Velkommen til workshop om Kraftværker Markedsmodel 2.0 Klaus Thostrup Markedschef Energinet.dk 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 1
Energisystemet er under forandring som følge af ambitionerne for vedvarende energi Europa er midt i en historisk omstilling af energisystemet og Danmark er i front med ambitiøse mål I 2020 skal vindkraft udgøre 50% af elforbruget I 2050 skal det danske energiforbrug være 100% dækket af VE 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 2
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Udfordringen er opretholde den fremadrettede forsyningssikkerhed pga. stigende mængder af VE Udvikling i det danske kapacitetsmiks MW, nominelt 2005 27% Central Decentral Sol+Vind Udvikling i central kraftværkskapacitet MW, nominelt 7,000 6,000 19% 54% 5,000 4,000 3,000 2014 45% 35% 2,000 1,000 0 21% 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 3
Hvad er formålet med markedsmodel 2.0? Visionen er at skabe markedsrammerne til 2030 som: Understøtter den grønne omstilling Slutproduktet er en indstilling som indeholder: Flere løsningsmuligheder således manøvrefrihed sikres Sikrer forsyningssikkerheden opretholdes på et relevant niveau Detaljerede konsekvensanalyser således samfundsøkonomiske dynamikker er inkluderet Sikrer et hensigtsmæssigt investeringsklima Robuste forudsætninger gennem inddragelse af branchen Muliggør attraktive forretningsmodeller Klare udmøntningsbeskrivelser og implementeringsplaner 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 4
Overordnet tidsplan - markedsmodel 2.0 Maj Jun Jul Aug Sep Okt Jan Apr Jul 14 14 14 14 14 14 15 15 15 Fase 1 Markedsscenarier Krav og udfordringer til markedsløsningerne Advisory Board Seminar Udmøntningsbeskrivelse Workshops Fase 2 Markedsforskrifter Rollefordeling markedsproces Nye hjemler produktdefinitioner Fase 3 Konsekvensanalyse Påvirkning på markedsaktører Påvirkning fra/på andre Implementeringsplan Indstilling Kilde: Energinet.dk s Kommissorium for Advisory Board - Markedsmodel 2.0 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 5
Fase 1 produktet er 2-3 markedsscenarier, som giver rammerne for tilpasning af nuværende markedsmodel Markedsfaglig input Workshops Perspektiver på markedsløsninger og vilkår for aktørerne Projektgruppe Interessentpositioner og antagelser herfor Slutprodukt - fase 1 Markedsscenarie 1 Beskrivelse af aktør- og Scenarie 2 Scenarie 3 markedsløsninger, som indgår i scenariet Markedsmæssige og teknologiske forudsætninger Krav og udfordringer til løsninger Særligt fokus ift. fase 2 og 3 Principielle input Advisory Board Krav/ønsker til den videre proces Tilslutning og eventuelle forbehold Kommunikation Input fra andre interessenter Kilde: Energinet.dk s Kommissorium for Advisory Board - Markedsmodel 2.0 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 6
Fem eksterne workshops skal sikre en proaktiv inddragelse af branchen JUN JUL AUG SEP OKT 18/6 28/8 16/9 ~25/9 9/10 Producentsiden Forretningsøkonomiske vilkår for kraftværkerne Bidrag via fleksibel produktion Forbrugersiden Potentiale gennem fleksibelt forbrug Markedsforskrifter og incitamenter Vedvarende energi Bidrag til intra-day og systemydelser Incitamenter til at levere fleksibilitet Europa seminar Betydning af andre landes valg Muligheder for en regional løsning Markedsløsninger Kombinationer af markedsløsninger og aktørbidrag som detaljeres i fase 2 Kilde: Energinet.dk s Kommissorium for Advisory Board - Markedsmodel 2.0 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 7
Dagens program og spilleregler Mogens Holm Manager, Quartz+Co 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 8
Workshop-program inden frokost 9.10-9.30 09.30-10.00 10.00-10.40 10 min 10.50-11.30 11.30-12.00 30 min Velkomst og introduktion til markedsmodel 2.0 Oplæg: Klaus Thostrup, Energinet.dk og Mogens Holm, Quartz+Co Hvor store er udfordringerne frem til 2030? Oplæg: Bjarne Brendstrup, Energinet.dk Perspektiver på nationale og internationale markedsvilkår Oplæg: Peter Meibom, Dansk Energi Pause Paneldebat Hvor store er udfordringerne? Panel: Dansk Energi, Dong Energy, Dansk Fjernvarme, Dansk Industri, FSE og Energinet.dk Introduktion og perspektiver på mulige markedsløsninger Oplæg: Morten Sommer, Energinet.dk Frokost 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 9
Workshop-program efter frokost 12.40-13.10 13.10-13.40 10 min 13.50-14.30 14.30-15.00 10 min 15.10-15.50 15.50-16.00 Kommercielle muligheder for decentrale kraftværker Oplæg: Søren Rygaard, NEAS Nye markedsvilkår for de decentrale kraftværker Oplæg: Nina Detlefsen, Dansk Fjernvarme Pause Paneldebat - decentrale kraftværker Panel: NEAS, Dansk fjernvarme, Verdo, EMD og Energinet.dk De centrale kraftværkers økonomi frem til 2030 Oplæg: Peter Thomsen, Dong Energy Pause Paneldebat - centrale kraftværker Panel: Dansk Energi, Dong Energy, Vattenfall og Energinet.dk Afslutning og næste skridt Oplæg: Klaus Thostrup 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 10
Hvor store er udfordringerne frem til 2030? Bjarne Brendstrup Sektionschef, Energinet.dk 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 11
Hvor store er de forsyningssikkerhedsmæssige udfordringer frem til 2030? Formålet med de næste 30 minutter 1 Hvordan bidrager forskellige parametre til effektsituationen? 2 Hvad er problemets størrelse og dermed behovet for fleksibel kapacitet/forbrug? 3 Samfundsøkonomiske perspektiver på manglende effekttilstrækkelighed 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 12
Antal minutter med afkoblet forbrug pga. effektmangel vil overstige Energinet.dk s målsætning frem mod 2030 men fortsat være blandt de laveste internationalt A Mindre stigning i afkoblet forbrug med baggrund i effektmangel frem mod 2030 ift. Energinet.dk s analyseforudsætninger B ~2 timers afkobling på baggrund af effektmangel for en gennemsnitsforbruger frem mod 2030 ift. et tænkt eksempel C Indikationer på, at de samfundsøkonomiske konsekvenser ved manglende effekt er lavere end omkostningerne til at frembringe effekt 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 13
Den samlede forsyningssikkerhed udgøres af systemets tilstrækkelighed og sikkerhed Systemtilstrækkelighed Kan systemet efterkomme forbrugernes efterspørgsel? Systemsikkerhed Kan systemet håndtere fejl? Forsyningssikkerhed Kilde: Energinet.dk 19-06-2014 Præsentation workshop 1- markedsmodel 2.0 14
Danmarks forsyningssikkerhedsniveau har historisk set været blandt de højeste i Europa Tid uden forsyning i europæiske lande 1999-2010 Minutter pr. år 400 350 300 250 200 150 100 50 0 Irland Portugal Sverige Italien Finland Norge Spanien Storbrittanien Frankrig Østrig Danmark Tyskland Holland Kilde: Energistyrelsens elanalyse (CEER) 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 15
Strømsvigt forårsaget af effektmangel planlægges til at udgøre 10 pct. af den generelle forsyningssikkerhed FOKUS Forsyningssikkerhed Beredskab Transmission 20 minutter Distribution 30 minutter Systemsikkerhed 15 minutter Kilde: Energinet.dk Generel forsyningssikkerhed Effekttilstrækkelighed 5 minutter 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 16
Energinet.dk har to målsætninger for effekttilstrækkeligheden i Danmark Målsætning 1 Risiko for ikke-leveret energi på grund af effektmangel fastholdes på østdansk 2013- niveau svarende til 5 minutter pr. år (teoretisk niveau) Baseres på modelberegning, FSI-modellen Målsætning 2 Vest- eller Østdanmark må ikke være afhængigt af ét naboområde til at dække det maksimale importbehov Opstilling af effektbalance, V72- modellen Kilde: Energinet.dk 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 17
Hvordan bidrager de centrale parametre til effektsituationen og prisvolatilitet? Forøger Reducerer Produktion Centrale kraftværker Decentrale kraftværker Vindenergi Solenergi Bidrag til effektsituationen Højt antal, lille marginalt bidrag Lille bidrag Betydning for prisvolatilitet 0 Risiko for effektmangel domineres af udviklingen i: Centrale og decentrale kraftværker Positivt Neutralt Forbrug Store varmepumper Ind. varmepumper Elbiler Elkedler Udlandsforbindelser 0 0 0 0 Hvis fleksibelt, ellers negativt Hvis fleksibelt Afbrydeligt forbrug Udlandsforbindelser Kilde: Energinet.dk 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 18
Hvordan ser Energinet.dk s forventede udvikling ud i forhold til produktion, forbrug og udlandsforbindelser frem til 2030? Antagelser Udvikling 2015 2030 Antagelser -30% Udvikling 2015 2030 +100% Centrale kraftværker Omlægning til biomasse 4,3 3,0-52% Solenergi Udbygning baseret på nuværende lovgivning samt andre skønnede ordninger 1,4 0,7 +571% Decentrale kraftværker Ingen reinvestering 2,5 1,2 Varmepumper og elbiler Moderat udrulning 409 2.746 +59% +4% Vindenergi Ny tilskudsordning for landvind 4,9 7,8 Elkedler Ingen ændring 527 550 Udlandsforbindelser DK1-Tyskland (3 GW), COBRAcable (0,7 GW), Kriegers Flak (0,4 GW) og SK4 (0,7 GW)* * DK1-UK er ikke inkluderet fordi projektet er i et tidligt stadie, men Energinet.dk vil sammen med partnere arbejde for en etablering. Værdier angiver eksport og import kapacitet. Kilde: Energinet.dk s analyseforudsætninger 2014-2035 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 19
Konsekvensen af basisscenariet viser at effekttilstrækkeligheden ikke overstiger Energinet.dk s målsætning frem til 2020 Afbrudsminutter pga. effektmangel* Basisscenarie Energinet.dk s målsætning 2015 2020 2025 2030 5 min 5 min 10 min 20 min 5 min/år i gennemsnit Hvad kræves for at opretholde målsætningen Få tiltag frem til 2020 Mindre justeringer efter 2020 * Gennemsnitlige forbrugsvægtede afbrudsminutter som følge af effektmangel. 1 min svarer til omtrent 65 MWh i 2015. Minutterne indeholder en forøget risiko for blackout ved pressede effektsituationer, da elsystemet her er mere sårbart over for udfald af enheder. Note: Modellen er en timemodel, som kun undersøger risikoen for effektmangel. Konsekvensen af stationsfejl, fejl i distributionsnettet, mangel på systembærende egenskaber eller reguleringsbehov inden for timen medtages således ikke. 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 20
Det tænkte eksempel beskriver en udvikling i produktion, forbrug og udlandsforbindelser der udfordrer effekttilstrækkeligheden Antagelser Udvikling 2015 2030 Antagelser -56% Udvikling 2015 2030 +171% Centrale kraftværker Øget konserveringer og omlægninger 4,3 1,9 Solenergi Nye støtteordninger eller omkostningsreduktion 0,7 1,9-60% +302% Decentrale kraftværker Færre reinvesteringer i levetidsforlængelser 2,5 1,0 Varmepumper og elbiler Fordelagtige afgiftsforhold 409 1.644 +122% +4% Vindenergi Udlandsforbindelser Øget udbygning af kystnære møller og landvind 4,9 10,9 Elkedler Ingen ændring DK1-Tyskland (1,78 GW (eksport)/1,5 GW (Import))* og SK4 (1,7 GW eksport og import) 527 550 * 2015 værdier for eksport og import på DK1-Tyskland. Værdierne holdes konstant frem til 2030 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 21
Konsekvensen af det tænkte eksempel viser at effekttilstrækkeligheden i højere grad afviger fra Energinet.dk s målsætning frem mod 2030 Afbrudsminutter pga. effektmangel* 2015 2030 Tænkt eksempel Energinet.dk s målsætning 5 min 125 min 5 min/år i gennemsnit Gennemgående ændring af elmarkedet er nødvendig for at opretholde Energinet.dk s målsætning * Gennemsnitlige forbrugsvægtede afbrudsminutter som følge af effektmangel. 1 min svarer til omtrent 65 MWh i 2015. Minutterne indeholder en forøget risiko for blackout ved pressede effektsituationer, da elsystemet her er mere sårbart over for udfald af enheder. Note: Modellen er en timemodel, som kun undersøger risikoen for effektmangel. Konsekvensen af stationsfejl, fejl i distributionsnettet, mangel på systembærende egenskaber eller reguleringsbehov inden for timen medtages således ikke. 19-06-2014 Præsentation til workshop 1 - markedsmodel 2.0 22
Internationale standarder for antal timer med effektmangel er på et andet niveau end Energinet.dk s målsætning Land Målsætning Timer pr. år Land Målsætning* Timer pr. år Frankrig 3 Holland 4 Belgien 16 Tjekkiet 4,5 Irland 8 Slovenien 8 Spanien 10 % margin * Loss of Load Expectation (LOLE) Kilde: Energinet.dk 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 23
Den samfundsøkonomiske omkostning ved manglende effekt leverance varierer mellem lande Den samfundsøkonomiske omkostning for udvalgte lande DKK pr. kwh Laveste pris Højeste pris Portugal* 11 COWI 62 Norge 15 110 Estimaterne er usikre og forskellige fra land til land UK** 148 Sverige 2 200 * Laveste pris i ENTSO-E ** Blandt de højeste priser i ENTSO-E Kilde: Energinet.dk 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 24
Et eksempel på marginal beregning af omkostningerne til at frembringe effekt Eksempel 1 Eksempel 2 Eksempel 3 Pris pr. MW spidslastkapacitet 300.000 DKK Hvad viser eksemplerne? Antal udfald pr. år med effektmangel 1 5 1 Komplekst at beregne omkostningerne Effektmangel, MW Omkostning, DKK/kWh 1 1 5 300 60 1500 Behov for at bruge modeller for at fange omkostningen Kilde: Energinet.dk 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 25
Beregningseksempel med FSI-modellen for 2025 viser, hvordan kombinationer af parametre kan give udfald på effektbalancen Beregnet effekt MW Time 12 2984 5321 6952 8135 Observation med modelmæssig udfald Kraftværker 2987 1000 2236 785 3150 Udlandsforbindelser 2500 1280 3780 3780 3780 Vind og sol 62 891 1541 268 4198 Forbrug 3141 3804 2509 3031 2721 Balance 2408-633 5048 1802 8407 Hvad skyldes udfaldet: Få kraftværker tilgængelige Tyskland og Norge kan ikke levere effekt Lav vind- og solproduktion Højt forbrug Kilde: Energinet.dk 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 26
Afbrudsminutter pr. år (forbrugsvægtet) En mere retvisende beregning af frembringelsesomkostningerne ved forskellige niveauer af afbrudsminutter Pris for afkoblet forbrug pga. effektmangel 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Minutter pr. år 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 Hvad indikerer beregningen? Samfundsøkonomiske konsekvenser ved manglende effekt er lavere end omkostningerne til at frembringe effekt Kilde: Energinet.dk Pris for afkoblet forbrug (DKK/kWh) 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 27
Markedsvilkår for kraftværker til 2035 Peter Meibom, Analysechef Dansk Energi
Indhold Forsyningssikkerhedsmæssige udfordringer Balmorel Scenarier Resultater: Elpriser Investeringer Kraftværkernes dækningsbidrag
Hovedpointer Ingen markedsignaler som indikerer øget behov for fleksibilitet og backup kapacitet Energy-only markedet vil ikke overleve Danmark er i gang med at vælge anden elforsyningssikkerhedsstrategi en hovedparten af landene i EU Afhængighed af udlandet kræver høj tilgængelig af transmissionsforbindelserne Forsyningssikkerhedsmæssige udfordringer: Samfundet: Lukke kraftværker vi senere får brug for Elproducenterne: dårligere rammebetingelser end udlandets producenter
Markedet forventer lave elspotpriser EUR/MWh 100 90 80 70 60 50 40 30 20 Årlige Historisk danske elspot og futures elpriser 2008-2017 vs. naboområder 2012-priser DK2 DK1
Antal timer med elpriser over 1000 DKK/MWh Kilde: Energinet.dk markedsdata
Antal timer med elpriser over 1000 DKK/MWh Kilde: Energinet.dk markedsdata
Manuel opreguleringsreserve Indkøbt mængde og gennemsnitspris MW per time Manuel opreguleringsreserve i Vestdanmark DKK/MW per time 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 2009 2010 2011 2012 2013 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 Kilde: Energinet.dk markedsdata
Stort skred i indenlandsk kraftværkskapacitet Central kapacitet reduceret med 35% siden 2008
Fremskrivning mod 2025 viser yderligere fald Kilde: Energistyrelsens præsentation ved midtvejsworkshop omkring energiaftalens analyser, 23. august 2013
Udviklingen i kapacitetsbalancen i vores nabolande 10 GW Oveskydende kapacitet Scenarie Conservative 8 6 4 2 0-2 FR AT BE DE DK FI GB NL NO PL SE 2013 2020-4 -6-8 Kilde: ENTSO-E Scenario Outlook and Adequacy Forecast 2013-2030
Udlandet har indført eller er på vej med tiltag Nabolande har eller indfører kapacitetsmekanismer Risiko for negative konsekvenser på tværs af landegrænser: Et fremtidigt kapacitetsmarked i Tyskland betyder lavere indtjeningsmulighed for danske værker og nye værker placeres i Flensborg og ikke Sønderborg
Danmark er afhængig af import - Brug for import hver uge både sommer (gul) og vinter Kilde: ENTSO-E, Summer Outlook, 2014
Danmark har store begrænsninger på udlandsforbindelserne
Jylland-Tyskland forbindelsen er et grelt eksempel på barrierer i transmissionsnettet Source: Energinet.dk
Fynsværket lukker hvor skal varmen komme fra? http://www.fjernvarmefyn.dk/videnom/~/media/fjernvarmefyn/files/pdf/ Om_os/Aarsrapport_2013_web.ashx
Balmorelmodellen VE-udbygnings scenarier Minimering af omkostninger Optimal drift Eludveksling Kraftværksscenarier Brændselsmiks Balmorel model Brændselsprisscenarier Elpriser Investering i ny kapacitet Time-per-time drift
Elsystemmodellering af Nordvesteuropa Balmorelkørsler 2017-2035 Input 2017-2035 - Brændselspriser - CO2-kvotepris - Afgifter og støttesystemer - Økonomiske og tekniske data for værker - Transmissionskapacitet - El- og fjernvarmeforbrug - Fleksibelt elforbrug - Tidsvariation af forbrug, solog vindkraftproduktion
Elsystemmodellering af Nordvesteuropa Balmorelkørsler 2017-2035 Resultater 2017-2035 - Investeringer - Elpriser - Elproduktion - Eludveksling - Fjernvarmeproduktion - Brændselsforbrug - CO2-emissioner - Omkostninger - Støttebehov til VE
Storyline EU Reference Øget CO2-pris EU GHG40 Lavere forbrug EU GHG40 + EE VE-mål EU GHG40 + EE + RES30 Kvotepris i 2030 Forbrugsreduktion VE-andel i 2030 35 /ton 40 /ton 22 /ton 11 /ton 0% 0% 6,4% 6,4% 6,4% 56 % 57 % 54 % +7% 61%
Storyline EU Reference Øget CO2-pris EU GHG40 Lavere forbrug EU GHG40 + EE VE-mål EU GHG40 + EE + RES30 Kvotepris i 2030 Forbrugsreduktion VE-andel i 2030 35 /ton 40 /ton 22 /ton 11 /ton 0% 0% 6,4% 6,4% 6,4% 56 % 57 % 54 % +7% 61%
Scenarier Scenarie EU Reference EU Reference KapMar EU GHG40 EU GHG40 + EE EU GHG40 + EE + RES30 Beskrivelse Inputpriser fra EU's referencescenarie Inputpriser fra EU's referencescenarie samt kapacitetsmarked Inputpriser fra EU's 40 % CO2-reduktionsscenarie Inputpriser fra EU's 40 % CO2-reduktionsscenarie med energieffektivisering samt lavere elforbrug. Inputpriser fra EU's scenarie med 40 % CO2- reduktion + energieffektivisering + 30 % VE mål (lavere elforbrug + større VE-udbygning)
Balmorel 2017-2035 antagelser EUR/t CO 2 -priser 70 60 50 40 30 20 10 0 2015 2020 2025 2030 2035 EU GHG40 EU Reference EU GHG40EERES30 Futures EU GHG40EE
Årlige elpriser i DK Vest
Balmorel 2017-2035 EUR/MWh Varighedskurver DK-W (EU Reference) 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 2017 2030 2035
Dækningsbidrag decentral NG KV i DK
Dækningsbidrag fra træpille/kul-værker i DK når der køres i kondensdrift
Balmorel 2017-2035 antagelser MW Kapacitetsudvikling for eksisterende værker 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 2013 2017 2020 2025 2030 2035 Olie Affald Biogas Biomassekonverteret Kul Naturgas Øvrig biomasse
Investeringer i elproduktionskapacitet i DK
Observationer fra modelkørslerne EU s 2030 mål er afgørende for udviklingen i elspotpriserne efter 2020: Kun CO2 mål høje elspotpriser CO2 mål + VE-mål + energieffektivisering lave elspotpriser Dækningsbidrag Stigende gennem perioden pga. stadig strammere kapacitetsbalance Men fra et meget lavt udgangspunkt Kapacitetsmarked forskyder indtjening fra spotmarkedet til kapacitetsmarkedet kapacitetsmarked i udlandet men ikke i DK rammer danske elproducenter hårdt Investeringer i termisk kapacitet i Danmark er drevet af varmesiden
Tak for opmærksomheden Peter Meibom pme@danskenergi.dk
Paneldebat 1 Hvor store er udfordringerne frem til 2030? 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 58
Mulige markedsløsninger Introduktion samt erfaringer fra andre lande Morten Sommer cheføkonom, Energinet.dk 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 59
Tre eksempler på markedsløsninger som kan bidrage til fremtidssikring af den nuværende markedsmodel FOKUS Overordnede markedsløsningstyper Kapacitetsmarked Centralt kapacitetsmarked Decentralt kapacitetsmarked Ubalanceafregning Skærpet incitament til at være i balance Forbedret prissætning af fleksibilitet Strategisk reserve Aktivering ved manglende priskryds Kortsigtet sikring af effektbalance Bidrag fra aktører kommer udover Eksport Sommerdrift Øget automatisering Agere som fleksibel producent Direkte integration til varmelagring Øget fleksibelt forbrug i B2C Afkoblingsordninger for industri 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 60
Forskellige markedsløsningstyper der forventes at blive implementeret i Europa frem mod 2030 Kapacitetsmarked Strategisk reserve Strategisk reserve under overvejelse Fastlagt fra 2014 Diskuteres Diskuteres Fastlagt fra 2017/18 Fastlagt fra 2017 Kilde: ENTSO-E survey 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 61
Type Forward kapacitetshandel i en centraliseret model giver mulighed for at mindske risikoen for investeringer i effekt Kapacitet Forudsætninger for modellen 4 år 3 år Leveringsår Fastsættelse af efterspørgslen i kapacitets-markedet Central auktion for sikring af kapacitet ved siden af spotmarkedet Forbrugere pålægges at betale for sikring af kapacitet TSO: Certificering af eksisterende produktionsanlæg samt nye projekter TSO: Basisauktion 1.Tilpasningsauktion auktion 2. Tilpasnings- 3. Tilpasningsauktion Forward Kapacitetsmarked Certificering af frivillig forbrugs-afkobling Kontrol af kritiske vej i nye projekter under opførelse Beregning af profil-tillæg på forbrugerne TSO: Kontrol af rådighed på certificerede kapaciteter og pålægning af bøder Opkrævning af finansiering Kilde: Energinet.dk 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 62
Type USA anvender forskellige typer af kapacitetsmarkeder til at sikre forsyningssikkerheden Kapacitet Decentralt kapacitetsmarked Centralt kapacitetsmarked Energy-only MISO NY ISO ISO-NE PJM Californien ISO ERCOT* * Kapacitetsmarked under overvejelse Kilde: Beacon Power Corporation 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 63
Type Indførelsen af et centralt kapacitetsmarked i PJM har medført en udvikling af tilgængelige ressourcer Kapacitet Kapacitetsudviklingen i PJM efter indførelse af et centralt kapacitetsmarked GW 155 150 145 140 135 130 125 2006 niveau Driftsreserver Afbrydeligt forbrug Eksisterende produktionskapacitet Ny produktionskapacitet Hvad gør kapacitetsmarkedet i USA Generering af investeringer Aktivering af afbrydeligt forbrug Optimering af eksisterende produktionext 120 2006 2014 2006 2014 Note: Afbrydeligt forbrug udgør størstedelen af nye ressourcer Kilde: J. Pfeifenberger, S. Newell, K. Spees, A. Hajos, K. Madjarov - The Brattle Group, 2011 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 64
Type Det decentrale kapacitetsmarked bygger på direkte handel mellem forbrug og produktion Kapacitet Forudsætninger for modellen 4 år 3 år Leveringsår Etablering af marked for handel med kapacitet ved siden af spotmarkedet Forbrugssiden pålægges at source certifikater nok til at dække deres realiserede spidsforbrug Forpligtigelse på forbrugssiden offentliggøres Handel med kapacitetscertifikater på ekstern børs eller bilateralt* TSO: Certificering af projekter TSO: Certificering af eksisterende produktionsanlæg TSO: Certificering af frivillig forbrugsafkobling TSO: Kontrol af rådighed på certificerede kapaciteter samt frivillig forbrugsafkobling og pålægning af bøder * Samt registrering i et centralt register Kilde: Energinet.dk 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 65
Type Direkte handel mellem produktion og forbrug kræver et attraktivt investeringsklima for at sikre kapacitet Kapacitet Elmarkedets temperaturfølsomhed i Frankrig og EU MW / O C 5.000 Udviklingen i Frankrigs spidsforbrug 2001 2012 GW +31% Hvilke overvejelser ligger bag modellen i Frankrig 2.300 77 83 85 89 92 101 Stigende efterspørgsel skaber lav risiko for investorer og faciliterer den franske markedsmekanismetext Frankrig EU 2001 2003 2005 2007 2009 2012 Kilde: Réseau de Transport d Electricité (RTE) 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 66
Type Situationer med ekstra højt forbrug kræver skærpede incitamenter for nogle aktører til at være i balance Ubalance Driftstime med ekstrem forbrugsspids i nuværende marked Driftstime med ekstrem forbrugsspids med skærpet ubalanceafregning Handlet effekt Forbrug Skærpede incitamenter Handlet effekt Forbrug Kilde: Energinet.dk 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 67
Type Prissignaler kan bruges til at forskyde ubalancer til day-ahead og intraday markedet Ubalance Skematisk udbudskurve på regulerkraft EUR/MWh Feedback loop fra driftstimen ind i day-ahead og intraday-markedet Tillæg til ubalanceafregning der afspejler optionsbetalinger ved at sikre regulerkraftbud Handel forskydes mod day-ahead og intraday markederne Hvad løser modellen: P2 Feedback Feedback Bedre prissætning af fleksibilitet P1 Dayahead Intraday Driftstime Q1 Q2 Kilde: Energinet.dk 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 68
Type Strategiske reserver kan bruges til at sikre effektbalancen når systemet er presset Ubalance Reserve Strategiske reserver holdes ude af det daglige marked Forbrugskurve for de 200 højeste timer i Østdanmark MW Dayahead Intraday Bydes først ind ved manglende priskryds Driftstime 2.800 2.700 2.600 2.500 2.400 2.300 Effektreserve der anvendes i pressede situationer Hvad løser de strategiske reserver: Fastholder og fremskaffer kapacitet i en overgangsfase 2.200 0 0 50 100 150 200 Kilde: Energinet.dk 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 69
Regulering Type I hvilken grad bygger markedsløsningsmodellerne på eksisterende strukturer vs. grad af regulering? Kapacitet Ubalance Reserve Centralt kapacitetsmarked Decentralt kapacitetsmarked Strategisk reserve Ubalanceafregning I hvilken grad bygges der på eksisterende strukturer Kilde: Energinet.dk 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 70
Type De fire individuelle markedsløsninger har forskellige profiler ift. en række relevante vurderingskriterier Kapacitet Ubalance Reserve Lav risiko Høj risiko Risiko for investor? Centralt kapacitetsmarked Decentralt kapacitetsmarked Ubalancemarked Strategisk reserve Eksplicit styring af effekt på dansk jord? Er modellen decentraliseret? Muliggøres samspil med varmesiden? Kan det koordineres med nabolande? Kan fleksibelt forbrug deltage i modellen? Kilde: Energinet.dk 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 71
Individuelle markedsløsninger kan kombineres for at sikre større grad af forsyningssikkerhed Kombinerede markedsløsninger Centralt kapacitets marked Decentralt kapacitets marked Kombineredemarkedsløsninger kompenserer for nogle af ulemperne i de individuelle markedsløsninger Sikkerhedsnet i form af en strategisk reserve Ubalanceafregning Kilde: Energinet.dk 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 72
Neas Energy A/S Workshop 18.06.2014 Kommercielle muligheder for decentrale kraftværker
Agenda Lidt om NEAS PBA/FBA - engagement i Dec. Kraftvarmeværker Værdier for decentrale kraftværker Mulighederne for at skabe værdi i/til elmarkedet markedsmodel 2.0 Integration af decentral samproduktion i et renewable marked Et bud på Decentral kraftvarmeproduktion frem mod 2030 74
Lidt om NEAS PBA/FBA - engagement i Dec. Kraftvarmeværker Værdier for decentrale kraftværker Mulighederne for at skabe værdi i/til elmarkedet markedsmodel 2.0 Integration af decentral samproduktion i et renewable marked Et bud på Decentral kraftvarmeproduktion frem mod 2030 75
Asset management Energi optimering Porteføljen 950 MW produktion DK1 525 MW produktion DK2 140 MW regulerbar forbrug DK1 40 MW regulerbar forbrug DK2 Alle former for CHP værker Fra < 1MW til > 100 MW Ca. 200 MW CHP produktion i udlandet 3500 MW Renewables 76
GWh Daglig planlægning og optimering Short Term optimering 1400 30 1200 1000 800 600 400 200 25 20 15 10 5 % MWh Spot markedet MWh Regulerkraftmarkedeet MWh Intraday marked Markedsandel Regulerkraft i DK 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 0 77
Lidt om NEAS PBA/FBA - engagement i Dec. Kraftvarmeværker Værdiskabelse for decentrale kraftværker Mulighederne for at skabe værdi i/til elmarkedet markedsmodel 2.0 Integration af decentral samproduktion i et renewable marked Et bud på Decentral kraftvarmeproduktion frem mod 2030 78
Varmeproduktionsprisen! Marginalprisberegninger for alle varmeproducerende enheder Varmepris [DKK/MWh] elkedel gaskedel varmepumpe 0 Forbrugs asset Spotmarkedet Regulerkraftmarkedet (op/ned) Intraday markedet 79 kraftvarme biomasse Produktions asset Spotmarkedet Regulerkraftmarkedet (op/ned) Intraday markedet Elpriser [DKK/MWh]
Lidt om NEAS PBA/FBA - engagement i Dec. Kraftvarmeværker Værdiskabelse for decentrale kraftværker Mulighederne for at skabe værdi i/til elmarkedet markedsmodel 2.0 Integration af decentral samproduktion i et renewable marked Et bud på Decentral kraftvarmeproduktion frem mod 2030 80
Egenskaber decentrale værker? Tilføre kapacitet til markedet, når der er underskud (opregulering) Tage kapacitet ud af markedet når der er overskud (Elkedler+ varmepumper) Har fleksibiliteten ved lagring i akkumuleringstanke + varmesystemer Udbyde deres kapacitet i markedet for regulerkraft/manuelle reserver/kapacitetsmarkeder Deltage i markedet for primær regulering (Deltage i markedet for Sekunder regulering (LFC-FRRA)) Begrænsninger for de decentrale værker ligger i kontraktslængden for markedsproduktet! sæsonbetonet Derfor er det ønskeligt for de decentrale værker at markedsprodukterne udbydes på den korte bane. 81
En dag med meget regulerkraft 10.juni 2014 DK1 DK2 82
En dag med meget regulerkraft 10.juni 2014 500 DK1 Regulerkraftvolumen 10.juni 2014 400 MWh 300 200 100 0 00-01 01-02 02-03 03-04 04-05 05-06 06-07 07-08 08-09 09-10 10-11 11-12 12-13 13-14 14-15 15-16 16-17 17-18 18-19 19-20 20-21 21-22 22-23 23-00 Time DK1 NEAS_DK1 MWh 400 350 300 250 200 150 100 50 0 00-01 01-02 02-03 DK2 Regulerkraftvolumen 10.juni 2014 03-04 04-05 05-06 06-07 07-08 08-09 09-10 10-11 11-12 12-13 Time 13-14 14-15 15-16 16-17 17-18 18-19 19-20 20-21 21-22 22-23 23-00 DK2 NEAS DK2 83
Lidt om NEAS PBA/FBA - engagement i Dec. Kraftvarmeværker Værdiskabelse for decentrale kraftværker Mulighederne for at skabe værdi i/til elmarkedet markedsmodel 2.0 Integration af decentral samproduktion i et renewable marked Et bud på Decentral kraftvarmeproduktion frem mod 2030 84
Multi håndtering af Energiproducenter Kræver tungt system Setup, men et must! Små CHP værker PUMA Wind/PV produktion spot/regulering Børsen Store CHP værker SCADA NEAS VPP Porteføljestyring af grupper af CHP værker /egen balancering Centrale kraftværker m. portefølje NEAS Exchange TSO (S) Udbygning af Inter connectorer 85
VPP løsninger 24/7 Setup Operation Handel (Trading) el/gas Prognose opdateringer Prognoser Spot prognoser Gas prognoser vejr prognoser/varmeprog. Analyser,rådgivning Forward priser afdæknings strategier Aktør møder Marked information Optimering Marginal pris(stmc) Production schedulering Day-ahead Intraday Minimere balance omk. Re-scheduling ved ændringer On-line data analyser Operation Scheduling Daglig Planlægning Rådighed anlægsdata data My account overvågning & positioner handelslister afregning aktuelle data and historiske data 86
Lidt om NEAS PBA/FBA - engagement i Dec. Kraftvarmeværker Værdiskabelse for decentrale kraftværker Mulighederne for at skabe værdi i/til elmarkedet markedsmodel 2.0 Integration af decentral samproduktion i et renewable marked Et bud på Decentral kraftvarmeproduktion frem mod 2030 87
Decentral kraftvarme frem mod 2030 Milestone 31.12.2018 støtten er væk (grundbeløbet) En del MW forsvinder (de passive værker) De aktive er i gang med opgraderinger/ombygninger (nedbringer marginalen) Flere varmepumper og nok også elkedler Alle værker < 5 MW er tilbage på 3. ledstariffen flere hundrede MW!! Rammebetingelser Afgifter generelt, værkerne er hårdt belastet og driver marginal priserne i vejret Fornyet tankegang! 88
Opsummering Kapaciteten og markedsunderstøttelse er tilstede. Fleksibiliteten er tilstede til at understøtte et øget renewable marked I opadgående retning I nedadgående retning Vi vil se en øget volativitet intraday, hvor de decentrale værker er oplagt til brug 0 > 1500 MW på 15 min. 0 < - 400 MW på > 5 min. (elkedler) System understøtningen er allerede tilstede og udvikles løbende Udbygning af interconnectorer nødvendigt. Decentrale Kraftvarmeværker er helt sikker en medspiller til at bidrage til forsyningssikkerheden og et stadig stigende renewable marked, men der skal være et økonomisk incitament for deres medvirken. 89
NYE MARKEDSVILKÅR FOR DE DECENTRALE KRAFTVÆRKER FREM TIL 2030 NINA DETLEFSEN
MARKEDSMÆSSIG UDFORDRING Decentrale kraftvarmeværker er udfordret! Manglende investeringer som følge af usikkerhed forbundet med fremtidige markedsforhold Færre driftstimer Krav til driftsbetingelser Hvordan sikrer vi den rigtige balancering af markedsmæssige vilkår for drift og langsigtet investeringsincitament?
UDFORDRINGEN Kilde: Energistyrelsens energistatistik
PJ NATURGAS TIL ELPRODUKTION 80 Markedsvilkår 70 60 50 40 30 20 10-1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 År Kilde: Energistyrelsens energistatistik 93
ELSYSTEMET NÅR DET ER UDFORDRET
ENDNU ET EKSEMPEL
KRAFTVARMEN ER FLEKSIBEL, MEN FÅR I KRISE- SITUATIONER IKKE FAIR BETALING FOR YDELSE Time 16-17: Systemubalance 2005,6MWh/h Spotpris 252,04 DKK/MWh Balancekraftspris 252,04 DKK/MWh Regulerkraftspris 252,04 DKK/MWh https://www.energinet.dk/sitecollectiondocuments/danske%20dokumenter/el/08-driftssituationen%20under%20storm%20-%20jmb.pdf Kilde: Energinet.dk
RUNDSPØRGE BLANDT KRAFTVARMEVÆRKER 160 naturgasfyrede decentrale kraftvarmeværker (ud af i alt ca. 250) Godt 1000 MWe (ud af i alt ca. 1700 MWe) Knap halvdelen af kapacitet under 5 MWe Telefoninterviews i perioden maj-oktober 2013 Uvildig undersøgelse
LIDT FAKTA Gasfyrede decentrale enheder udgør 25 % af elkapacitet Investering: Mere end 10 mia. kr. Gasmotorer Gasturbiner Simple cycle Gasturbiner Combined cycle MW e MW e MW e Østdanmark 250 43 283 Vestdanmark*) 750 142 225 Total 1.000 185 508 Anlæggene kan levere hurtighed og fleksibilitet State-of-the-art + 5 år + 10 år Start tid 5-15 min. 5 min. 1-5 min. Stop tid 1-5 min. 1-3 min. 1 min. Omkostning, 0-25.000 DKK Ingen ekstra omk. Ingen ekstra omk. inv. Omkostning D/V Ingen ekstra omk. Ingen ekstra omk. Ingen ekstra omk. Kilde: DGC og Dansk Fjernvarme
FULDLASTTIMER
UDFASNING HVORNÅR OG HVOR MEGET? Udgangspunkt: Kraftvarme motorer på naturgas i Energiproducenttællingen (~750MW) Antaget at ved ikke i rundspørgeundersøgelse betyder nej til levetidsforlængelse Antaget at det årlige antal driftstimer er 2000 timer For anlæg med manglende data antages det at de har levetid som gennemsnit af alle motorer
UDFASNING FORTSAT Hvad nu hvis værkerne ikke har 2000 årlige driftstimer? Sidste år havde værkerne i gennemsnit 2700 driftstimer for alle værker 1700 driftstimer for de naturgasfyrede
INVESTERING Kipprisen mellem varmepumpe og motor er ca. 450 kr/mwh. Timer 2008 2012 2013 Under 450 kr/mwh-el 5442 8383 8384 Over 450 kr/mwh-el 3341 401 376 Kipprisen mellem motor og kedel er ca. 300 kr/mwh Timer 2008 2012 2013 Under 300 kr/mwh-el 1666 5952 5784 Over 300 kr/mwh-el 7118 2832 2976
NYINVESTERINGER FRA RUNDSPØRGE UNDERSØGELSEN Forventninger til nyinvesteringer baseret på: 34 besluttede anlæg 49 forventede anlæg
}! BIOMASSE I 2020 = LAVESTE OMKOSTNING I 2035 Omkostninger 2020-2035: Varmeproduktion og investering Biomassekedel [biomassekedel, udfasning af elkapacitet] Levetidsforlængelse [motorer med røggaskondensering] Reference [bestykning som nu] 0 100 200 300 400 Antagelser: 7,2 MW elkapacitet på motorer. Investering i 2020. 5 % rente. 1,9 % inflation. Forretningsøkonomisk perspektiv; optimeret med henblik på mindst mulige omkostninger over den økonomiske levetid på 15 år. Millions
LIDT OM FLEKSIBILITET Typisk 9MW motoranlæg naturgasfyret 225MWh af ca. 19.000MWh produktion er solgt i regulerkraftmarkedet ~ 1% 28. Oktober kl. 16-17
DRIFTSTIMER Typisk 7,2MW motoranlæg naturgasfyret Ca. 1.400MWh af ca. 12.000MWh produktion er solgt i regulerkraftmarkedet ~ godt 10%
DRIFTSTIMER Typisk 12MW elpatron Ca. 1700 MWh af totalt forbrugt 5800MWh er købt i regulerkraftmarkedet ~ ca. 30%
HVAD BETYDER DET SÅ? I 2013 har der totalt har der været aktiveret 194.460MWh opregulering i Vestdanmark 200.946MWh nedregulering i Vestdanmark Motorerne har 25 til 190 fuldlasttimer. Med 663MW installeret effekt i Vestdanmark kan de levere 16.575 125.970 MWh regulerkraft Dette svarer til 9% - 65% af den totale mængde regulerkraft (op) aktiveret i Vestdanmark i 2013 Elpatronen har 142 fuldlasttimer. Med 280MW installeret effekt i Vestdanmark kan de levere 39.760MWh regulerkraft Dette svarer til 20% af den totale mængde regulerkraft (ned) aktiveret i Vestdanmark i 2013 Motor og elpatron har stor fleksibilitet - udnyttes i dag
MARKEDET - UDFORDRINGEN Større investorsikkerhed for at tiltrække nyinvesteringer Energi Tilgodese alle typer produktion og forbrug rimeligt Ligestille typerne Sikre den rette afvejning mellem de variable og de faste omkostninger Kapacitet Flexibilitet Værkerne står der det skal bare være økonomisk rentabelt at drive dem i fremtiden
Grøn Energi Fjernvarmens udviklings- og analyseenhed For yderligere informationer kontakt Nina Detlefsen på telefon 24 620 820. Grøn Energi, Merkurvej 7, 6000 Kolding
Paneldebat 2 Hvad er bidraget fra decentrale kraftvarmeværker og under hvilke vilkår? 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 111
De centrale kraftværkers økonomi Market Model 2.0 Energinet.dk workshop 18. juni 2014, Ballerup DONG Energy Thermal Power Peter Thomsen Dok #: <pondus number> Dok ansvarlig: Lasss QA: petth Godkendt: petth
Kraftværkernes økonomi er forringet Udvikling i Green Dark Spread fra 2006 til 2015 (EUR/MWh, faste 2014 priser) 25 DK1 25 DK2 20 20 15 15-51% 10-42% 10 5 5 0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Historic Forwards Note: Stigning fra 2012 til 2013 skyldes lavere kulpriser Kilde: DONG Energy 113
Kraftværkskapaciteten er reduceret Udvikling i DONG Energys centrale kraftværksportefølje (elkapacitet, MW*) -43% 5.291 5.291 4.878 4.878 3.881 3.881 3.881 2.991 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 * DONG Energys driftsklare portefølje udgøres i 2014 af: AVV1, AVV2, ASV2, ESV, SKV3, SSV3, KYV, HCV, HEV Kilde: DONG Energy 114
Fremtiden for den resterende kapacitet afklares nu Elkapacitet 2013, MW Kommentar Fremtiden 2.991 748 Driftsklar kapacitet uden varmegrundlag (manuel reserve for Energinet.dk til ultimo 2015) afhænger af Energinet.dks indkøb af reserver 853 Driftsklar kapacitet med begrænset varmegrundlag Økonomien kan ikke bære langsigtede investeringer afhænger af udlandsforbindelser og ny betaling for fleksibel kapacitet og andre services af værdi i tillæg til en fornyelse af varmekontrakten 1.390 Driftsklar kapacitet med større varmegrundlag Økonomien afhænger af: bevaret varmegrundlag uændrede tilskud til biomassekraftvarme ingen yderligere forringelser i el-økonomien er uændret såfremt varmegrundlag ikke forringes; ikke nødvendigvis til rådighed for elmarkedet hele året Kilde: DONG Energy 115
Hvad kan understøtte kraftværkernes økonomi? 1. Det indre marked i Europa skal fuldt implementeres inkl. markederne for systemydelser Hvis markedsmodellen skal fungere, kræver det 2. Bedre brug af eksisterende infrastruktur mod Tyskland og etablering af nye udlandsforbindelser mod syd og vest 3. Fleksibilitetsydelser skal prissættes 4. Restriktioner, der påfører kraftværkerne omkostninger, skal fjernes 5. Udbud af strategisk reserve på kort sigt Kilde: DONG Energy 116
Tak for ordet! 117
Paneldebat 3 Hvad er bidraget fra centrale værker og under hvilke vilkår? 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 118
Afslutning Klaus Thostrup Markedschef, Energinet.dk 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 119
Opfølgning på dagens workshop hvad tager vi med herfra? Input fra indlæg og paneldebatter anvendes i en delrapport for fase 1 Behov for bilateral opfølgning af ubesvarede spørgsmål gennemføres inden sommerferien Yderligere analyser ift. markedsscenarier og løsninger forankres i projektgruppen Parkeringspladsen håndteres således 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 120
Kommende aktiviteter skal sikre, at fase 1 bliver forankret og alle typer af markedsaktører inddrages WS 4 - Markedsløsninger, 8/10 Kombinationer af markedsløsninger og aktørbidrag som detaljeres i fase 2 Europa seminar, 25/9 Betydning af andre landes valg Muligheder for en regional løsning WS 3 - Vedvarende energi, 16/9 Bidrag til intra-day og systemydelser Incitamenter til at levere fleksibilitet WS 2 - Forbrugssiden, 28/8 Potentiale gennem fleksibelt forbrug Markedsforskrifter og incitamenter Advisory Board 3, 23/10 Delrapport for fase 1 Plan for fase 2 Projektgruppemøde 4, 2/10 Opfølgning på workshop 2+3 og Europa seminar Advisory Board 2, 4/9 Resultater fra WS 1+2 Status på processen Projektgruppemøde 3, 21/8 Forberedelse af WS 3+4 Diskussion af analyser Projektgruppemøde 2, 2/7 Opfølgning på WS 1 Forberedelse af WS 2 samt Europa seminar 19-06-2014 Præsentation workshop 1 - markedsmodel 2.0 121