Præsentation. Aktørarbejdsgruppemøde Klassificering: Til Arbejdsbrug 1

Transkript

1 Præsentation Aktørarbejdsgruppemøde Klassificering: Til Arbejdsbrug 1

2 Dagsorden Indkøb af mfrr i DK2 Status fra driften Status på internationale projekter Status på danske projekter Revisionsplanlægning Full Cost of Balancing Forbrugsfleksibilitet og aggregatorer 2

3 mfrr i DK2 Status ved Sekretariatet for Energitilsynet 3

4 Markedet for manuelle reserver i Østdanmark Energinet.dks aktørarbejdsgruppemøde 6. februar 2017 Maria Holm Bohsen, Sekretariatet for Energitilsynet

5 Forløbet med høje reservepriser i 2016 Høje reservepriser i DK2 Redegørelse sendt til Energitilsynet Energitilsynets rolle Høje priser på reservemarkedet i DK2 i september-oktober 2016 i forbindelse med revision af Kyndbyværket Særligt høje priser i starten af perioden Manglende bud på auktionerne Sekretariatet for Energitilsynet (SET) har bedt om en redegørelse for forløbet med indkøb af manuelle reserver i efteråret 2016 SET har modtaget redegørelsen fra Energinet.dk Overvåger engrosmarkederne på el-området, jf. elforsyningsloven Godkender ændringer af markedsdesign (metodegodkendelse) Håndhæver forbuddet mod markedsmanipulation og insiderhandel, jf. REMIT-forordningen 5

6 REMIT Forbud og forpligtelser Hvem og hvad er omfattet af REMIT-forordningen? Produkter (kontrakter og derivater) på engrosenergimarkederne med levering eller transport i EU Enhver person, inkl. TSO er, som indgår transaktioner og afgiver handelsordrer på et eller flere engrosenergimarkeder Forbud og forpligtelser for personer omfattet af REMIT-forordningen Forbud mod insiderhandel (art. 3) Forbud mod, inkl. forsøg på, markedsmanipulation (art. 5), bl.a. Urigtige eller vildledende signaler om udbud, efterspørgsel eller pris Sikring af prisen på et kunstigt niveau - individuelt eller i fællesskab Udbredelse af urigtige eller vildledende oplysninger Forpligtelse til at offentliggøre intern viden (art. 4) Forpligtelse til registrering og datarapportering 6 (art. 8 og 9)

7 REMIT Energinet.dk er PPAT på reservemarkedet Person Professionally Arranging Transactions (PPAT) REMIT art. 15 (1): Enhver person, der som led i sit erhverv gennemfører transaktioner med engrosenergiprodukter ACER Guidance sektion 9: Der er situationer, hvor en person både er en markedsaktør og en PPAT i samme transaktion REMIT pålægger PPATs ansvar for at bidrage til integritet, gennemsigtighed og velfungerende markeder pga. deres position i og viden om markederne 7

8 REMIT Der findes nyttig information på REMIT-portalen ACER Guidance, 4. udgave fra juni 2016 Ikke-bindende guidance, som bl.a. skal sikre koordineret og konsistent håndhævelse og ageren af nationale regulatorer Indeholder eksempler på adfærd, som kan være insiderhandel eller markedsmanipulation Q&A om REMIT-forordningen FAQ om fundamental data og intern viden REMIT kvartals- og årsrapporter Aktørregisteret CEREMP Mv. <. 8

9 Reservemarkedet Høje reservepriser i DK2 i efteråret 2016 SET bad i efteråret 2016 Energinet.dk om en redegørelse vedr. indkøbet af manueller reserver under Kyndbyværkets revision SET har modtaget redegørelsen Redegørelse læses med særlig interesse for budadfærd under aktionerne Efterfølgende overvejes evt. videre skridt 9

10 Reservemarkedet Det fremtidige markedsdesign vurderes SET har bedt Energinet.dk om at evaluere markedsdesignet for manuelle reserver i Østdanmark baseret på erfaringer fra auktioner i 2017 Energitilsynet skal godkende evt. metodeændringer Markedsdesignet skal passe til bl.a. konkurrencesituationen på reservemarkedet Evalueringen skal beskrive fordele og ulemper ved forskellige markedsdesign og kan føre til ændringer som f.eks.: indkøb per døgn fremfor per time pay-as-bid fremfor marginal prisfastsættelse < 10

11 Tak for opmærksomheden Kontaktoplysninger REMIT Maria Holm Bohsen 11

12 Dagsorden Indkøb af mfrr i DK2 Status fra driften Status på internationale projekter Status på danske projekter Revisionsplanlægning Full Cost of Balancing Forbrugsfleksibilitet og aggregatorer 12

13 Status fra Driften 5 MW budgrænse Nødprocedure Nordic Balancing Philosophy Udkast til rapportering og prognoser 13

14 Aktørarbejdsgruppemøde for systemydelser Status fra Eldrift Peter Bruhn & Mie Lebeck, Systemoptimering 06. februar

15 Nyt fra Eldrift 5 MW budgrænse - Er vedtaget og godkendt. - IT-implementering giver anledning til problemer. - I drift: ultimo Nødprocedure for budindmelding - Test af nødindmelding af mfrr - FCR, FCR-N, FCR-D er under udarbejdelse og skal testes. - I drift: foråret Nordic Balancing Philosophy - Rapport kan findes på Svenska Kraftnäts hjemmeside: februar

16 Prognoser for systemydelser elsystemet/indkoeb-og-udbud/prognoser- for-systemydelser/sider/default.aspx 16

17 Dagsorden Indkøb af mfrr i DK2 Status fra driften Status på internationale projekter Status på danske projekter Revisionsplanlægning Full Cost of Balancing Forbrugsfleksibilitet og aggregatorer 17

18 Status internationale projekter COBRACable Netværksregel GL EB Standard produkter Nordisk afrr markedsdesign Status på Skagerrak 4 18

19 COBRACable 19

20 COBRAcable Date Location Name presenter 06. februar 2017 Energinet.dk Peter Bruhn 20

21 HSSE i COBRAcable og hos Energinet.dk I COBRAcable-projektet har vi stort fokus på sikkerhed! Målet er ingen tilskadekomne! 21

22 Hvad er COBRAcable? 350 km HVDC-forbindelse mellem Endrup i Vestjylland og Eemshaven i Holland 700 MW kapacitet i sendeende VSC Convertere Idriftsættelse: 30. marts

23 Hvad skal forbindelsen bruges til? - Forward Markets (FTR / PTR) - Day Ahead Market - Intraday Market - Systemydelser - Reaktiv effekt / spændingsregulering - Hvor stor skal reservationen være til: - FCR? - afrr? - mfrr? - Ønsker fra markedsaktørerne? 23

24 Status på projektet Forhandlingerne om en god og fleksibel Systemdriftsaftale er i fuld gang. Det bliver godt! Om projektet 24

25 Thanks for your attention!

26 Netværksregel GL EB 26

27 Standard produkter 27

28 Status nordisk afrr marked Henning Parbo 28

29 Nordisk afrr markedsdesign Forslaget i høring hos danske aktører 2. november 30. november. Forslaget i høring hos norske aktører 21. december 2. februar. Danske opmærksomhedspunkter: DK1 skal være en del af det fællesnordiske afrr marked fra starten af. Dimensionering af behovet skal være (mere) transparent. Uklart hvordan afrr hænger sammen med udviklingen af FCR-produkterne Prognose for spotpriser for simpel/tærskelværdi bør sættes op (reservationer) Gate closure D-2 kl. 20:00 er for tidligt Energiaktiveringspris (bedst af spotpris/regulerkaftpris) er for lav Marginalpris i stedet for pay-as-bid Mindste budstørrelse bør sættes til f.eks. 1 MW Vindmøller bør have lov at deltage Næste trin er metodeanmeldelse til Energitilsynet medio februar

30 Status på Skagerrak 4 30

31 Dagsorden Indkøb af mfrr i DK2 Status fra driften Status på internationale projekter Status på danske projekter Revisionsplanlægning Full Cost of Balancing Forbrugsfleksibilitet og aggregatorer 31

32 Status danske projekter Effektubalanceafregning Specialregulering Systembærende egenskaber 32

33 Effektubalanceafregning 33

34 Enighed blandt aktører Forslaget sendes i høring Ansøgning om metodegodkendelse Forskelle mellem aktører Nuværende status Ingen høring arbejdet afsluttes 34

35 Specialregulering Henning Parbo 35

36 36

37 Specialregulering hovedtal 2016 (og 2015) Samlet mængde modtaget fra TenneT 554 GWh (653 GWh) Nedreguleret hos danske aktører 337 GWh (402 GWh) Stop/reduktion af produktion fra termiske anlæg 51% (25%) Start af elkedler 28% (35%) Stop af vindmøller 21% (40%) Gns.pris for indenlandsk specialregulering (kr/mwh) -57 (-121) Anvendt til opregulering i balancemarkedet 167 GWh (251 GWh) Gennemsnitspris i balancemarkedet (kr/mwh) 277 (155) 37

38 38

39 Systembærende egenskaber 39

40 Dagsorden Indkøb af mfrr i DK2 Status fra driften Status på internationale projekter Status på danske projekter Revisionsplanlægning Full Cost of Balancing Forbrugsfleksibilitet og aggregatorer 40

41 Principper for revisionsplanlægning 41

42 Intro til projektet Q Q Beregningsmetoder og værktøjer 2. Følge Netregler og sikre højere grad af transparens 3. Revurder metode til prioritering af projekter 42

43 Følge Netregler og sikre højere grad af transparens. Reference dokumenter EU forordning System Operational Guideline (SO GL) rev. 23. august EU forordningen forventes gældende fra TF Revisionsplanlægning, gældende fra Kravene i den nuværende TF vil blive transformeret til bilag og vejledninger under implementering af SO GL. 43

44 Følge Netregler og sikre højere grad af transparens. Ændringer forårsaget af EU forordning Primær ændring: Årlige revisionsplaner skal indmeldes tidligere end nu a. fremover 1. august, jf. SO GL art 94 b. nuværende 1. oktober, jf. TF afsnit 6.4 Sekundær ændring: Tidsperioder for langtidsrevisionsplaner vil på sigt blive tilpasset nye systemtilstrækkelighedsanalyseperioder Energinet.dk 44

45 3. Revurder metode til prioritering af projekter. Dilemmaer/Udfordringer VS VS Central Decentral Varme EL Prognoser Transparens 45

46 3. Revurder metode til prioritering af projekter. Sammenhæng mellem høj grad af information og samfundsøkonomi Grad af information TSO planlægger Aktører byder ind Central planlægning Markedet Først til mølle princip Aktører optimere egen produktion 46

47 3. Revurder metode til prioritering af projekter. Metode ud fra prissignaler - Ideen blev udarbejdet på et aktørmøde august Efter videre analyse har at metoden ikke kan opnå den rette incitamentsstruktur og derfor analyseres andre muligheder Metode med Samfundsøkonomi light* - Dette er den metode projektet pt arbejder hen mod - Energinet.dk beregner markedspåvirkning, handelsgevinster, value of lost load og varme. *Ved light forstås at de største effekter medtages også selvom der kan mangle detaljer og synergi effekter. Dette skal ses som en start, hvor det vil være muligt at arbejde videre mod en mere avanceret løsning 47

48 48

49 Frokost 49

50 Dagsorden Indkøb af mfrr i DK2 Status fra driften Status på internationale projekter Status på danske projekter Revisionsplanlægning Full Cost of Balancing Forbrugsfleksibilitet og aggregatorer 50

51 The future of Imbalance pricing Aktørarbejdsgruppemøde Presentation of the full cost balancing project By Martin Møller, Energinet.dk 6/2 2017

52 Is todays imbalance pricing fit for the future balancing market, dominated with more intermittent production and a 15 min ISP?

53 Balancing the Nordic Power system anno 2016 Wind nuclear Thermal Hydro BRP TSO BRP Balance Responsible Party Input = output Average over 60 min Nordic 50,1 Hz 49,9 Hz Power consumption mfrr FCR-N (afrr)

54 The Nordic Power System is changing Today Tomorrow More intermittent production Do we have the right toolbox for tomorrow? Potential toolbox improvements More afrr other products Reduced imbalance settlement period, from 60 min to 15 min Incentives for BRP s due to single/dual pricing/publication of information Common EU Balancing Market, via the Balancing Guideline

55 Who has to pay for the toolbox? Today the cost of using the toolbox are partly covered by the imbalance price according to the polluter pays principles and the rest is re-claimed via various degree of socialisation BRP The overall question that the project will like to answer is: If the new toolbox requires an updated methodology for calculating and applying the imbalance price?

56 The future toolbox are influenced by European decisions We do not know the toolbox of tomorrow but already today we have a good guess In 2018 the Balancing Guideline will have entered into force and will at least require Creation of a pan European market for Frequency Restauration Reserves (mfrr & afrr) Harmonization of main principles for imbalance settlement (All TSO decision in 2018) Harmonization of Imbalance Settlement Period to 15 min in ( ???) Hence we need to launch this project now in order to prepare our self for the upcoming European discussions in order to secure Nordic influence.

57 Early learnings and reflections The following slides are not project conclusions but illustrates some of the discussions that we will have in the project

58 Understanding the difference between BSPs and BRPs as being introduced by the Balancing Guideline BSP: Balancing Service Provider, provides bids to the TSO, and are activated if their offer is attractive. The TSO pays the BSP for the activated energy / procured capacity. BRP: Balancing Responsible Party submit it s consumption, production and trading plans to the TSO, and are financial responsible for any deviations, and pays/recieves the imbalance price Cash-flow The BSP will receive money for the service supplied to the TSO. The BRP will pay/receive the imbalance price if his realised position is either short or long

59 The imbalance price can be too high or too low High imbalance Prices BRP s may withhold capacity for the market, in order to protect them self for high imbalance cost (self-balancing) Socio-economic Optimum The imbalance price has to reflect the real-time value of energy (The cost/savings for the next MWh) Low imbalance Prices BRP s are not incentivised to make good forecast and trade them into balance consequence is high system imbalances

60 Potential de-link the settlement between BSP s and BRP s During the last 10 years the imbalance price has been equal to the marginal price of the manual regulating power price hence only one common price between TSO- BRP and TSO-BSP In the future the TSO might use different products from different merit order lists There can be several prices for BSP s depending on the products they deliver There will only be one price for BRP s depending on their imbalances

61 Open Questions what's your opinion How to combine afrr and mfrr energy cost into an imbalance price VOLL as price a cap How can a changed market design increase liquidity, and foster participation from demand side When to publish information Are you interested in spending half a day only to discuss these topics?

62 Challenges and opportunities for the Nordic power system Thank you for your attention

63 Dagsorden Indkøb af mfrr i DK2 Status fra driften Status på internationale projekter Status på danske projekter Revisionsplanlægning Full Cost of Balancing Forbrugsfleksibilitet og aggregatorer 63

64 Forbrugsfleksibilitet og aggregatorer Helle Juhler-Verdoner, Branchechef 6. februar 2017

65 Situationen fremover- Det nye normale - Behov for indpasning af vind gennem forbrugsfleksibilitet Hvem vil forbruge? Hvem vil bruge mindre? Hvem vil producere? Hvem vil levere hurtigt? side 65 Helle Juhler-Verdoner, Branchechef, Intelligent Energi

66 Branchefællesskab for Intelligent Energi 66 side

67 De rigtige incitamenter til at fremtidssikre vore investeringer! - Intelligent Energis anbefalinger til fremtidens el-marked dato side 67 Helle Juhler-Verdoner, Branchechef, Intelligent Energi

68 Bedre rammer for det fleksible forbrugs deltagelse i elmarkedet Roller i el-markedet: Aggregator skal have en plads i elmarkedet Volumenkrav skal reduceres. Budstørrelserne skal reduceres fra 10MW til 1MW i Regulerkraftmarkedet. Varighed og antal sammenhængende timers fleksibilitet skal være så lavt som muligt. Jo lavere antal sammenhængende timer, desto større grundlag for forretning har aggregator, og jo færre enheder skal puljes. Kontraktens varighed skal være fleksibel og nøje overvejes i et begyndende marked for fleksibelt forbrug. Symmetrikrav skal fjernes. Kravet til forbrug om både op- og nedregulering er et problem og bør fraviges for fleksibelt forbrug i det primære reservemarked. Fremmer teknologispecifikke forretningsmodeller Validering af mindre, identiske enheder skal lempes. Økonomisk bliver det for dyrt med online målinger på mindre enheder. dato side 68 Helle Juhler-Verdoner, Branchechef, Intelligent Energi

69 Regeringsgrundlag om fleksibilitet på efterspørgselssiden Danmark skal have det mest integrerede, markedsbaserede og fleksible energisystem i Europa, der kan håndtere stigende mængder vedvarende energi på en omkostningseffektiv måde Fremtidens fleksible energimarked kræver sammentænkning af energiformer og fleksibilitet på både udbuds- og efterspørgselssiden. Regeringen vil derfor styrke den danske energiforskning<, så Danmark konstant ligger i top på udviklingen og kommercialiseringen af ny energiteknologi. Derudover ønsker vi nationalt at styrke og videreudvikle EUDP-forskningsordningen. dato side 69 Helle Juhler-Verdoner, Branchechef, Intelligent Energi

70 MM2.0 Det videre opfølgningsarbejde dato side 70 Forfatter, Titel

71 Kortlægning af relevante markedsmodeller Kortlægge relevante markedsmodeller for aktivering af aggregeret, fleksibelt elforbrug for uafhængige aggregatorer. (1) Hvilke konkrete ydelser kan der leveres fra aktivering af aggregeret, fleksibelt forbrug? (2) Hvilket relevant marked kan disse ydelser leveres ind i - fx spot, intraday eller markedet for systemydelser? (3) Hvilke tab og/eller gevinster, kan elleverandører og balanceanvarlige få, når en uafhængig aggregator opererer på de målepunkter, som de samtidigt betjener? (4) Hvorledes kan ydelser fra aktiveret fleksibelt forbrug konkret verificeres og afregnes mellem kunder, aggregator, elleverandør og balanceansvarlig. (5) Hvilke af de mulige markedsmodeller, vurderes at være mest hensigtsmæssige i lyset af modellernes kompleksitet og konsekvenser. side

72 I dag < Balanceansvarlig Elleverandør Netselskab side Energi Måledata Varmestyring Slutkundeaftale Afregningsgrundlag

73 I morgen <? Balanceansvarlig Elleverandør Netselskab Balanceansvarlig 2 Elleverandør 2 Aggregator side Energi Måledata Varmestyring Slutkundeaftale Afregningsgrundlag

74 USEF opererer med tilsvarende set-up (Universal Smart Energy Framework) BRP1 AGG SUP1 Connection BRP2 SUP2 side

75 USEF and the Aggregator's Position in the Value Chain

76 Separation of flexibility from energy supply Prosumer domain controlla ble asset (process) flex customers flex purchase contract flex & supply supply contract Prosumer optional submete r main meter DSO BRP TSO flex service AGR BRP SUP connection USEF distinguishes the flexibility value chain from the energy value chain. At the core of the complexity is the disassociation of flexibility from energy.

77 Aggregator handles balance responsibility through BRP-AGG during activation Prosumer domain flex purchase contract flex customers Prosumer DSO BRP TSO supply supply contract flex AGR BRP agr flex service BRP SUP connection

78 DK model in USEF style (2 SUP and 2BRPs el+fleksibilitet) flex purchase contract + supply contract TSO DSO Prosumer supply contract flex supply AGR SUP agr BRP agr BRP sup SUP connection supply contract flex contract 78

79 EU-ramme for alternative modeller versus EU s Vinterpakke side 79 Helle Juhler-Verdoner, Branchechef, Intelligent Energi Source: USEF 2016

80 Eksisterende EU-Landemodeller versus Vinterpakken side 80 Helle Juhler-Verdoner, Branchechef, Intelligent Energi

81 Challenges of integrating explicit demand response 1. Information exchange and confidentiality Finding a balance between transparency and confidentiality 2. Transfer of energy How to neutralize the position of the Prosumer s supplier and its BRP 3. Relationship between implicit and explicit DR How to separate both impacts unambiguously 4. Baseline methodology Roles and responsibilities and appropriate baseline methodologies 5. Portfolio conditions How to participate in TSO/DSO products through a portfolio 6. Measurement and validation Ensuring correct and trustworthy data 7. Rebound effects Who is responsible for the possible impact after a DR event

82 Demand response aktiviteteri EU og forretningsmuligheder Kilde: SEDC IS PT IE ES GB UK?! FR BE NL NO side 82 Helle Juhler-Verdoner, Branchechef, Intelligent Energi 82 DK DE CH SE CZ AT IT SI HR BB PL HU SK RS ME AL M K GR FI EE LV LT BY RO BG MD UA Key: Commercially available Partial opening Preliminary development Closed

83 Konklusion national kontekst (1) I fremtiden vil behovet for balancering via efterspørgselssiden i elmarkedet være stigende Forståelse herfor i VLAK regeringsgrundlaget Rammerne for at aktivere fleksibelt forbrug skal forbedres undervejs Business casen er fortsat svag men i bedring Retrofitting af investeringer alt for dyr - fremtidssikring af investeringer! Stigende antal erfaringer på pilot-plan (Industrial Energy Partnership, ENDKs pilot-projekter, Best Green - varmepumper, Energi Danmark Blue Kolding, EcoGrid, EnergyLab Nordhavn<) dato side 83 Helle Juhler-Verdoner, Branchechef, Intelligent Energi

84 Konklusion EU kontekst (2) Vinterpakken: definerer den uafhængige aggregator-rolle i el-markedet men risiko for at definere aggregatoren så værdi skabes på unfair bekostning af andre aktører (art. 13 og art.17) Vigtigt med en overordnet EU-ramme, hvor aggregatoren defineres i el-markedet, uden at der lægges begrænsninger på udviklingen af forretningsmodeller no one-size-fits-all!!! Kan EU skabe fair rammer for forretningsudvikling og dermed et potentiale eller??? Gerne overordnet EU-ramme, hvor aggregatoren defineres i el-markedet, men undgå at lægge begrænsninger på udviklingen af forretningsmodeller no one-size-fits-all!!! dato side 84 Helle Juhler-Verdoner, Branchechef, Intelligent Energi

85 Tak for opmærksomheden Helle Juhler-Verdoner: tel