1 1 9 Energinet.dk: Metodeanmeldelse af metode til udbud af indkøb af leveringsevnekontrakter

Transkript

1 Bilagsoversigt Punkt 4 Energitilsynets møde den 19. maj 2015 Metodegodkendelse af udbud af indkøb af leveringsevnekontrakter Bilag Nr. Bilagsside Energinet.dk: Metodeanmeldelse af metode til udbud af indkøb af leveringsevnekontrakter Høringssvar på Energinet.dk s høringspapir om Leveringsevnekontrakter til sekundær reserve i DK1 & DK Energinet.dk: Høringsnotat vedr. leveringsevnekontrakter til sekundær reserve i DK1 & DK Dansk Energi: Høringssvar om til Energitilsynet vedr. anmeldelse af metode til udbud af indkøb af leveringsevnekontrakter til sekundær reserve i DK1 & DK DONG: Høringssvar om til Energitilsynet vedr. anmeldelse af metode til udbud af indkøb af leveringsevnekontrakter til sekundær reserve i DK1 & DK Energinet.dk: Kommentarer vedrørende anmeldelse af metode for indkøb af leveringsevnekontrakter Energinet.dk: Supplerende oplysninger DONG: Høringssvar på udkast til afgørelse Dansk Energi: Høringssvar på udkast til afgørelse

2 Bilag 1 Til Energitilsynet Anmeldelse af metode for indkøb af leveringsevne for sekundær reserve (FRR-A) Med henvisning til Elforsyningslovens 73a anmoder Energinet.dk hermed Energitilsynet om godkendelse af metode til indkøb af leveringsevne for sekundær reserve (FRR-A) i Øst- og Vestdanmark. 14. november 2014 PNY-HEP/DGR 1. Baggrund Energinet.dk indkøber i dag typisk 94 MW og lejlighedsvist op til 140 MW FRR-A i Vestdanmark (DK1) på månedlige auktioner, hvoraf 4 MW benyttes til at dække behovet i Østdanmark (DK2). Med idriftsættelse af den nye Skagerrak 4- forbindelse (SK4) kan FRR-A leveres over denne, og udgangspunktet er derfor, at der ikke længere vil være behov for FRR-A leverandører i DK1. Der er dog en række forhold, der begrunder tiltag for at fastholde og tiltrække FRR-A leverandører i Danmark. Disse gennemgås i efterfølgende underafsnit, og de kan kort opsummeres i to overordnede formål: 1. At sikre backup for leverance af FRR-A via SK4 2. At forberede det danske marked for FRR-A til fremtidig, international handel Disse to formål uddybes i de efterfølgende underafsnit. 1.1 Backup for FRR-A via Skagerrak 4 I 2008 indgik Energinet.dk en aftale med Statnett om udveksling af systemtjenester via SK4. Aftalen indebærer, at der leveres 100 MW FRR-A og 10 MW FCR (primær reserve) via SK4 til DK1. Aftalen er 5-årig, regnet fra 1. januar For at kunne overføre FRR-A reserveres 100 MW overføringskapacitet på SK4- forbindelsen til formålet. Energitilsynets godkendelse af reservationen er betinget af en positiv evaluering af den samfundsøkonomiske gevinst efter 1 års drift. Dok. 14/ /9 Bilagsside 1 af 68.

3 Til grund for aftalens indgåelse lå følgende centrale forventninger om udviklingen af markedssituationen i DK1: - Behovet for FRR-A i DK1 ville være stigende til ca. 200 MW grundet stigende ubalancer fra uforudsigelig elproduktion fra vedvarende energikilder. Bidraget fra SK4 ville således komme til at udgøre ca. 50 pct. af det forventede langsigtede behov. - Senest ved opstart af SK4 ville forbindelsen mellem DK1 og Tyskland være væsentligt forstærket, hvormed det ville være muligt for Energinet.dk at dele reserver med Tyskland, og for aktører i DK1 at opnå øgede afsætningsmuligheder mod Tyskland. Den faktiske udvikling har imidlertid været, at behovet i dag er reduceret til typisk 94 MW som følge af optimeret driftsplanlægning og bedre håndtering af ubalancer, hvormed SK4 fuldt ud kan dække det danske behov i de fleste situationer. Samtidig er den forventede udbygning af kapaciteten mod Tyskland ikke forløbet så hurtigt som forventet, og der er for indeværende ingen konkret udsigt til deling eller udveksling af FRR-A med Tyskland. Tilsammen betyder dette, at de nuværende leverandører i DK1 ved idriftsættelse af SK4 den 1. januar 2015 ikke har nogen nævneværdig afsætningsmulighed for FRR-A, og det formodes, at leverandørernes evne til at levere FRR-A derfor gradvis vil forsvinde. Der er imidlertid forhold som gør, at det fortsat vil være nødvendigt, at der er FRR-A leverandører i DK1. FRR-A er nødvendig for at opretholde den tekniske kvalitet af balanceringen i DK1. Uden en aktiv FRR-A i DK1 vil ubalancer, som er opstået i DK1, flyde til Tyskland over den jysk-tyske forbindelse. Dette er som udgangspunkt uacceptabelt. De væsentligste er: 1. Ved udfald af SK4 kan der for kortere perioder (1-2 dage) benyttes nødprocedurer, men for længere perioder skal der etableres en erstatning for leverancen via SK4. I praksis er den eneste løsning at indkøbe ydelsen i DK1, da det ikke kan forventes, at ydelsen kan leveres over andre udlandsforbindelser eller Storebælt. 2. Ved begrænsninger i det interne norske net, som påvirker den samlede overføringskapacitet på SK4-forbindelsen. Dette vil medføre, at leverancen af FRR-A indstilles ved anstrengt effektsituation i det sydlige Norge. I henhold til aftalen vil leverancen som udgangspunkt blive indstillet, når den samlede overføringskapacitet mellem Norge og DK1 er under MW. Det er p.t. uklart, i hvilket omfang det vil blive nødvendigt at indkøbe FRR-A i DK1 som erstatning for leverancen via SK4. Foreløbig dialog med Statnett indikerer, at der vil være kapacitetsbegrænsninger, der vil have indflydelse på SK4, Dok. 14/ /9 Bilagsside 2 af 68.

4 i ca. 20 pct. af tiden. Dette er i sig selv et groft skøn, og det er derudover usikkert, i hvilket omfang dette vil påvirke leverancen af FRR-A International handel med FRR-A Energinet.dk har som erklæret mål at skabe internationale markeder for systemydelser. Dette vil bidrage til at sikre likvide konkurrenceprægede markeder til fordel for den samlede samfundsøkonomi. Specifikt for FRR-A er der i Energinet.dk's koncernstrategi for en intention om at "Energinet.dk vil udvikle det danske FRR-A marked i en retning, hvor det på sigt kan integreres i et internationalt marked". Der er en række muligheder for på langt sigt at skabe et internationalt marked for FRR-A ved at udnytte muligheder for samhandel med vores nabo-tso'er: - Udvidelse af IGCC-samarbejdet 2 til at omfatte fælles budliste og grænseoverskridende aktivering. - Fælles nordisk marked for FRR-A. Aktører i DK1 vil formentlig kun kunne deltage med aktivering, hvorimod aktører i DK2 kan deltage med både reservation og aktivering. Disse løsninger er langsigtede mål, som ikke kan forventes etableret fuldt ud inden for de næste 2-3 år. Det er imidlertid gode løsninger, som på sigt kan bidrage til at realisere det strategiske mål om internationalisering af systemydelsesmarkederne. Dette vil dog næppe kunne realiseres uden et vist dansk udbud af FRR-A. Det er erfaringsmæssigt en udfordring at etablere et samarbejde omkring fælles markeder, hvis Danmark alene bringer efterspørgsel og ikke udbud ind i det fælles marked. Den foreslåede løsning skal derfor ses som et initiativ, der skaber et fundament for en fremtidig international integration af markederne med henblik på opfyldelse af den strategiske målsætning. Fastholdelse af leveringsevne i Danmark forventes således på længere sigt at bidrage til en samfundsøkonomisk effektiv tilvejebringelse af ydelsen. 2. Udfordringer Ultimativt er formålet med reserver, at der bliver reguleret det rigtige antal MW op eller ned på det rigtige tidspunkt. For at det skal kunne lade sig gøre, er der en række forudsætninger, der skal være på plads. Det bemærkes, at forudsætningerne er successive, forstået på den måde at bortfald af en enkelt forudsætning umuliggør opfyldelse af de efterfølgende: - Anlæg: Først og fremmest skal der være en tilstrækkelig mængde anlæg tilgængelig, som udgør grundlaget for overhovedet at kunne levere reserve og/eller energi. 1 2 Det er specificeret i aftalen mellem Energinet.dk og Statnett, hvis leverancen af FRR-A via SK4 ikke er mulig som følge af netbegrænsninger på norsk side, da skal Statnett kompensere Energinet.dk for de afledte meromkostninger. IGCC står for International Grid Control Cooperation og dækker over et samarbejde mellem en række europæiske TSO'er om effektiv anvendelse af sekundære reserver (FRR-A). Det var TenneT GmbH, der tog initiativ til samarbejdet, og Danmark deltog som det første land i samarbejdet pr. 1. oktober 2011 med udligning af modsatrettede ubalancer over den jysk-tyske grænse. Dok. 14/ /9 Bilagsside 3 af 68.

5 - Reguleringsevne: Derudover skal anlæggene rent teknisk være konstrueret på en måde, så de kan regulere med den ønskede tekniske kvalitet, det vil sige krav til fx responstid og rampehastighed. - Leveringsevne: Dernæst skal anlæggets støttesystemer og den tilhørende organisation være indrettet og vedligeholdt på en måde, så aftaler om reservation og aktivering kan indgås. Dette dækker over drift og vedligehold af IT-systemer, relevante kompetencer m.m. - Reservation: Dernæst skal anlægget bringes i en driftstilstand, hvorfra det er i stand til at regulere i den ønskede retning med den ønskede mængde. Dette foregår typisk dagen i forvejen i forbindelse med planlægningen af det næste driftsdøgn. - Aktivering: Endelig skal anlægget reagere på et aktiveringssignal, som for FRR-A er et online signal, der udsendes af Energinet.dk med angivelse af retning og mængde på den ønskede regulering. Omkostninger: Incitament: Anlæg El/varme salg Reguleringsevne Teknisk forskrift Leveringsevne Dækningsbidrag Reservation Reservemarked Aktivering Energiafregning Figur 1 Sammenhæng mellem omkostningselementer i tilvejebringelse af reserve, og de tilhørende incitamenter. Energinet.dk betaler i dag for reservation og aktivering, hvorimod omkostninger til leveringsevne forventes dækket af dækningsbidrag fra reservation og/eller aktivering. Udfordringen efter idriftsættelse af SK4 er, at Energinet.dk's indkøb af FRR-A reservation i DK1 som hovedregel bortfalder, hvormed dækningsbidraget herfra til opretholdelse af leveringsevne ligeledes bortfalder. Energinet.dk foreslår derfor en alternativ indkøbsmetode, der kan sikre leveringsevnen i Danmark i form af separat indkøb af leveringsevne. 3. Metode: Indkøb af leveringsevne Leveringsevnen foreslås tilvejebragt via en månedlig auktion. De vigtigste principper i indkøbsmodellen er gengivet herunder, idet den fulde beskrivelse af fremgangsmåden vil blive specificeret i en opdateret udgave af, eller tillæg til "Systemydelser til levering i Danmark Udbudsbetingelser". Dok. 14/ /9 Bilagsside 4 af 68.

6 Aktører, der ønsker at byde på leveringsevne, og senere FRR-A reserver, skal forlods have godkendt anlæggenes tekniske egenskaber. 3.1 Mængde og budstørrelse Der udbydes i normalsituationer +/- 90 MW i DK1 og +/- 12 MW i DK2 (symmetrisk produkt). Tilbud på leveringsevne sendes pr. og angives med enheden MW med én decimal og en pris i DKK, gældende for hele buddets mængde og for hele måneden. Mindste budstørrelse er 1 MW, og maksimale budstørrelse er 50 MW. 3.2 Udvælgelse og offentliggørelse bud Bud accepteres i sin helhed eller slet ikke. Bud vælges, så behovet dækkes med mindst mulig omkostning. Afregningen sker efter pay-as-bid princippet. Alle aktører, der har afgivet bud, vil blive direkte informeret om resultatet af Energinet.dk. Herudover vil mængde og pris for alle accepterede bud blive offentliggjort på Energinet.dk's hjemmeside senest dagen efter, at auktionen har været afholdt. 3.3 Kontraktvarighed og varslingstid Leveringsevnekontrakter har en varighed på én måned, og de vil være uopsigelige for begge parter i kontraktperioden. De aktører, der har vundet kontrakt om leveringsevne, skal være i stand til at afgive bud med få timers varsel og levere FRR-A reserver med et varsel på timer, jf. afsnit Responstid og -profil De tekniske krav til FRR-A reserver er forskellige i Øst- og Vestdanmark. I Østdanmark skal anlæggene kunne levere fuldt respons inden for 5 minutter svarende til kravene i den nordiske LFC. I Vestdanmark fastholdes de nuværende betingelser, jf. "Systemydelser til levering i Danmark Udbudsbetingelser" det vil sige en responstid på 15 minutter. 4. Indkøb af FRR-A reserver I de tilfælde hvor der bliver brug for at indkøbe FRR-A reserver i DK1, foretages dette via ad hoc-udbud af reservation. Dette vil typisk ske med flere dages varsel afhængigt af belastningssituationen i Norge, planlagte revisioner m.m. I DK2 allokeres reserven efter aftale med de øvrige nordiske TSO'er afhængigt af driften af den nordiske LFC. Dok. 14/ /9 Bilagsside 5 af 68.

7 Aktører, der har indgået leveringsevnekontrakt, har ikke garanti for at levere FRR-A reserve, idet aktører uden leveringsevnekontrakt ligeledes kan tilbyde FRR-A reserve. Når Energinet.dk kender behovet for FRR-A reserver i en given periode, oplyses dette som normalt på Energinet.dk's hjemmeside, samt ved direkte besked til indehavere af en leveringsevnekontrakt og andre balanceansvarlige aktører, der er i stand til at levere FRR-A reserve. Indehavere af leveringsevnekontrakter vil derefter være forpligtede til at afgive tilbud på FRR-A reserve, svarende til den mængde der er dækket af en leveringsevnekontrakt. Derudover vil der være mulighed for frivilligt at afgive tilbud på FRR-A reserve. Der er som udgangspunkt to situationer, hvor Energinet.dk har behov for indkøb af sekundær reserve i DK1: 1. Manglende leverance via SK4 på grund af planlagt udetid 2. Manglende leverance via SK4 på grund af pludseligt opståede fejl Ved planlagt udetid vil reserverne indkøbes i god tid inden, op til flere uger før, og for hele perioden. Reserverne indkøbes gennem auktion, hvor både leverandører med og uden leveringsevnekontrakt kan byde. Leverandører uden leveringsevnekontrakt skal have opnået samme tekniske godkendelse af anlæggene, som er nødvendig for at indgå en leveringsevnekontrakt. Ved manglende leverance via SK4 på grund af fejl vil en nødprocedure træde i kraft. I nødproceduren vil indkøbet af reserver ske efter følgende prioritering: 1) Markedsbaserede løsninger (prioriteringen af 1a og 1b vil afhænge af den konkrete driftssituation): a. I et marked med både frivillige bud og bud fra indehavere af leveringsevnekontrakter b. Modhandel, hvis manglende leverance via SK4 skyldes flaskehalse, der kan afhjælpes med modhandel. 2) Andre løsninger (prioriteringen af 2a og 2b vil afhænge af den konkrete driftssituation): a. Manuelle reserver eller assistance fra Tyskland b. Beordring af leverance af FRR-A reserve på kørende anlæg, eller om nødvendigt tvangskørsel af anlæg der kan levere FRR-A reserve. Hvis behovet for indkøb af FRR-A reserver med kort varsel opstår, som beskrevet ovenfor, vil Energinet.dk udmelde behovet senest kl. 8:30 dagen før driftsdøgnet, og auktionen over FRR-A reserver vil blive afholdt om formiddagen, dagen før driftsdøgnet, jf. nedenstående Figur 2. Dok. 14/ /9 Bilagsside 6 af 68.

8 a: Fejl opstår før kl. 8:30 dagen før driftsdøgnet b: Fejl opstår efter kl. 8:30 dagen for driftsdøgnet Fejl på SK4 Fejl på SK4 Auktion Auktion Auktion Auktion Auktion Auktion Frivillige bud: Bud m. leveringsevnekontrakt: Figur 2 Eksempel på indkomne bud på reservemarkedet efter uventet udfald af SK4. Markeringer på tidslinjen angiver opdeling i driftsdøgn. I situation a har leverandørerne minimum 15 timer respit, i situation b op til 39 timer. Øvrige forhold relateret til indkøb af reserve, herunder betaling for aktivering, vil fremgå af de til enhver tid gældende udbudsbetingelser, jf. "Systemydelser til levering i Danmark Udbudsbetingelser". 5. Aktørernes kommentarer Som led i arbejdet med at udvikle en metode til indkøb af leveringsevne har Energinet.dk gennemført en offentlig høring af et 1. udkast til indkøbsmodel. Baseret på de indkomne høringssvar har Energinet.dk ændret forslaget til indkøbsmodel. De vigtigste ændringer er: 1. Udbud af årskontrakter med forhandling er erstattet af månedlige auktioner 2. Varslingstiden er nedsat fra 3 døgn til ca. 1 døgn 3. Responstiden i DK1 er øget fra 5 minutter til 15 minutter. De samlede kommentarer fra aktørerne og Energinet.dk's reaktion herpå fremgår af "Høringsnotat vedrørende leveringsevnekontrakter til sekundær reserve i DK1 og DK2". 6. Økonomiske konsekvenser I forhold til en situation, hvor de nuværende leverandører afvikler leveringsevnen, indebærer metoden udgifter til at indgå leveringsevnekontrakter, som må forventes at være på et niveau, hvor aktørernes omkostninger til drift og vedligehold af IT-systemer og andre støttesystemer, relevante kompetencer m.m. dækkes. Det forventes ikke, at omkostninger til at holde anlæg varme eller rullende indgår i omkostningen til opretholdelse af leveringsevne. Da det er en nyt produkt, som indkøbes, kan omkostningerne ikke forudsiges med stor nøjagtighed, og det følgende er derfor baseret på et skøn. Omkostningerne er vurderet ved at analysere priserne i det eksisterende FRR-A marked i forhold til en teoretisk alternativomkostning ved reservation af anlæg i spotmarkedet. Derudover er omkostningerne blevet estimeret i forhold til et tilsvarende udbud, der er gennemført i Norge i 2012, hvor den samlede pris blev 12 mio. NOK for ca. 300 MW leveringsevne fordelt på 5 aktører i 1 år. Dok. 14/ /9 Bilagsside 7 af 68.

9 Omkostningerne estimeres til: Omkostningsestimat (alle tal i mio. DKK/år) DK1 FRR-A leveringsevne (90 MW) 5-10 DK2 FRR-A leveringsevne (12 MW) 2-4 Samlet omkostning 7-14 Ved etablering af leveringsevnekontrakter sikres et tilstrækkeligt udbud i de situationer, hvor Energinet.dk vil foretage et ad hoc-indkøb af reserven. Det kan forventes, at prisen i disse ad hoc-indkøb dermed bliver lavere, hvilket i visse tilfælde vil reducere Energinet.dk's nettoudgift til indkøbet. Denne effekt er dog usikker og ikke indregnet i ovenstående estimater. Omkostningerne til leveringsevnekontrakter opkræves hos elforbrugerne via systemtariffen. Med et samlet elforbrug på 35 TWh og en udgift på 14 mio. DKK vil påvirkningen af systemtariffen ligge i størrelsesordenen 0,04 øre/kwh. 7. Tidsplan Det forudsættes, at Energitilsynet skal bruge ca. ½ år på behandling af nærværende metodeanmeldelse. Når der foreligger en afgørelse, skal aktørerne som minimum have 3 måneder til implementering mv. Indkøb af leveringsevne forventes dermed at kunne begynde i efteråret I DK1 er det forventningen, at leveringer af FRR-A vil kunne finde sted umiddelbart efter, at auktioner af de første leveringsevnekontrakter har fundet sted. I DK2 er Energinet.dk indstillet på, i dialog med markedsaktørerne, at acceptere en længere implementeringstid, idet ingen aktører i udgangssituationen har etableret den nødvendige funktionalitet for levering af FRR-A Metodegodkendelse Implementering Udbud af FRR-A leveringsevne Ad-hoc indkøb af FRR-A reserve Go = fortsættelse af udbud af leveringsevne Evaluering +ad-hoc indkøb No go = (gen)opstart af DK1 indkøb 90 MW indkøb i DK1 90 MW indkøb i DK1 Figur 3 Tidsplan for udbud af leveringsevnekontrakter. Dok. 14/ /9 Bilagsside 8 af 68.

10 Forløbet af indkøbet vil i 2016 afhænge af Energitilsynets evaluering af reservationen på SK4, som skal gennemføres efter 1 års drift i henhold til tidligere godkendelse. Herudover bemærkes, at der under alle omstændigheder vil være en overgangsperiode, hvor leveringsevnekontrakterne endnu ikke er indgået, men hvor der er et potentielt behov for ad hoc-indkøb af FRR-A reserver i DK1. Alene Energinet.dk's udmelding om, at et udbud af leveringsevnekontrakter er på vej, vil dog formentlig have en effekt på aktørernes opretholdelse af leveringsevne. Dette betyder, at den positive virkning kan indtræde væsentligt før starten af selve leveringsevnekontrakten. Dette kan bidrage til at sikre leveringsevnen i overgangsperioden, hvor eneste indkøbsmetode ellers er ad hoc-indkøbene. Dok. 14/ /9 Bilagsside 9 af 68.

11 Bilag 2 of 1. Notat Emne Til Kopi Fra Vedr. Leveringsevnekontrakter til sekundær reserve i DK1 og DK2 Henning Parbo, Energinet.dk Svar på høringspapir DONG Energy Thermal Power A/S Nesa Allé Gentofte Denmark Tlf Fax CVR-nr Sammenfatning DONG Energy takker for muligheden for at kommentere på Energinet.dk's forslag til etablering af nye leveringsevnekontrakter for sekundær reserve i DK1 og DK2. Det nye initiativ er nødvendiggjort af den forestående nedlæggelse af selve FRR-A markedet i DK1 ifm. idriftsættelsen af SK4 og en aftale indgået med Statnett om ensidigt indkøb af reserven i Norge. DONG Energy anser nedlæggelsen af FRR-A reservemarkedet i DK1 og processen herfor som uheldig og kritisk i forhold til danske kraftværkers økonomi. Initiativet øger behovet for modsatrettede tiltag for at bevare kraftværkskapacitet i Danmark i Energinet.dk s arbejde med en ny markedsmodel. 27 Oktober 2014 Our ref.: RASKY Doc. No.;. Project No.: Responsible: RASKY QA: Accepted: PEDKO rasky@dongenergy.dk Tel.: Samtidig kan vi konstatere, at grundlæggende forudsætninger i Energinet.dk s beslutningsgrundlag - herunder generelt øget adgang til det tyske marked på tidspunktet for markedslukningen i DK1 - ikke er til stede. Faktisk er muligheden for adgang til det tyske marked blevet markant forringet, eftersom den tilgængelige kapacitet på forbindelserne er faldende og forventes at være det de næste mange år. Vi vurderer ikke, at der vil ske en væsentlig markedsåbning mod hverken Tyskland eller Norden inden for de næste 5 år. Alt i alt er afsætningen af FRR-A reserver i DK1 og DK2 ekstremt usikker. Energinet.dk henviser i afsnit 1.2 til 3 initiativer, som på sigt kan vise sig attraktive for danske aktører. DONG Energy støtter op om initiativerne, og vi er enige i, at dette er vigtige initiativer. Vi må dog desværre konstatere, at alle 3 initiativer har været på dagsordenen de seneste 5-10 år uden større fremdrift. Og vi har desværre svært ved at tro på, at der sker noget konkret de næste 5-10 år. Initiativerne vurderes derfor som utilstrækkelige. Den langsomme integration af markederne for systemydelser som FRR-A har betydning for den hastighed, hvormed det er nødvendigt at harmonisere markeder. Man skal i den forbindelse være opmærksom på, at harmonisering indebærer omkostninger for aktører. Beslutninger om harmonisering bør derfor træffes på baggrund af impact assessments. En fuld harmonisering med et andet lands markedsregler kan indebære store omkostninger, som ikke bør tages, før markedsintegrationen er en realitet. Denne tilgang forhindrer også, at man harmo- Page 1/3 Bilagsside 10 af 68.

12 niserer mod regler nu, som ændrer sig, inden vi får adgang til markedet. Vi støtter en gradvis harmonisering mod de markeder, som vi nærmer os. Energinet.dk skriver i høringspapiret, at der fortsat er forhold, som gør det nødvendigt at opretholde FRR-A reserver i DK1, men mængde og omfang er uklart. På den baggrund har Energinet.dk inviteret de balanceansvarlige aktører til en åben dialog om mulige løsninger. DONG Energy vil gerne understrege, at det er et forløb, vi har oplevet som positivt og konstruktivt, og vi kan konstatere, at Energinet.dk har taget initiativ til en løsning, som kan skabe fundamentet for, at danske FRR-A reserver opretholdes. Det er positivt, om end det er vanskeligt på det foreliggende grundlag at vurdere, om initiativet er tilstrækkeligt. I de følgende afsnit har vi en række uddybende kommentarer og forslag. Såfremt Energinet.dk har behov for eller ønske om at få uddybet høringssvaret, stiller vi naturligvis gerne op, ligesom vi meget gerne vil indgå i det videre samarbejde. 2. Leveringsevnekontrakter Energinet.dk præsenterer i høringspapiret en løsning med leveringsevnekontrakter som incitament for at opretholde reserver i DK1 og etablere reserver i DK2. DONG Energy er positive overfor forslaget og anser løsningen som et godt bud på en form for marked i perioden, mens SK4-aftalen er i drift. Med det nærværende materiale er det dog uklart, hvordan de 3 markeder (leveringsevnekontrakter, reservation og aktivering) spiller sammen, hvilket kan være en udfordring, når der skal afgives bud på leveringsevnekontrakter. Helt generelt bifalder vi Energinet.dk's tilgang om øget markedsintegration og er positive overfor en harmonisering af gældende krav i naboområderne. Øget internationalisering og harmonisering er en central del af Energinet.dk's nuværende strategi for systemydelser, hvilket vi bakker op om. Et første skridt mod en harmonisering er at tilpasse responstiden til 5 minutter, hvilket virker fornuftigt og rigtigt i betragtning af, at det er gældende responstid i hhv. Tyskland og for Norden, som det ser ud pt. En endelig harmonisering, herunder specifikke krav til leveringsprofilen i tidsrummet 0-5 minutter samt kravet om 30 sekunders dødtid vil vi dog på det stærkeste fraråde på nuværende tidspunkt med baggrund i følgende: Der er pt. forskel i leveringsprofilen i tidsrummet 0-5 minutter i hhv. Tyskland og Norden, og det vil derfor være uhensigtsmæssigt at lægge sig fast på en bestemt profil, da ingen af markederne er åbne for danske aktører. Kravet om regulering efter 30 sekunders dødtid gælder pt. i Tyskland, men kan være ændret, når markedsåbningen er en realitet. Hvis kravet Page 2/3 Bilagsside 11 af 68.

13 opretholdes i det nuværende udbud, vil det reducere udbuddet af primære reserver i Danmark betydeligt, samt kræve investeringer og implementeringstid hos nogle aktører i DK1. Dette forekommer unødvendigt for nærværende. Energinet.dk har i materialet præsenteret en ambitiøs tidsplan, hvilket vi hilser velkomment. Vi vil gøre vores til at alle milepæle overholdes og opfordrer Energinet.dk til at gøre det samme. Der er i tidsplanen ikke afsat tid til eventuelle implementeringer, hvilket understøtter, at det udelukkende er responstiden, der harmoniseres for nærværende. I DK2 skal reserverne først etableres - for at leve op til tidsplanen vil vi derfor anbefale, at reserverne i første omgang kan leveres fra DK1, frem til reserverne er endeligt etableret. Vi har nogle konkrete kommentarer til udbudsbetingelserne, hvilket vi vil liste i næste afsnit. 3. Udbudsbetingelser Generelt: Det er uklart, hvordan udbudsbetingelserne hænger sammen med de generelle udbudsbetingelser for "Systemydelser til levering i Danmark" Afsnit 3.1 "nødforanstaltninger" bedes uddybet/beskrevet nærmere Afsnit 3.1 Det bør overvejes om omfanget af aktiveringen har betydning for kvaliteten af leveringsevnekontrakten Afsnit 6.1 Det er uklart om leveringsevnekontrakten skal være symmetrisk/asymmetrisk Afsnit 6.4 Niveauet af en incitamentsordning og hvordan manglende leverancer håndteres bør beskrives nærmere Afsnit 7 En præcisering af vilkårene for reservationen (herunder, tidskrav, markedsdesign, "frivillige bud" mm.) ønskes Afsnit 7 Der ønskes en uddybning af, hvordan Energinet.dk fastlægger de mængder, der indkøbes og til hvilke kriterier Afsnit 7.3 Det skal specificeres, at der udelukkende stilles krav om, at den tilbudte mængde reserve skal kunne leveres indenfor fem minutter, og at der ikke stilles krav til leveringsprofilen fra 0-5 minutter Afsnit 7.3 Afsnittet "Der tillades en dødtid på 30 sekunder, før anlægget skal begynde at levere regulering" bortfalder Afsnit 7.3 Det er uklart, hvilket markedsdesign, herunder tekniske krav til aktiveringen, der vil være gældende i DK1, når SK4-aftalen ophører Page 3/3 Bilagsside 12 af 68.

14 Energinet.dk Tonne Kjærsvej Fredericia Att: Henning Parbo Dok. ansvarlig: CDW Sekretær: ILA Sagsnr: Doknr: d oktober 2014 Høringspapir til leveringsevnekontrakter til sekundær reserve i DK1 og DK2 Dansk Energi har modtaget Energinet.dk s udkast til model for leveringsevnekontrakter til sekundær reserve i DK1 og DK2 og takker for muligheden for at give vores holdninger tilkende. Baggrunden for denne høring udspringer af Energinet.dks beslutning om ikke længere at indkøbe sekundær reserve i DK1, men alene at indkøbe sekundær reserve igennem norske Statnett. Som følge af beslutningen lukker afsætningsmulighederne for danske producenter, og der er ikke etableret tilsvarende mulighed for at kunne konkurrere på det norske marked, eller etableret mulighed for at kunne konkurrere på andre nabomarkeder. Dansk Energi betragter denne beslutning om markedslukning som kritisabel, fordi det skader danske producenters markedsmæssige muligheder. Usikkerheder forbundet med leverancer fra Statnett betyder dog, at Energinet.dk har et behov for at sikre yderligere mulighed for levering af sekundær reserve fra kraftværker i Danmark. Formålet med leveringsevnekontrakten er netop at lappe på dette forhold. Dansk Energi vurderer, at det fortsat er uklart, hvordan modellen kommer til at påvirke konkurrencen på markedet på sigt, baseret på Energinet.dks høringspapir og dialog på aktørmøder. Det skyldes særligt, at høringsnotatet åbner mulighed for, at den indkøbte mængde leveringsevne er mindre, end hvad der er tilgængelig i dag. Indkøbes der på kort sigt for lidt leveringsevne, skades konkurrencen mellem producenterne på det lidt længere sigte. Samtidig synes der ikke at være mange fortilfælde med markeder, som deler den foreslåede struktur med opdeling i leveringsevne, reservation og aktivering. Samlet set er der tale om en øget grad af usikkerhed omkring markedsrammerne. Høringsnotatet beskriver alene indkøbsform for sekundær reserve, selvom Energinet.dk også forventer at sikre leverancer af primær reserve over SK4. Derfor bedes Energinet.dk oplyse, hvordan de nødvendige primære reserver forventes tilvejebragt ved udetid på SK4 og dermed manglende leverancer ad den vej. I forlængelse af ovenstående indledende bemærkninger om den foreslåede model, vil Dansk Energi gerne fremhæve en række mere konkrete forhold i det fremsendte høringsnotat. Bilagsside 13 af 68.

15 2 Indkøb i overgangen mellem nuværende og kommende model Tidsmæssigt forventer Energinet.dk, at der kan ske udbud efter ny leveringsevnekontraktmodel fra efteråret Samtidig fremgår det af høringsnotatet, at nuværende marked for indkøb af Energinet.dk s indkøb af sekundær reserve ophører primo Det efterlader et tidsrum på ca. 9 måneder, hvor Energinet.dk udelukkende baserer forsyningssikkerheden på ad hoc indkøb af energiaktivering. I høringspapiret synes Energinet.dk at anerkende, at både reservation og leveringsevne er værdifulde egenskaber. I den mellemliggende periode er der imidlertid ikke et marked, som kan aflønne omkostninger til reservation (drift af værker der tillader produktion af energikomponenten), ligesom der ikke er et marked, der kan aflønne leveringsevne (anlæggets ITsystemer, kompetencer i medarbejder staben mv). Dette hul i markeds-kontinuiteten er en urimelig udhuling af markedsaktørernes indtjeningsgrundlag også selvom det alene forventes at være 9 måneder. Derfor indstilles det, at indkøbet på det nuværende marked fortsættes indtil leveringsevnekontrakterne er klar til levering. Dansk Energi beder derfor Energinet.dk præcisere, hvorvidt den nuværende model løber indtil den nye model kan træde i kraft, eller præsentere argumenter for, at ydelserne reservation og leveringsevne ikke ydes aflønning i den mellemliggende periode. Indkøbsprocedure Dansk Energi stiller sig uforstående overfor, at der i de beskrevne udbudsbetingelser lægges op til indkøb via udbud med forhandling. Dansk Energi mener, at marginalprissætning er den korrekte metode at lægge til grund for prisdannelsen, som også fremhæves som den normalt foretrukne afregningsmetode i Energinet.dk s eget konceptpapir om indkøb af strategiske reserver i DK2. Hvis det ikke vurderes muligt at gennemføre indkøbet som marginalprissætning, bør høringsnotatet som minimum give en mere fyldestgørende argumentation for valget. Udbudsmaterialet bør samtidig sikre klar definition af hvilke kriterier og deres indbyrdes vægtning, der ligger til grund for, hvorvidt aktørerne opnår tilslag på leveringsevnekontrakten. Det fremsendte høringsnotat synes ikke at indeholde disse overvejelser på nuværende stadie. Det er værd at overveje muligheden for at gøre en del af indkøbet af leveringsevne korterevarende kontrakter, eksempelvis på uge- eller månedsbasis, i stedet for alene at indkøbe leveringsevne på årskontrakter. Korterevarende kontrakter gør det i højere grad muligt for eventuelle nye aktører at komme ind på markedet, ligesom eksisterende aktører har bedre mulighed for at byde ind under hensyntagen til de begrænsninger, som eksempelvis fjernvarmeproduktion lægger på værkernes mulighed for at tilbyde leveringsevne. Ideen kan illustreres ved, at et samlet indkøb på 150 MW opdeles, så der indkøbes fx 75 MW på lange kontrakter af ét års varighed, og de øvrige 75 MW indkøbes på korterevarende kontrakter i blokke af fx 5 MW. Indkøbets størrelse Energinet.dk skriver, at der udbydes mellem 90 MW og 150 MW leveringsevnekontrakt i DK1. I den forbindelse vil Dansk Energi gerne fremhæve, at der i udbudsmaterialet bør fastlægges en konkret indkøbsmængde. Uden en fastlagt indkøbsmængde synes der at være Bilagsside 14 af 68.

16 3 risiko for, at det er kortsigtede budgethensyn, der kan veje tungere end hensynet til at fastholde passende udbud på den lidt længere bane. Samme problemstilling gør sig gældende for kommende indkøb i DK2, hvor Energinet.dk forventer et indkøb op til 30 MW. Samtidig vil Dansk Energi gerne gøre opmærksom på, at det i fastlæggelsen af størrelsen på det endelige indkøb, bør veje tungt, at der fastholdes en sund balance mellem udbud og efterspørgsel for at sikre et velfungerende marked. Indkøb af 90 MW alene på leveringsevnekontrakt medfører risiko for, at det samlede udbud reduceres, så der alene vil være 90 MW til rådighed til at møde behovet på 90 MW, når reservationen på SK4 udløber, og at man dermed har guidet markedet i retning af en monopol-lignede tilstand. Samtidig mener vi ikke, at et indkøb på 90 MW er tilstrækkeligt til at møde Energinet.dk s behov, der i perioder, senest september 2014, har ligget på 140 MW. Håndtering af udetid og eventuelt bod Høringsnotatet beskriver ikke hvordan uplanlagt udetid på kraftværkerne håndteres, således at der ikke kan lægges bud på rådighed. Det er nødvendigt, at der er klare rammer for, hvordan udetid på kraftværkerne håndteres, da kraftværker kan rammes af uforudsete hændelser. Samtidig er det vigtigt, at eventuel tilbagebetaling til Energinet.dk for manglende leverance/bud på rådighed på den ene side sikrer tilstrækkelige incitamenter, til at leve op til den forpligtelse der er indgået, men samtidig ligger på et niveau, der ikke forhøjer buddene som følge af en højere indlagt risikopræmie. Det bør præciseres i udbudsmaterialet, at en aktør der ikke kan opfylde leveringsevneforpligtelsen alene mister betaling for den udeblevne periode, eksempelvis 2 dage, og ikke mister den samlede betaling over leveringsevnekontraktens samlede varighed. Høringsnotatet fremfører, at det er Energinet.dk, der har den fulde diskretion i forhold til vurdering af manglende opfyldelse af kontraktmæssige forpligtelser, og at det er Energinet.dk, der alene udmåler bodsbetalingen. Dansk Energi mener, at der bør være mulighed for involvering af 3. part i denne proces, eller fastlagt procedure for dialog i sådanne situationer. Nødforanstaltninger og sammenhæng med indkøb ved planlagt udetid. Samtidig imødeser Dansk Energi en præcisering af de nødforanstaltninger som Energinet.dk beskriver i forbindelse med forudsete hændelser, fx pludselige fejl i SK4-forbindelsen. Indkøb af reserve bør ske på et marked og ikke som tvangskørsler selv når der er tale om såkaldte nødforanstaltninger. Det er i den forbindelse vigtigt, at indkøbet i disse nødsituationer foregår på et transparent grundlag, herunder mere klar definition af, hvad der karakteriseres som nødforanstaltninger, og hvad der karakteriseres som planlagte afbrud. Samtidig bør det sikres, at begge former for indkøb sker på samme markedsplads, for at sikre at markedet uanset om indkøbet er planlagt eller som følge af nød bliver så ensartet som muligt. Med venlig hilsen Dansk Energi Christian Dahl Winther Bilagsside 15 af 68.

17 Energinet.dk Tonne Kjærsvej Fredericia Mail: Dansk fjernvarmes høringssvar om høringspapir til leveringskontrakter til sekundær reserve DK1 og DK2 Dansk Fjernvarme har d. 1. oktober 2014 modtaget ovennævnte udkast til høring og har følgende kommentarer. 17. oktober 2014 jt Generelt Dansk Fjernvarme støtter de intentioner der ligger om internationalisering og i at aktører i nabolande skal have lige mulighed for at elektricitet og systemydelser til hinanden. Det anføres at kontrakterne indgås med en varselstid for leverance af sekundær reserve på 3 dage. Dansk Fjernvarme savner i materialet en vurdering af hvor ofte det kan forventes at der bliver behov for sekundære reserver. I udbudsbetingelserne er angivet et udbud med en prækvalifikationsrunde. Der savnes en beskrivelse af betingelserne for denne prækvalifikation, idet Dansk Fjernvarme ikke på det foreliggende materiale kan vurdere hvem der evt. kunne tænkes at kunne deltage. Det angives tillige at tilbuddet kan opdeles i blokke, men der savnes en indikation af hvor store/små disse blokke kunne tænkes at blive. Dansk fjernvarme forstår ikke hvad der menes med at tilsagn i udbuddet for sekundær reserve kan tælle som en afprøvning under punkt 6.4 Afprøvning. Dansk Fjernvarme har ikke yderligere bemærkninger. Med venlig hilsen John Tang Chefkonsulent Dansk Fjernvarme jt@danskfjernvarme.dk Tlf Bilagsside 16 af 68.

18 Høringssvar - Vattenfall.txt Fra: Henning Parbo <HEP@energinet.dk> Sendt: 29. oktober :38 Til: Peter Markussen; Preben Nyeng Emne: Høringssvar - Vattenfall Prioritet: Høj Fra: Kenneth.Nielsen@vattenfall.com [mailto:kenneth.nielsen@vattenfall.com] Sendt: 29. oktober :35 Til: Henning Parbo Cc: SorenMeinertz.Knudsen@vattenfall.com Emne: RE: Forslag i høring: Udbud af leveringsevnekontrakter til sekundær reserve i DK1 og DK2 Prioritet: Høj Hej Henning Vattenfall har givet input til høringen gennem DE, men vælger også at sende input parallelt til En.Dk. Så inputtet her har samme kronologi som papiret fra DE. 1) Indkøb i overgangen mellem nuværende og kommende model Vi kan som leverandør ikke opretholde leveringsevnen med baggrund i en eventuel kontrakt for leveringsevne der ligger 9 måneder ude i fremtiden. Vi har løbende udgifter, dels teknisk som kompetencemæssigt der behøver dækning. Ser derfor en udfordring, at fald TSO har behov for ad hoc indkøb i denne mellemliggende periode har de ikke et sikkert grundlag for at kunne erhverve ydelsen fra Vattenfall. Vattenfall støtter op om forslaget i DE papiret, at opretholde et indkøb indtil leveringsevne bliver en realitet. 2) Indkøbsprocedure Hvad er baggrunden for at det ikke er marginalprissætning der vil ligge til grund for prisen? Indkøb via forhandling, menes der med dette at En.Dk vil imødekomme følgende udfordringer? - Skal Vattenfall give tilbud på én mængde med varighed på 1 år. Vil vi fra Vattenfall portefølje blive begrænset til omtrent 50% af den ydelse vi vil kunne tilbyde i 2/3 af året. Forstået således at vi i 2/3 af året kan tilbyde den i dag efterspurgte mængde på +/-94MW. I de 4 mest kritiske vintermåneder vil vi være bundet op af fjv behov, der betyder en væsentlig reduktion. - Vattenfall lægger op til en budstruktur der bygges op af en basismængde (kan dækkes under vinteren) der kan tilbydes over hele året, med tillæg af yderligere MW blokke i resterende ca 2/3 af året. Dette eventuelt i yderligere blokke af 10MW blokke (rabat ved tilsagn på flere blokke). 3) Indkøbets størrelse Synes dette er en rigitg god pointe: Indkøb af 90 MW alene på leveringsevnekontrakt medfører risiko for, at man guider markedet i retning af en monopol-lignede tilstand, når reservationen på SK4 udløber, fordi der alene vil være 90 MW til rådighed til at Side 1 Bilagsside 17 af 68.

19 møde behov et på 90 MW. Høringssvar - Vattenfall.txt 4) Håndtering af udetid og eventuelt bod Vattenfall ønsker tydeliggjort : Afsnit 6.5 Leverandører, der ikke kan opfylde leveringsevneforpligtelsen, vil ikke modtage betaling for leveringsevne i den pågældende periode. At dette forstås som den periode man ikke leverer, ex 2 dage blot reduceres ligefremt for denne udeblevne periode. Er leveringsevnen kun delvist reduceret, reduceres rådighedsbetalingen forholdsmæssigt, svarende til de manglende MW. Yderligere 6.5. At man reduceres i forhold til den kontrol TSO udfører, mener vi nu er rimeligt nok. Det er klart at der skal være en straf for leverandør der ikke meddeler TSO om evt manglende evne, for at spare betalingsreduktion. 5) Nødforanstaltninger og sammenhæng med indkøb ved planlagt udetid. Vattenfall deler klart at få defineret hvad der forstås ved nødforanstaltninger? - Er dette krav fra TSO til en aktør at stille reserven til rådighed? dette både i situation om man har kontrakt på evnen eller ej? - Vattenfall vil som aktør meget gerne stille op med en reserve ad hoc, hvis vi evner. Dette både ved værk i drift samt ved evt. stoppet værk. Men vi kan som aktør ikke gøre dette under nuværende forhold med den ad hoc beregning, der findes i dag på tvangskørsel - eller nærmere, mangel på samme. Prisen for denne ydelse må være en fri konkurrence pris hvordan TSO vil efterspørge denne i markedet, må diskuteres nærmere. Men vi vil som aktør sagtens kunne stille med en ad hoc pris på evt. nødleverance på et hvert tidspunkt. I tilfælde, hvor der ikke er flere end een byder, og Energinet.dk ønsker en specificeret faktura, vil en sådan faktura indeholde vores fulde omkostninger til brændsel, CO2, drift- og vedligeholdelse, administration, afskrivninger og afkast til ejeren. Disse omkostninger er ligeledes grundlag for vores bud i fri konkurrence. Posterne er udtryk for Vattenfalls og også andre virksomheders omkostninger og derfor rimelige i følge Vattenfalls tolkning af Elloven. 6) Aktiveringsvarsel Punkt 7.3 (tekniske egenskaber) Vattenfall opfatter skærpede krav på 5-minutter leverance som forløber til integrerede markeder for afrr. Ved dette skærpede krav på leverance indenfor 5-minutter, reducerer væsentligt vores udbudte mængde af reserve. Vi ser ingen grund til at indføre dette før vi reelt er eksponeret for muligheden af internationale markeder, med mindre der argumenter af teknisk karakter der dikterer dette. Kan ikke forstå sammenhængen mellem gældende udbudsbetingelser og denne nye skærpelse. Det er Side 2 Bilagsside 18 af 68.

20 tvetydigt. Høringssvar - Vattenfall.txt Mvh kenneth From: Henning Parbo [mailto:hep@energinet.dk] Sent: Wednesday, October 01, :34 PM To: Henning Parbo Cc: Peter Markussen; Peter Bruhn Subject: Forslag i høring: Udbud af leveringsevnekontrakter til sekundær reserve i DK1 og DK2 Til: Produktionsbalanceansvarlige aktører m.fl. I forbindelse med idriftsættelse af den nye Skagerrak 4 forbindelse bortfalder behovet for dagligt indkøb af sekundære reserver (LFC) i Vestdanmark for en periode. Det er imidlertid Energinet.dk s intention at udvikle det danske marked for sekundær reserve i en retning, hvor det på sigt kan integreres i et internationalt marked. Som led i denne strategi er det nu planen at udbyde såkaldte leveringsevnekontrakter i forbindelse med sekundære reserver. I vedlagte papir er begrebet nærmere defineret og der er givet forslag indkøbsmetode mv. Papiret henvender sig i første række til de balanceansvarlige aktører, som enten har etableret eller overvejer at etablere anlæg og systemer til levering af sekundære reserver. Den videre plan er at bringe forslaget til Energitilsynet med henblik på metodegodkendelse. Vi skal på den baggrund anmode om jeres kommentarer til forslaget. Eventuelle kommentarer bedes fremsat skiftligt enten via mail til hep@energinet.dk eller brev til Energinet.dk, att.: Henning Parbo, Tonne Kjærsvej 65, 7000 Fredericia, så de er os i hænde senest onsdag, den 29. oktober Eventuelt uddybende spørgsmål til papiret bedes rettet til Henning Parbo, tlf Med venlig hilsen Henning Parbo Energinet.dk Side 3 Bilagsside 19 af 68.

21 emd svar høring endk.txt Fra: Anders Andersen Sendt: 11. oktober :02 Til: Henning Parbo Cc: Peter Markussen; Peter Bruhn Emne: RE: Forslag i høring: Udbud af leveringsevnekontrakter til sekundær reserve i DK1 og DK2 Vedhæftede filer: Participation on the German secondary reserve - 6 oct.docx Så kom artiklen også med. /Anders From: Anders Andersen Sent: 11. oktober :00 To: 'Henning Parbo' Cc: Peter Markussen; Peter Bruhn Subject: RE: Forslag i høring: Udbud af leveringsevnekontrakter til sekundær reserve i DK1 og DK2 Hej Henning Nogle få kommentarer/spørgsmål til dit papir. Du skriver på side 2: I 2008 indgik Energinet.dk en aftale med Statnett om udveksling af reserver over SK4. Aftalen indebærer, at der leveres 100 MW sekundær reserve over SK4 til DK1. Aftalen er 5-årig, regnet fra 1. januar Eldirektivet lægger ikke op til TSO er har produktionsanlæg, så jeg forventer, at det er en kort måde at skrive på, at I har indgået aftale med Statnett om at indkøbe sekundær reserve i Norge, som I via en online kontakt til Statnett kan bede dem om at aktivere? Du skriver på side 3: Specifikt for den sekundære reserve er der en intention om, at Energinet.dk vil udvikle det danske marked for sekundær reserve i en retning, hvor det på sigt kan integreres i et internationalt marked. Jeg forventer, du er opmærksom på at den tyske sekundærreserve er organiseret asymmetrisk (således at man kun behøver at give bud den ene vej), week ahead og opdelt i HT-timer og NT-timer. Så jeg håber du som minimum mener at I vil udvikle det danske marked for sekundær reserve til denne mere overkommelige organisering, end symmetrisk month ahead. Du skriver på side 5: Kontrakterne indgås med en varselstid for leverance af sekundær reserve på 3 dage I Tyskland er varselstid 4 dage. De afgiver bud om onsdagen for den kommende uge, så når I skriver at I vil udvikle det danske marked for sekundær reserve i en retning, hvor det på sigt kan integreres i et internationalt marked, kunne I vel ligeså godt give anlæggene 4 dage. Til din inspiration har jeg vedhæftet en artikel om en budmetode for decentrale anlægs bud på tysk sekundærreserve. Det kræver bl.a. at motoren er i drift i de perioder, hvor anlægget har vundet. Artiklen vil snart blive indsendt og er skrevet af en PhD, jeg er vejleder for. Du kan se min formulering af hans research question, her Side 1 Bilagsside 20 af 68.

22 emd svar høring endk.txt ity-markets Der er bestemt plads til forbedring af hans budmetode, men den sætter tingene til debat. Lige et afsluttende spørgsmål. I skriver på PROJEKTER/Nyheder/Sider/Energinet-dk-andrer-indkob-af-systemydelser.aspx at I også vil få leveret primære reserver på Skagerrak 4 forbindelsen til Vestdanmark. Er det virkeligt korrekt at en jævnstrømsforbindelse kan formidle primære reserver? /Anders From: Henning Parbo [mailto:hep@energinet.dk] Sent: 1. oktober :34 To: Henning Parbo Cc: Peter Markussen; Peter Bruhn Subject: Forslag i høring: Udbud af leveringsevnekontrakter til sekundær reserve i DK1 og DK2 Til: Produktionsbalanceansvarlige aktører m.fl. I forbindelse med idriftsættelse af den nye Skagerrak 4 forbindelse bortfalder behovet for dagligt indkøb af sekundære reserver (LFC) i Vestdanmark for en periode. Det er imidlertid Energinet.dk s intention at udvikle det danske marked for sekundær reserve i en retning, hvor det på sigt kan integreres i et internationalt marked. Som led i denne strategi er det nu planen at udbyde såkaldte leveringsevnekontrakter i forbindelse med sekundære reserver. I vedlagte papir er begrebet nærmere defineret og der er givet forslag indkøbsmetode mv. Papiret henvender sig i første række til de balanceansvarlige aktører, som enten har etableret eller overvejer at etablere anlæg og systemer til levering af sekundære reserver. Den videre plan er at bringe forslaget til Energitilsynet med henblik på metodegodkendelse. Vi skal på den baggrund anmode om jeres kommentarer til forslaget. Eventuelle kommentarer bedes fremsat skiftligt enten via mail til hep@energinet.dk eller brev til Energinet.dk, att.: Henning Parbo, Tonne Kjærsvej 65, 7000 Fredericia, så de er os i hænde senest onsdag, den 29. oktober Eventuelt uddybende spørgsmål til papiret bedes rettet til Henning Parbo, tlf Med venlig hilsen Henning Parbo Energinet.dk Side 2 Bilagsside 21 af 68.

23 Small-scale CHP as balancing reserves for wind The case of participation on the German secondary control reserve Peter Sorknæs a1, Henrik Lund b, Anders N. Andersen c, Peter Ritter d a Department of Development and Planning, Aalborg University, Vestre Havnepromenade 9, DK Aalborg, Denmark; sorknaes@plan.aau.dk b Department of Development and Planning, Aalborg University, Vestre Havnepromenade 9, DK Aalborg, Denmark; lund@plan.aau.dk c EMD International A/S, NOVI Science Park, DK-9200 Aalborg Ø, Denmark; ana@emd.dk d EMD Deutschland GbR,,, ; pr@emd.dk Abstract Increasing amounts of intermittent renewable energy sources (RES) are being integrated into energy systems worldwide. Due to the nature of these sources, they are found to increase the importance of mechanisms for balancing the electricity system. Small-scale CHP plants based on gas has shown to be able to participate in the electricity system balancing, and can hence be used to facilitate an integration of intermittent RES into electricity systems. Within the EU electricity system balancing reserves have to be procured market-based. In this paper the ability and challenges of a small-scale CHP plant on natural gas to participate in the German balancing reserve for secondary control is investigated. It is found that CHP plants have to account for more potential losses, than traditional power plants. However, it is also found that the effect of these losses can be reduced by an increased flexibility of the CHP unit. Abbreviations CHP = Combined heat and power DH = District heating TSO = Transmission system operator HT = Hochtarif NT = Niedertarif MOL = Merit order list NHPC = Net heat production cost PCR = Primary control reserve SCR = Secondary control reserve 1 Corresponding Author; Tel: Bilagsside 22 af 68.