak-4 blev indledt tilbage i maj, hvor Energinet.dk påbegyndte den interne dialog. Evalueringsprocessen blev startet den 7. september ved en ekstern workshop med markedsaktørerne om metodikken, som blev afholdt i forbindelse med et aktørarbejdsgruppemøde hos Energinet.dk. Referat og andet materiale fra mødet kan findes på Energinet.dk s hjemmeside 4. Figur 1: Tidsplan Figur 1 viser tidsplanen for evalueringsforløbet. Dette metodenotat vil blive sendt i høring hos markedsaktører fra den 28. september 2015 til den 26. oktober Energitilsynet vil ultimo november få fremlagt den endelige metodik. Kommentarer og spørgsmål til dette høringsnotat sendes til Energinet.dk ved Sisse Carlsen, scr@energinet.dk. Dataindsamling og beregninger vil blive påbegyndt i oktober for de første 9 måneder af 2015, og der vil foreligge en foreløbig evaluering ultimo november. Evalueringen vil primo december blive sendt i ekstern høring, og i januar 2016 vil analysen blive opdateret med data for hele 2015 og tilpasset kommentarer fra høringen. Den endelige evaluering af Skagerrak-4 vil blive fremsendt til Energitilsynet 1. februar Dok. Klik her for at angive tekst. 2/11

3 2. Baggrund for evalueringen Dette afsnit beskriver kort baggrunden for den samfundsøkonomiske evaluering af reservationen på Skagerrak-forbindelsen. Kapaciteten på transmissionsforbindelserne er en begrænset ressource og kan give samfundsøkonomisk nytte i både spotmarkedet samt ved reservation til levering af FRR-A. Den teoretiske tilgang til kapacitetsallokeringen er vist i Figur 2. Total tilgængelig kapacitet Figur 2: Teoretisk fordeling af kapacitet på en udlandsforbindelse mellem forskellige markeder i et samfundsøkonomisk perspektiv Den forventede prisforskel i markederne for FRR-A i Vestdanmark og Norge har været så betydelig, at der med stor sandsynlighed kunne forventes en samfundsøkonomisk gevinst ved udveksling af FRR-A. Prisforskellen mellem de to markeder skyldes grundlæggende de forskellige produktionsteknologier som anvendes, hvor vandkraften i Norge kan levere fleksibilitet samt FRR-A til en forventet lav omkostning, sammenlignet med tilsvarende leverandører i Vestdanmark. Frem til aftalen om Skagerrak-4 har reservationen og anvendelsen af kapacitet på udlandsforbindelser til markederne for FRR-A, kun været anvendt i begrænset omfang i det indre europæiske elmarked. Kapacitetsallokeringen til markederne for FRR-A har åbnet for muligheden for at udnytte en betydelig samfundsøkonomisk gevinst fra udveksling. Uden realisering af den samfundsøkonomiske gevinst fra markederne for FRR-A er der risiko for, at indtægtsgrundlaget for udbygning af transmissionsforbindelser i Europa bliver begrænset i en uhensigtsmæssig grad. I Network Code on Electricity Balancing 5 er det angivet, at hver TSO har mulighed for at reservere kapacitet til FRR-A på grænseoverskridende forbindelser såfremt at det kan påvises, at det er samfundsøkonomisk fordelagtigt ud fra en økonomisk effektivitetsanalyse Version 3, 6. august 2014 Network Code on Electricity Balancing, Version 3, 6. august 2014, Chapter 4, article 46, stk. 1 Dok. Klik her for at angive tekst. 3/11

4 I Energinet.dk s ansøgning om metodegodkendelse er den samfundsøkonomiske gevinst ved reservationen af Skagerrak-4 beregnet ved 7 : Nytten beregnes som besparelsen ved indkøb af reserver i Norge Tabt gevinst ved ikke at stille kapacitet til rådighed for spotmarkedet = Reserveomkostninger i DK1 Reserveomkostninger i Norge) (Tabte flaskehalsindtægter + Omfordelingsmæssige konsekvenser i spotmarkedet) = Gevinst ved at indkøbe reserver i Norge Systemtjenesteaftalen Dette metodenotat ligger derfor op til anvendelse af en økonomisk effektivitets analyse, hvilket er konsistent med metodegodkendelsen for reservationen af Skagerrak-4 forbindelsen, samt Network Code on Electricity Balancing 8. De forskellige elementer i beregningen vil blive gennemgået i hhv. afsnit 4, 5 og 6. I Infrastrukturforordningen 9 er det angivet, at ved omkostningsfordeling skal alle de identificerede virkninger, for hver af de berømte medlemsstater, evalueres. Der skal herunder gives en detaljeret redegørelse for de regionale eller EU-dækkende positive eksternaliteter, som projekter vil medføre 10. Der skal endvidere forelægges en projektspecifik cost-benefit-analyse, som tager fordele uden for den pågældende medlemsstat med i betragtning 11. I forlængelse af Infrastrukturforordningen samt Network Code on Electricity Balancing er det derfor praksis, at en samfundsøkonomisk evaluering af et projekt med en grænseoverskridende forbindelse skal inkludere samfundsøkonomiske gevinster for alle de involverede lande. Evalueringen af Skagerrak-4 foretages derfor i et regionalt perspektiv, hvor reserveomkostninger i Norge sammenlignes med tilsvarende omkostninger i Danmark. 3. Forudsætninger for evalueringen Evalueringen omfatter det første års drift, og skal kvantificere den samfundsøkonomiske gevinst af reservation af kapacitet til FRR-A på Skagerrakforbindelsen. Evalueringen omfatter således år 2015 og resultatet vil blive perspektiveret til de resterende 4 år af aftalen om udveksling af FRR-A. Evalueringen omfatter også de situationer i 2015, hvor Skagerrak-forbindelsen har været begrænset af forskellige årsager, og der ikke nødvendigvis har været fuld kapacitet til rådighed for forbindelsen Metodegodkendelse i medfør af elforsyningslovens 73 a vilkår for adgang til Skagerrak-forbindelsen Network Code on Electricity Balancing, Version 3, 6. august 2014, Chapter 4, article 46, stk. 1 Infrastrukturforordningen Nr. 347/2013 Nr. 347/2013, Europa-Parlamentet og Rådet for Den Europæiske Union Europa-Parlamentets og Rådets Forordning (EU) Nr. 347/2013 af 17. april 2013, Kapitel IV, Artikel 12, stk. 5 Europa-Parlamentets og Rådets Forordning (EU) Nr. 347/2013 af 17. april 2013, Kapitel IV, Artikel 12, stk. 3 Dok. Klik her for at angive tekst. 4/11

5 Det antages i evalueringen, at markedspriser, som er fremkommet i konkurrenceudsatte markeder eller udbud, er et udtryk for de bagvedliggende omkostninger til fremskaffelse af de berørte ydelser. Det forudsættes desuden i evalueringen, at ændringen for vestdanske producenter modsvares af en tilsvarende gevinst for de danske elforbrugere i form af lavere tarifbetalinger til FRR-A 12 samt et øget producentoverskud i Norge. Der er ikke medtaget afledte effekter. Den samfundsøkonomiske effekt af aktivering af reserverne vil også indgå i vurderingen. I det følgende vil de foreslåede metoder blive gennemgået. Afsnit 4 beskriver de forskellige metoder til beregning af reserveomkostningerne i Vestdanmark (DK1), afsnit 5 beskriver de reserveomkostninger der har været ved at indkøbe FRR-A i Norge. Afsnit 6 beskriver den tabte samfundsnytte ved at allokere 100 MW mindre kapacitet i spotmarkedet. Det giver tilsammen den samfundsmæssige gevinst, jf. Figur 3. Figur 3: Elementer i beregningen Hovedudfordringen ved analysen ligger i FRR-A kapacitetsberegningen i Vestdanmark for 2015 og i vurderingen af reservationen på spotmarkedet, hvorfor disse vil blive analyseret ved forskellige metoder. 4. Reserveomkostninger i Vestdanmark I dette afsnit estimeres, hvad omkostningerne i 2015 ville have været, hvis FRR- A reserver var blevet indkøbt i Vestdanmark. Der er en udfordring i antagelserne ved FRR-A kapacitetsberegningen, da de ikke er realiseret og hvorfor det udelukkende er muligt at estimere disse. Reserveomkostningerne beregnes ud fra to metoder: En omkostningsbaseret vurdering, samt ved historiske priser En oversigt over fordelene og ulemperne ved de forskellige metoder kan findes i tabel 1 i Bilag Omkostningerne til FRR-A dækkes af systemtariffen Dok. Klik her for at angive tekst. 5/11

6 4.1 Omkostningsbaseret Denne metode baserer sig på en omkostningsbaseret vurdering ud fra produktionsanlægs variable omkostninger. Metoden bruges på 2015 og kvalitetssikres ved sammenligning af historiske priser. Der tages udgangspunkt i kulfyrede grundlastanlæg med en virkningsgrad på 40 %, variable driftsomkostninger på 17 kr./mwh og et dækningsbidrag på 10 kr./mwh. Der perspektiveres til andre typer anlæg, herunder gasfyrede anlæg og elkedler. Historiske priser indeholder et vist risikotillæg, da de faktiske omkostninger og porteføljen ikke kendes på tidspunktet, hvor kontrakten fastlægges. Risikotillægget indgår ikke i metoden. 4.2 Historiske priser Der bruges i denne metode et historisk gennemsnit for som estimat for Figur 3: Historiske gennemsnitspriser for spotmarkedet og FRR-A (LFC) priser for Vestdanmark Historiske priser for indkøb af FRR-A i har lille spredning i årsgennemsnit og anvendes derfor som estimat for, hvad priserne ville have været i Der er her ikke taget højde for eventuelt manglende udvikling af et døende marked. Forløbelige analyser foretaget af Energinet.dk viser ingen korrelation mellem spotprisen og FRR-A prisen, jf. Figur 3, og den endelige evaluering vil derfor forsøge at estimere prisdannelsen på FRR-A ud fra en række faktorer. I evalueringen vil de historiske priser blive set i forhold til de forskellige ændringer i indkøbet igennem perioden siden Derudover vil der blive perspektiveret i forhold til en mulig udvikling af markedet siden 2009, som ikke er blevet realiseret på grund af indkøbet i Norge, herunder specielt muligheden for introduktion af nye leverandører i markedet. Dok. Klik her for at angive tekst. 6/11

7 Det forventes ikke at de faktiske priser for indkøb i Vestdanmark i de perioder hvor Skagerrak-4 ikke kunne levere FRR-A i 2015 vil være et retvisende estimat for den vestdanske reserveomkostning i hele Længden og varsling af indkøbsperioden har en afgørende indvirkning på omkostningerne til levering af FRR-A. De faktiske priser vil dog indgå i perspektiveringen. 4.3 Prisudvikling i regulerkraft og andre markeder for FRR-A Regulerkraftspriser vil ikke blive brugt til vurderingerne, da det er en værdisætning af energimængder og ikke reservationer, og derfor ikke kan anvendes som sammenligningsgrundlag. Prisudviklingen i andre reservemarkeder vil blive inddraget til perspektivering. Herunder markedet for frekvensstyrede normaldriftsreserver i Østdanmark, som er en ydelse af samme type, som den vestdanske FRR-A reserve. Derudover vil der også blive perspektiveret til udviklingen i den nordiske og tyske FRR-A reserve. 5. Reserveomkostninger i Norge I dette afsnit beskrives de forskellige omkostninger der har været forbundet med at indkøbe FRR-A i Norge. Disse omkostninger inkluderer Priserne for FRR-A i Norge, samt situationer, hvor handelskapaciteten har været begrænset over Skagerrak. Igennem det første års drift har Skagerrak-forbindelsen været begrænset i en række situationer, hvor dele af den installerede kapacitet ikke har været tilgængelig for markedet. Dette kan f.eks. være situationer med revisioner i det bagvedliggende net, som medfører en lavere kapacitet på forbindelsen, eller det kan være situationer, hvor der er vedligeholdelsesarbejde på polerne på selve Skagerrak-forbindelsen. Energinet.dk offentliggjorde d. 18. maj 2015 et notat 13, som beskrev procedurerne for håndtering af situationer med begrænsede handelskapaciteter, og evalueringen vil følge op på den markedsmæssige effekt af de beskrevne procedurer. 5.1 Priser på FRR-A Hovedomkostningen udgøres af omkostninger til indkøb af FRR-A hos de norske leverandører. Priserne, som er bestemt ved aftale mellem Statnett og Energinet.dk, er fastsat i et EU-udbud i Norge i 2007 og er gældende i 5 år fra opstart, hvilket svarer til længden af aftalerne om levering af FRR-A til Skagerrak-4 mellem Statnett og en række norske markedsaktører Dok. Klik her for at angive tekst. 7/11

8 FRR-A reserven har en gennemsnitlig pris på DKK 54/MW/time (svarende til EUR 7,2/MW/time). Aftalen indeholder en leverance af 100 MW FRR-A reserve. Prisen korrigeres ikke i aftaleperioden. 5.2 Indkøbt ved ekstraordinære auktioner i Vestdanmark I tilfælde af, at der ikke kan leveres FRR-A over Skagerrak, jf. afsnit 3, udmelder Energinet.dk behovet for indkøb af FRR-A på Energinet.dk s hjemmeside og ved direkte besked til de godkendte vestdanske leverandører af FRR-A. Energinet.dk vælger de billigste bud og afregner med de udvalgte leverandører efter pay-as-bid princippet. Alle leverandører kompenseres ens for aktiveringen af FRR-A reserven efter rammerne skitseret i udbudsbetingelserne for FRR-A. Omkostningerne til de ekstraordinære auktioner vil i evalueringen indgå som en del af omkostningerne ved at indkøbe reserven i Norge. 5.3 Leveringsevnekontrakter I situationer med begrænsede handelskapaciteter vil FRR-A reserven i Vestdanmark i stedet blive indkøbt på ekstraordinære auktioner. For at sikre et tilstrækkeligt udbud af FRR-A i Vestdanmark har Energinet.dk introduceret et marked for leveringsevnekontrakter for FRR-A. Leveringsevnekontrakterne bliver udbudt på månedlig auktioner, hvor bud vælges ud fra pris og afregnes efter pay-as-bid. I Vestdanmark indkøbes der 90 MW som bruges som backup for Skagerrak-4. Valgte bud og priser offentliggøres i anonymiseret form. Omkostningerne til leveringsevnekontrakter vil i evalueringen indgå som en del af omkostningerne ved at indkøbe reserven i Norge. Indkøbet af leveringsevnekontrakter er først startet i september 2015, og der indregnes derfor omkostninger for hele året i perspektivering. 6. Tabt samfundsnytte i spotmarked I dette afsnit beskrives metodikken for beregningen af den gevinst de 100 MW ville have givet, hvis de havde været til rådighed i spotmarkedet i Dette kan estimeres ud fra tre metoder: Approksimation baseret på realiserede priser, simulering med fundamental markedsmodel, samt en ekstern vurdering foretaget af Nord Pool Spot. I handelskapaciteten er der taget højde for nettab og kapaciteten er 1532 MW og 1632 MW ved fuld kapacitet hhv. med og uden reservation. Fordele og ulemper ved hver metode er beskrevet i tabel 2 i Bilag 1. Dok. Klik her for at angive tekst. 8/11

9 6.1 Approksimation baseret på realiserede priser En approksimation beregnes på baggrund af den faktiske udveksling og de realiserede priser. Dette gøres konkret ved at gange 100 MW med prisforskellen over Skagerrak 1-4 i timer med flaskehals på forbindelsen. Undtaget er de perioder, hvor der ikke var kapacitet på forbindelsen (dvs. 0 MW mellem Vestdanmark og Norge). Dette kan betragtes som et konservativt skøn for systemet, da prisforskellen med de 100 MW i spotmarkedet må forventes at være mindre end den realiserede prisforskel. Approksimationen giver dog ikke et indtryk af de omfordelingsmæssige konsekvenser af reservationen. 6.2 Simulering med fundamental markedsmodel for Danmark Til simulering af prisen anvendes Energinet.dk s egen elprismodel 14. Med modellen kan forskellen med og uden 100 MW reservation direkte beregnes, men det kræver at modellen kalibreres med data for I denne kalibrering vil indgå: faktisk vindproduktion, faktiske handelskapaciteter på alle danske udlandsforbindelser, brændselspriser på månedsbasis og faktiske priser for nabolande. Eventuelt kan korrektion for graddage indregnes. 6.3 Ekstern vurdering foretaget af Nord Pool Spot Effekten af 100 MW ekstra kapacitet over Skagerrak beregnes på de faktiske bud på Nord Pool Spot for 2015 og med samme algoritme som dagligt anvendes i spotmarkedet. Der korrigeres ikke for, at budene kunne have været anderledes i et spotmarked uden reservation over Skagerrak og med indkøb af reserver i Vestdanmark i stedet for Norge. 7. Opsummering Der vil i den endelige evaluering blive foretaget en samlet vurdering af den samfundsøkonomiske gevinst, som bygger på de i dette notat beskrevne metoder og deres respektive udfaldsrum, jf. Figur Dok. Klik her for at angive tekst. 9/11

10 Figur 4: Beregningstilgange Der vil, som beskrevet i ovenstående figur, blive benyttet en række beregningstilgange til kvantificeringen af den samfundsøkonomiske gevinst. Denne evaluering vil derudover blive perspektiveret til de resterende år af aftalen, frem til Dok. Klik her for at angive tekst. 10/11

11 Bilag 1 Tabel 1: Reserveomkostninger i Vestdanmark fordele og ulemper Metode Ulempe Fordel 1. Omkostningsbaseret (brugt i ansøgning til metodegodkendelse) Profit-niveau svært at vurdere (kun omfordeling) Tager ikke højde for havaririsiko og manglende porteføljeeffekt Enkel Tager højde for spotprisudvikling Kan tage højde for minimumsomkostni nger 2a. Historiske priser/gennemsnit Tager ikke højde for spotpris udvikling i 2015 (f.eks. vandsituationen) Gennemskuelig 2b. Historiske priser/prognose Giver ikke nødvendigvis et retvisende billede af fremtidige priser Svært at udrede de rigtige faktorer Tager højde for faktorer som påvirker prisen Tabel 2: Tabt samfundsnytte i spotmarked fordele og ulemper Metode Ulemper Fordele 1. Approksimation baseret på realiserede priser Mangler afledte effekter Gennemsigtig 2. Simulering med Energinet.dk s egen prismodel Omfattende analyse Direkte sammenligning af situationer med og uden reservation Kan lave prognose for fremtiden med givne forudsætninger 3. Nord Pool simulering Ikke en dynamisk analyse (baseret på historiske bud) Baseret op historiske data for kapacitet og faktiske/historiske bud fra produktion og forbrug Dok. Klik her for at angive tekst. 11/11