Status for opfølgning på Forsyningstilsynets rapport om Energinets indkøb af reserver i elsystemet fra december Electricity Advisory Board 25. juni 2019 Oplæg v. Mads Lyndrup, ktc. Navn 09.07.2019
Dagens oplæg Formålet med rapporten Rollefordeling mellem myndigheder og aktører (kap. 2) Konkurrenceanalysen (kap. 5/6) Opfølgning på rapporten de 7 anbefalinger
Overordnede formål med rapporten Klarhed over rollefordelingen blandt myndigheder og aktører Bedre redskaber til at bidrage for aktørerne Pulsen på konkurrencesituationen Forberedelse til implementeringen af EUnetværksretningslinjerne koderne om elektricitetsbalancering (EBGL) og systemdrift (SOGL) Samlet fremstilling/referenceværk Forsyningstilsynet skal arbejde for effektive integrerede markeder. Rapporten og udmøntningen deraf kan forhåbentligt bidrage.
Forholdet mellem energimyndighederne og Energinet FSTS ENDK Forsyningssikkerhed, sektortilsyn, ejerskab og policyudvikling EFKM/ENS
Kapitel 2 Hvad er en metode? Lovgivningen indeholder ikke en definition. FSTS s vurderingsparametre for, hvad der er metode: Metodens indvirkning på markedet vejer tungt. Metodebegrebet omfatter balanceydelser. Eksempel: Længerevarende kontrakter om brug af reservekapacitet kan indeholde metoder. Energinet bør orientere FSTS om sådanne aftaler inden udbud afholdes. FSTS godkender, om en metode er i overensstemmelse med lovgivningen (formelt og materielt). Energinet har kompetencen, ansvaret og bevillingen til at udvikle og anmelde metoder ikke FSTS. TVBR
Kapitel 2 Høringer Hvem er parter i forvaltningsretlig forstand? Energinet qua anmeldelsen og initiering af sagsbehandlingen. FSTS vurderer, om andre har en væsentlig og individuel interesse i sagen. Høringerne kan siges at drive sagsbehandlingen Aktørerne (uanset part) besidder typisk en specifik viden om konsekvenserne. Høringerne foregår på FSTS s hjemmeside. TVBR
Kapitel 2 REMIT FSTS er kompetent myndighed ift. håndhævelse af REMIT, der indeholder forbud mod: Insiderhandel Markedsmanipulation Og en forpligtigelse til at offentligøre intern viden REMIT har en tæt sammenhæng med konkurrencelovgivningen. REMIT finder også anvendelse på reservemarkederne. To energiselskaber har betalt bøder for markedsmanipulation på Intraday-markedet for el. TVBR
Kapitel 2 PPAT Hvad er en PPAT? En PPAT (persons professionally arranging transactions) formidler et stort antal handler på engrosenergimarkederne. Forsyningstilsynet vurderer, at Energinet er PPAT på markederne for reservekapacitet for el. En PPAT, skal etablere og opretholde effektive ordninger og procedurer til at identificere overtrædelser af forbuddene i REMIT skal overvåge handelsaktiviteter på deres markeder. kan som led i ovenstående indhente oplysninger hos en markedsaktør. skal ved begrundet mistanke om, at en transaktion er i strid med de ovennævnte forbud, underrette den relevante nationale regulerende myndighed. TVBR
Kapitel 5 Efterspørgselssiden - Samlet indkøb Energinets samlede udgifter er 3,4 mia. kr. i 2017 Udgifter til reserver er 564 mio. kr. i 2017 17 pct. af samlede udgifter Andel af reserveudgifter fordelt på energi og kapacitet i DK1 og DK2 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 2013 2014 2015 2016 2017 Kapacitet DK1 Kapacitet DK2 Energi DK1 Energi DK2 PCO
Kapitel 5 Efterspørgselssiden - Reservekapacitet II Omkostninger til betaling for reservekapacitet, mio. kr. 2012-2017 700 600 500 400 300 200 100 0 2012 2013 2014 2015 2016 2017 FCR DK1 FCR-N DK2 FCR-D DK2 afrr DK1 mfrr (op) DK1 mfrr (op) DK2 PCO
Kapitel 6 Udbudssiden Indikatorer År 2017 FCR op DK1 FCR ned DK1 mfrr DK1 Ad hoc mfrr DK2 FCR-N DK2 FCR-D DK2 Behov (MW) 10 10 282 (gns.) 53 22 33 Indkøb (mio. kr.) 22 1 7 42 40 15 Pris (kr./mwh) 251 11 3 90 208 52 Prissætning Pay-as-clear Pay-as-clear Pay-as-clear Pay-as-clear Pay-as-bid Pay-as-bid Nationalt/Regionalt marked Nationalt Nationalt Nationalt Nationalt Regionalt Regionalt Udviklingsplaner om internationalisering (årstal) Procentvis timer med kun én aktør (antal timer) Procentvis timer med maksimalt tre deltagende aktører Gennemsnitlig HHI for indsendte bud Minimum én aktør har vundet mere end 40 pct. af udbuddet på aggregeret plan for 2017 Andel af accepterede bud i forhold til det samlede udbud på aggregeret plan for 2017 Procentvis timer hvor den samlede volumen af udbuddet udgør mindre end 120 pct. af det realiserede køb (antal timer) Procentvis timer med overindkøb (procentvis timer med stort overindkøb over 20 pct. af behovet) Ja Ja NA Ja (ultimo 2019) NA NA 0 pct. 0 pct. (8) Udbudssiden 0 pct. 0 pct. 0 pct. PCO 1 pct. (90) 17 pct. 56 pct. 10 pct. 10 pct. 8 pct. 100 pct. 0,34 0,39 0,45 0,30 0,33 0,58 Markedsclearing Nej Ja Ja Ja Ja Ja 26 pct. 22 pct. 52 pct. 49 pct. 36 pct. 63 pct. 4 pct. (312) 93 pct. (31.pct) 0 pct. (32) 97 pct. (28 pct.) 1 pct. (68) 78 pct. (1 pct.) 6 pct. (175) 95 pct. (55 pct.) - - 4 pct. (4 pct.) 1 pct. (1 pct.)
Kapitel 6 BRP ernes budgivning - mængder Figur Illustration af en balanceansvarlig aktørs mulige sammensætning af bud PCO
Kapitel 6 BRP ere med få, store og dyre bud Parametrene i undersøgelsen er altså: Store bud (større end 20 pct. af behovet) Relativt få bud (færre bud end gennemsnittet pr. time) Relativt dyre bud (højere priser end gennemsnittet) Det kan indikere at en BRP udøver en grad af kontrol over kundernes bud Tabel BRP ere som indsendte få, store og dyre bud FCR-N FCR-D FCR nedreg FCR opreg mfrr DK1 mfrr DK2 2 agg. & 1 0 0 prod. 0 0 1 agg. PCO
Opfølgning på anbefalingerne I Anbefaling 1 Forsyningstilsynet vil gennem en informationsindsats (offentlige høringer, oplæg) fortsat understøtte, at aktørerne har mulighed for aktivt at bidrage i forbindelse med udarbejdelsen af metoder ( ) 2 Forsyningstilsynet vil i sin tilgang til godkendelsen af anmeldte vilkår og metoder i medfør af EBGL generelt understøtte en øget markedsintegration snarest muligt. 3 ( ) Forsyningstilsynet anbefaler, at Energinet i den sammenhæng identificerer og arbejder for at fjerne unødvendige adgangsbarrierer og udfordringer for at gøre brug af nye teknologier ( ) Forsyningstilsynet anbefaler, at Energinet med inddragelse af markedsaktørerne og udenlandske erfaringer udarbejder og offentliggør en rapport over potentialerne fra nye teknologier med afsæt i teknologikataloget inden udgangen af 2019. 4 Forsyningstilsynet vil anmode Energinet om en udviklingsplan for markedet for mfrr i DK2 senest 1. kvartal 2019 og i særlig grad at have fokus på, hvordan mfrr i DK2 skal indkøbes og prissættes, frem til at et forventeligt nordisk reservekapacitetsmarked for mfrr er etableret. Status Aktørforum, oplæg, høringer, tilgængelighed FSTS understøtter integration i all-nra forhandlinger om EBGL Energinet offentliggør rapport inden udgangen af 2019 Udviklingsplan for mfrr i DK2, til FSTS 1. marts 2019 Udviklingsplan for mfrr i DK2, offentlig 14. juni 2019 Anmeldelse af metode, 13. juni 2018 Navn 09.07.2019
Opfølgning på anbefalingerne II 5 Forsyningstilsynet vil ( ) anmode Energinet om senest 1. kvartal 2019 at sende tilsynet en plan for, under hvilke betingelser og hvornår samarbejdet også kan omfatte DK1. 6 Forsyningstilsynet vil indlede en dialog med Energinet for at afklare, hvorvidt og i givet fald hvordan Energinet kan få et bedre indblik i de balanceansvarlige aktørers budgivning med henblik på en redegørelse til Forsyningstilsynet og evt. en præcisering af vilkårene for de balanceansvarlige aktører inden udgangen af 2019. ( ) 7 Forsyningstilsynet vil anmode Energinet om senest i 1. kvartal 2019 at offentliggøre en rapport om potentialet ved at kunne gøre brug af muligheden for både asymmetriske og symmetriske bud, for at minimere overindkøb og for at sænke grænserne for minimumsbud ( ) Energinet offentliggør en integrationsplan for DK1 i EU og Norden, 14. juni 2019 Integrationsplan til FSTS, 1. marts 2019 FSTS/Energinet enig om en redegørelse inden udgangen af 2019, som skal: 1) beskrive Energinets forpligtigelser og muligheder for at overvåge markedet for systemydelser 2) tydeliggøre de balanceansvarlige aktørers vilkår og betingelser 3) opdatere dele af konkurrenceanalysen fra FSTS rapport Energinet offentliggør notat, 14. juni 2019 Notat til FSTS, 25. marts 2019 Navn 09.07.2019
BILAG Navn 09.07.2019
Tertiær reserve Sekundær reserve Primær reserve Bilag 1 Reservetyper og -terminologier ENTSO-E Frequency Containment Reserves (FCR) Frequency Restoration Reserves (afrr) Vestdanmark (Kapacitet) Frequency Containment Reserves (FCR) Load Frequency Control (LFC) eller sekundær reserve (afrr) Østdanmark (Kapacitet) Frekvensstyret normaldriftsreserve (FCR-N) Frekvensstyret driftsforstyrrelsesreser ve (FCR-D) EBGL platform (Energiaktivering) FCR Cooperation PICASSO (afrr) Beskrivelse Automatisk ud fra måling af frekvensen. Sikrer at fx en manglende kapacitet hurtigt bliver erstattet. Dette sker jævnt fordelt i hele det synkrone område (og således ikke kun der hvor fejlen er opstået) Automatisk ud fra signal fra Energinet som beskriver afvigelsen mellem planlagt og faktisk udveksling med naboområder. Dette medvirker til at aktivere effekt tæt på det sted hvor fejlen er opstået. Dermed reduceres fx overbelastning af nettet, som kan opstå ved aktivering af FCR. Hastighed Fuldt aktiveret i løbet af 30 sek. Fuldt aktiveret i løbet af 15 min. Frequency Restoration Reserves (mfrr) Manuel reserve (mfrr) Manuel reserve (mfrr) MARI (mfrr) Manuel aktiveres af Energinet. Fuldt aktiveret i løbet af 15 min. Replacement Reserves (RR) Anvendes ikke Anvendes ikke TERRE (RR) PCO
Bilag 2 Hvilke teknologier deltager normalt? Primær reserve FCR op (DK1) Allerede kørende centrale, decentrale anlæg Primær reserve FCR ned (DK1) Elkedler (de har dækket dette marked alene i flere år) Automatiske reserver - afrr (DK1) Allerede kørende centrale anlæg og elkedler Manuelle reserver - mfrr (DK1) Allerede kørende centrale anlæg Decentrale anlæg Nedregulering: vindmøller FCR-D (DK2) FCR-N (DK2) Manuelle reserver mfrr (DK2) Allerede kørende centrale anlæg Allerede kørende centrale anlæg, ganske få decentrale anlæg, elbiler og elkedler Centrale og decentrale anlæg PCO
Antal, følsomheds ændring af dyre bud Antal, følsomheds ændring af mange bud Antal, følsomhedsændring af store bud Bilag 3 Følsomhedstest få, store og dyre bud Marked FCR-N FCR-D FCR nedreg FCR opreg mfrr DK1 mfrr DK2 5 pct. 2 1 3 0 0 1 10 pct. 2 0 3 0 0 1 15 pct. 1 0 3 0 0 1 20 pct. 0 0 3 0 0 1 25 pct. 0 0 3 0 0 0 35 pct. 0 0 2 0 0 0 40 pct. 0 0 1 0 0 0 Markedsgn s. 1 0 2 0 0 0 Markedsgn s. 0 0 3 0 0 1 Halvering 0 0 2 0 0 0 Fordobling 0 0 3 0 0 2 Markedsgn s. 0 0 3 0 0 1 Halvering 0 0 3 1 0 1 PCO Fordobling 0 0 1 0 0 1
Bilag 4 Markedsregler for Vestdanmark, 2017 Markedsregel FCR (primær reserve) afrr/lfc (sekundær reserve) mfrr (tertiær reserve) Deltagende aktører Forbrugs- og produktionsaktører Forbrugs- og produktionsaktører Forbrugs- og produktionsaktører Indkøbs behov Efter behov +282 MW for indkøb +/- 20 MW, I 2017 (anbefales +/- 90 MW) (behov er 682 MW) Rådighedsbetaling pay-as-clear pay-as-clear pay-as-bid (marginalprissætning) (marginalprissætning) Energibetaling Opregulering: max[spot+100kr/mwh; RKpris] Afregnes til regulérkraftprisen Nedregulering: Afregnes til regulérkraftprisen min[spot-100kr/mwh; RK-pris] Budgivning Minimum budsstørrelse 0,3 MW 1 MW 5 MW Maksimum budstørrelse - 50 MW 50 MW Forbrugsenheder Kan aggregeres Kan aggregeres Kan aggregeres Produktionsenheder Kan aggregeres Kan aggregeres Kan aggregeres Forbrug- og produktionsenheder Kan ikke aggregeres sammen Kan aggregeres sammen. Kan ikke aggregeres sammen Op- og nedregulering Ja Ja Ja (kun opregulering købes) indkøb Asymmetrisk/symmetrisk Asymmetrisk Symmetrisk Asymmetrisk Auktion frekvens Én gang dagligt Når leverancen fra (Blokbud af 4 timer) SK4 svigter Én gang dagligt for hver time Deadline for bud Senest kl. 15 dagen før driftsdøgnet ude Afhængig af om SK4 svigter eller er planlagt Kl. 9:30 dagen før driftsdøgnet Teknisk specifikation Levering Indenfor 15-30 sekunder (50%, 15s 100%, 30 s) Inden for 15 minutter Fuldt leveret efter 15 min Opretholdelse af effekt I minimum 15 minutter Skal kunne opretholdes kontinuerlig I hele bestillingsperioden Retablering Indenfor 15 minutter Inden for 30 minutter - Energinets valg af bud Udvælgelse af bud Vælger billigste pris pr. MW Vælger billigste pris pr. MW Vælger billigste pris pr. MW Opdeling af bud Springe i merit-order-listen Bud accepteres i deres helhed eller slet ikke Ved overopfyldelse af behovet med accept af bud på over 5 MW, er det tilladt at springe buddet over. Bud accepteres i deres helhed eller slet ikke Energinet udvælger buddene således, at det samlede behov dækkes med mindst mulige omkostninger. Bud accepteres i deres helhed eller slet ikke Ved overopfyldelse af behovet med accept af bud på over 25 MW, er det tilladt at springe PCO buddet over.
Bilag 5 Markedsregler for Østdanmark, 2017 Markedsregel FCR-N (primær reserve) FCR-D (primær reserve) mfrr (tertiær reserve) Deltagende aktører Forbrugs- og produktionsaktører Forbrugs- og produktionsaktører Forbrugs- og produktionsaktører Indkøbs behov Energinet s andel i samarbejdet er 23 MW Energinet s andel i samarbejdet er 150-180 (Behov er 623 MW kontrakter sikrer MW kun at der afgives bud på den Rådighedsbetaling Energibetaling Efter leverandørens bud (pay-as-bid) Afregnes til regulérkraftprisen (ligesom ubalancer) Efter leverandørens bud (pay-as-bid) Afregnes til regulérkraftprisen kontraktslige bindende mængde Marginal prisfastsættelse (pay-as-clear) Afregnes til regulérkraftprisen Budgivning Minimum budsstørrelse 0,3 MW 0,3 MW 5 MW Maksimum budstørrelse - - 50 MW Forbrugsenheder Forbrugsenheder kan - Forbrugsenheder kan Produktionsenheder sammensættes sammensættes Produktionsenheder kan Produktionsenheder kan Produktionsenheder kan sammensættes sammensættes sammensættes Forbrug- og produktionsenheder Kan sammensættes blandet Kan sammensættes blandet Kan ikke sammensættes blandet Op- og nedregulering Ja Kun opregulering Ja (kun opregulering købes) Asymmetrisk/symmetrisk indkøb Symmetrisk indkøb Opreguleringsreserve Asymmetrisk indkøb Auktion frekvens To auktioner med én daglig auktion: Første auktion må blokbud max være 6 timer Anden auktion må blokbud max være 3 timer To auktioner med én daglig auktion: Første auktion må blokbud max være 6 timer Anden auktion må blokbud max være 3 timer Én gang dagligt for hver time Deadline for bud Første auktion senest kl. 15 to dage før Første auktion senest kl. 15 to dage før Kl. 9:30 dagen før driftsdøgnet driftsdøgnet driftsdøgnet Anden auktion senest kl. 18 dagen før Anden auktion senest kl. 18 dagen før driftsdøgnet Teknisk specifikation driftsdøgnet Levering Indenfor 150 sekunder Levere 50 pct. af responsen indenfor 5 Fuldt leveret 15 minutter efter aktivering sekunder, levere resten indenfor yderligere 25 sekunder Opretholdelse af effekt Kontinuerlig - I hele bestillingsperioden Retablering - - - Energinet s valg af bud Udvælgelse af bud Vælger som udgangspunkt Vælger som udgangspunkt Vælger billigste pris pr. MW billigste pris pr. MW billigste pris pr. MW (merit-order) Opdeling af bud Bud accepteres i deres helhed eller slet ikke Bud accepteres i deres helhed eller slet ikke Bud accepteres i deres helhed eller slet ikke Springe i merit-order-listen Ved overopfyldelse af behov er det tilladt at springe bud over. Ved overopfyldelse af behovet er det tilladt at springe bud over. Ved overopfyldelse af behovet med accept af bud på over 25 MW, er det
Bilag 6 Efterspørgselssiden - Reservekapacitet I Tabel 3 Energinets indkøb af reservekapacitet i det danske elsystem i 2017 Reserve Vestdanmark Østdanmark FCR 20 MW FCR-N FCR-D 22 MW 33 MW afrr 100 MW - mfrr (op) 282 MW 623 MW PCO