Markedsarbejdsgruppemøde

Transkript

1 Markedsarbejdsgruppemøde 24. September september 2015 Markedsarbejdsgruppe 1

2 1 Velkommen Markedsarbejdsgruppemøde den 24. september 2015 Udkast til dagsorden 2 Mandat Diskussion og færdiggørelse af udkast til mandat for Markedsarbejdsgruppen 3 Forordning CACM (capacity allocation and congestion management) Generel status: tidsplan, høringer mm. Status og det videre arbejde i Capacity Calculation Regions Status for udnævnelse af NEMO er (børser med ansvar for at udføre day ahead og intraday markedskobling), herunder mulighed for flere NEMO er i samme prisområde 4 Opfølgning på anbefalet aktivitet i Markedsmodel 2.0 slutrapport Hævelse af prislofter: Analyse af hvilket prisloft, der skal foreslås 5 Implicit nettab Diskussion af forslag til implementering af implicit nettab på de danske udlandsforbindelser Materiale udsendes den 17. september Præsentation på mødet Materiale udsendes den 17. september Materiale udsendes den 17. september 24. september 2015 Markedsarbejdsgruppe 2

3 Pkt. 2: Mandat Fra udkast til mandat: Emner vil hovedsageligt være inden for følgende hovedområder: Gennemførelse af forordning Capacity Allocation and Congestion Management (CACM) Gennemførelse af forordning Forward Capacity Allocation (FCA) Opfølgning på aktiviteter identificeret i Markedsmodel 2.0 slutrapport Markedsudvikling generelt Andre emner der bør være med? 24. september 2015 Markedsarbejdsgruppe 3

4 Pkt. 2: Mandat (2) Fra udkast til mandat: Organisering og mødeform Markedsarbejdsgruppen fungerer som et ekspertpanel, der mødes 2-3 gange om året. Gruppen kan nedsætte undergrupper til at diskutere specifikke emner, hvis relevant. Dagsorden til de enkelte møder udsendes af Energinet.dk til Markedsarbejdsgruppen senest 2 uger inden møderne afholdes. Den vil samtidig være tilgængelig på Energinet.dk s hjemmeside. Mødemateriale udsendes af Energinet.dk senest 1 uge før møderne og samtidig være tilgængeligt på Energinet.dk s hjemmeside. Efter møderne sendes udkast til konklusioner til mødedeltagerne til kommentering i en uge, hvorefter de endelige konklusioner offentliggøres på Energinet.dk s hjemmeside. 24. september 2015 Markedsarbejdsgruppe 4

5 Pkt. 3 - Forordning CACM Status og implementering Lene Egeberg-Gjelstrup 24. september 2015 Markedsarbejdsgrup pe 5

6 CACM status og implementering Forordningen trådte i kraft den 14. august 2015 Nu kender vi de præcise deadlines for levering af metoder o.l. men det er op til de enkelte projekter at komme med forslag til tidsrammen for gennemførelsen Udarbejdelsen af metoderne kører efter samme proces TSO development phase Public consultation phase TSO finalising proposal phase NRA approval phase varierer 4 måneder 6 måneder 1. Tæt samarbejde med regulatorerne i løbet af processen 2. Høringer af markedsaktører Varighed: 1 måned Alle høringssvar (både regionale og europæiske høringer) afgives via ENTSO-E s webbaserede værktøj Energinet.dk informerer om høringerne på Aktørforum og via hjemmesiden 24. september 2015 Markedsarbejdsgrup pe 6

7 Tidsplan 24. september 2015 Markedsarbejdsgrup pe 7

8 Capacity Calculation Regions (CCR) forslag færdig 3 mdr. efter ikrafttræden: 14. nov Forventet godkendt: 14. maj 2016 Capacity Calculation Methodology forslag færdig 10 mdr. efter CCR godkendelse: 14. marts 2017 Forventet godkendt: 14. sep Derefter implementering Redispatching methodology forslag færdig 16 mdr. efter CCR godkendelse: 14. sep Forventet godkendt:14. marts Derefter implementering Coordinated Capacity Calculator etableret 4 mdr. efter godkendt metode: 14. Jan 2018 Redispatching cost sharing methodology forslag færdig 16 mdr. efter CCR godkendelse: 14. sep Forventet godkendt: 14. marts Derefter implementering Rapport 26 mdr. efter CCR godkendelse: 14. juli september 2015 Markedsarbejdsgruppe 8

9 Capacity Calculation Regions All TSOs opgave all NRAs godkendelse Udkast i høring indtil 24. september 2015 ENDK med i to regioner CCR Nordic CCR Hansa Endeligt forslag skal sendes til godkendelse hos de nationale regulatorer senest den 14. november 2015 Godkendelse senest 14. maj 2016 Afgørende for deadlines for de efterfølgende opgaver 24. september 2015 Markedsarbejdsgrup pe 9

10 Tidsplan 24. september 2015 Markedsarbejdsgrup pe 10

11 NEMO udpegning Energitilsynet skal senest den 14. december 2015 udpege mindst én børs til at varetage det fælles day ahead og det fælles intraday marked i DK1 og DK2 ( NEMO ). Energitilsynet har modtaget én ansøgning (NPS) Sekretariatet har indstillet, at tilsynet udpeger NPS Indstillingen har været i høring Energitilsynets endelige beslutning forventes i slutningen af oktober Energitilsynet vil fremadrettet acceptere nye ansøgere på løbende basis. Hvis/ når der kommer flere NEMO er i DK, er det Energinet.dk s opgave at udarbejde en løsning, der kan håndtere flere børser Samarbejde igangsat i Norden Møde med National Grid og NPS i oktober for at høre om GB løsning (virtual hub) 24. september 2015 Markedsarbejdsgrup pe 11

12 Pkt. 4 & 5 Højere prisloft og implicit nettab Markedsarbejdsgruppen 24. september 2015 Markedsarbejdsgruppe 12

13 Indhold Højere prisloft Hvorfor? Princip for fastlæggelse Den videre proces Spørgsmål til drøftelse og diskussion Implicit nettab Hvorfor? Undersøgelse af AC-nettab Den videre proces Spørgsmål til drøftelse og diskussion 24. september 2015 Markedsarbejdsgruppe 13

14 Højere prisloft - hvorfor? Samfundsøkonomisk besparelse -> Incitament til frivillig forbrugsafkobling - Reduktion i strategiske reserver - Mere efficient allokering af strøm i mangelsituationer - Producenter aflønnes for værdien af deres produkt (Begrænset fastholdelse af kapacitet) Energinet.dk vil teste elmarkedet - Positive erfaringer og forventninger i Australien og Texas 24. september 2015 Markedsarbejdsgruppe 14

15 Højere prisloft (og prisbund) princip Hovedprincip for prisloft: Prisloftet skal overstige value of lost load for en væsentlig del af forbruget. Fx /MWh Hovedprincip for prisbund: Prisbunden skal have en størrelse, hvor hovedparten af subsidieret produktion har økonomisk incitament til at reducere produktionen på tidspunkter med afkortning. Fx /MWh 24. september 2015 Markedsarbejdsgruppe 15

16 Højere prisloft den videre proces Den videre proces - Opnå enighed med andre TSO er og børserne - Foreslår gradvis forøgelse, fx /MWh/år 24. september 2015 Markedsarbejdsgruppe 16

17 Højere prisloft spørgsmål og diskussion 1. Hvad mener I, at effekten af et højere prisloft vil være? 2. Kan den ekstra risiko ved højere prisloft eller lavere prisbund for aktører være en udfordring? 3. Påvirkes eksisterende kontrakter væsentligt? 4. Hvor meget bør man hæve prisloftet ad gangen for at nå det langsigtede mål om et markant højere prisloft end i dag? 5. Hvad bør det langsigtede mål være for prisloft og prisbund? 24. september 2015 Markedsarbejdsgruppe 17

18 Implicit nettab hvorfor? Price difference = economic value of trade A Cost of losses = cost of trade B From A to B : Price difference exceeds costs of losses energy trade increases welfare From B to C : Price difference is lower than costs of losses energy trade reduces welfare loss C Capacity 24. september 2015 Markedsarbejdsgruppe 18

19 Implicit nettab ikke så simpelt 24. september 2015 Markedsarbejdsgruppe 19

20 Implicit nettab undersøgelse og videre proces Undersøgelse AC-nettab baseret på historiske bud 1. En reference-beregning med implicit nettab på Britned (UK- Holland), IFA (UK-Frankrig) og Baltic (Sverige-Tyskland) 2. Implicit nettab på alle DC-forbindelser 3. Implicit nettab på Skagerrak (DK1-NO2), Britned (UK-Holland), IFA (UK-Frankrig), Baltic (Sverige-Tyskland) og Norned (Norge- Holland) DC-forbindelserne Den videre proces - Energinet.dk arbejder for konklusion i Energinet.dk foretrækker implicit nettab på mange forbindelser, herunder Kontek og potentielt AC-forbindelsen DK1-Tyskland - Hvis 3 er samfundsøkonomisk positiv -> ansøge Energitilsynet om Skagerrak med virke fra 1. januar september 2015 Markedsarbejdsgruppe 20

21 Implicit nettab spørgsmål og diskussion 1. Hvordan regner man implicit nettab i praksis? Både day-ahead og intra-day. 2. Hvordan påvirker implicit nettab finansielle produkter? 3. Problematisk kun at gøre det på Skagerrak? 24. september 2015 Markedsarbejdsgruppe 21