Vindkraftens betydning for elprisen i Danmark

Vindkraftens betydning for elprisen i Danmark Projektleder: Svend W. Enevoldsen, IBT-Wind Forfattere: Poul Alberg Østergaard, Aalborg Universitet Poul Erik Morthorst, Forskningscenter Risø Rune Moesgaard, Vindmølleindustrien Svend W. Enevoldsen, IBT-Wind Birk Centerpark 4 74 Herning www.hih-vind.dk

Indledning. Vindkraftens betydning for elprisen i Danmark. En af de bedste indikatorer på om det blæser mere i morgen end i dag, er at se på systemprisen. Hvis prisen i morgen er lavere, er det overvejende sandsynligt, at det også blæser mere i morgen. Kendsgerningen er, at vindkraften trykker systemprisen ned. Konsekvensen af dette er, at vindkraften fremkalder en lavere pris i markedet, hvilket kommer forbrugerne til gode. Spørgsmålet er så, hvad beløber denne besparelse sig til. IBT-Wind 1 sammensatte en gruppe af forskere og specialister til at udarbejde en robust model for beregning af det sparede beløb og sammenholde dette med den udbetalte støtte til vindkraft gennem PSO-2 midlerne. Lektor Poul Ahlberg Østergaard, Aalborg Universitet har skrevet afsnittet om Elhandel på Nordpool og prisdannelse af vindkraft-el. Seniorforsker Poul Erik Morthorst, Forskningscenter Risø har skrevet afsnittet om Vindkraftens indvirkning på prisdannelsen på El spot-markedet. Økonom Rune Moesgaard, Vindmølleindustrien har skrevet afsnittet om Udbetalt støtte til Vindkraft Professor Henrik Madsen, DTU har rådgivet om metodevalg. Akadamiingeniør Henrik Lawaetz har bistået med faktuelle oplysninger samt rådgivet om metodevalg. Energinet.dk har venligst stillet data til rådighed. Projektleder: Svend W. Enevoldsen IBT-Wind Birk Centerpark 4 74 Herning. svend@ecology.dk December, 26 1 IBT-Wind er et viden- og kompetencecenter for vindkraft under Århus Universitet, Handels og Ingeniørskolen i Herning i tæt samarbejde med Vestas, Siemens Wind Power, LM Glasfiber, Danmarks Tekniske Universitet, Aalborg Universitet, Forskningscenter Risø samt Skjern Tekniske Skole 2

Sammenfatning. Det hypotetiske spørgsmål: Hvad ville elprisen have været, hvis der ikke var vindkraft i det danske el-system? er ikke det korrekte spørgsmål at stille. De 31 MW vindmøller udgør en del af den samlede installerede kapacitet, og havde de ikke været der, måtte de nødvendigvis være erstattet af noget andet. Vi kan derfor kun forholde os til virkeligheden, og derfor spørge: Hvad ville elprisen have været, hvis ikke vinden havde blæst? I vore analyser har vi gennemgående forholdt os til historiske data. Vi har foretaget en kategorisering af forbruget og sammenholdt elprisen ved vindstille med priserne under påvirkning af vindkraften. Udregningerne er foretaget på time for time basis, hvor elprisen og forbruget sættes i forhold til en reference gældende for det pågældende kategoriserede forbrug. Markedsprisen for elektricitet ville have været højere uden vindmøller i el-systemet. I 25 har vi beregnet besparelsen til ca. 1 milliard kr. Dette skal sammenholdes med en udbetalt støtte til vindkraften på ca. 1,4 milliard kr. Den omstændighed at elprisen generelt har været stigende og at støtten til vindkraft er begrænset til faste priser bevirker at det er forventeligt, at besparelsen allerede fra 26 vil være væsentlig større end den udbetalte støtte. Fremtiden er derfor at vindkraften er i færd med at tilbagebetale støtte til el-forbrugerne. 3

Elhandel på Nordpool og prisdannelse af vindkraft-el Poul Alberg Østergaard, Aalborg Universitet. Introduktion Det nordiske elmarked Nordpool blev etableret i 1993 i Norge, og blev det næste årti trinvist udvidet til også at omfatte Sverige, Finland samt endelig de to områder i Danmark først Vestdanmark og siden Østdanmark. Målet med markedet var og er at etablere en platform for handel med el med henblik på at få en transparent prisdannelse og få en optimal udnyttelse af elressourcerne. Dette er specielt interessant og relevant i elsystemer som det nordiske med sin blanding af forskellige produktionsteknologier som atomkraft, vandkraft, brændselsfyrede kraftværker og vindkraft. De forskellige teknologier har hver især forskellige produktionskarakteristika såsom klima- og vejrafhængighed, men derudover er der også forskelle i de enkelte produktionsteknologiers faste og variable elproduktionsomkostninger. Alt sammen faktorer, der kan bidrage til et dynamisk og velfungerende marked, da de enkelte teknologier indgår med forskellige udbudspriser samt produktionskvanta. Alt i alt er der i nordiske system sket et skift fra en mere ingeniørmæssig tilgang til en markedsbaseret tilgang til eltransmissioner landene imellem, om end det kan siges, at etableringen af markedet blot institutionaliserede og synliggjorde omkostningerne ved de forskellige produktionssystemer, der indgår i det nordiske elsamarbejde. Markedet har opnået en dominerende rolle i det nordiske elsystem med en samlet handel på spotmarkedet i 25 på 17 TWh svarende til ca 44% af det samlede nordiske elforbrug jf. OECD-data. I 26 har den tilsvarende handel frem til medio august været på 146 TWh, så der er en stødt stigende tendens, som der da også har været siden etableringen. En stigende andel af den danske elproduktion handles da således f.eks. også på Nordpool. Det gælder også vindkraft, hvor der p.t. sker en overgang mellem at vindkraft afregnes efter et sindrigt system afhængende af opstillingsår, installeret effekt og akkumuleret produktion til at vindkraft handles under markedsvilkår (dog med tillæg). Nordpool omfatter en række markeder med specielle karakteristika. Nogle er finansielle, og andre er fysiske, dvs. omhandler køb og salg af specifikke produktioner til specifikke tidspunkter. Det drejer sig om Spotmarked Elbas Regulerkraftmarked Spotmarkedet har dannet den traditionelle hjørnesten i Nordpool-samarbejdet, senere suppleret af Elbas-markedet, hvorimod Regulerkraftmarkedet hidtil har været et forholdsvist lukket marked for store producenter 4

Spotmarkedet På spotmarkedet handles el med en tidshorisont på 12-36 timer. Inden kl. 12 middag indsendes bud for elproduktion og forbrug for de enkelte 24 timer i døgnet startende førstkommende midnat. På baggrund af alle købs- og salgsbud dannes hhv. en udbudsog en efterspørgselskurve for hver enkelt time i døgnet, og det sted de to kurver krydser, bliver den såkaldte Systempris i pågældende time. Alle handler i pågældende time handles således som udgangspunkt til Systemprisen. Systemprisen samt de enkelte producenters produktion samt aftageres køb meldes dernæst ud til købere og sælgere, som kan planlægge det kommende døgn derefter. Elbas Hvor spotmarkedet har en forholdsvis lang tidshorisont, kan der på Elbas-markedet handles el indtil én time før timen for leverancen. Elbas-markedet starter efter Spotmarkedet er lukket og systemprisen er fundet, og fortsætter således med kontinuerlig handel det kommende halvandet døgn dog kun indtil timen før leverancen. Bortset fra tidsdimmensionen, fungerer Elbas i store træk som Spotmarkedet. Regulerkraftmarkedet På regulerkraftmarkedet handles op- og nedregulering blandt primært store producenter og forbrugere. Dette marked er ikke et Nordpool-marked, men er separate markeder indenfor de enkelte systemoperatørområder. Hvor der i de to andre markeder afgives et produktions- eller aftagstilbud, kan aktører på Regulerkraftmarkerdet angive både opog nedregulering med mængde og pris. Regulerkraftmarkedet anvendes til øjebliksregulering af elsystemet med henblik på afbalancering af produktion og forbrug med de tilfældige udfald eller overproduktioner, som der kan finde sted trods indmeldinger på markedet. Der forudsættes således forbrugs- og produktionsenheder, som er under kontinuerlig kontrol. Prisdannelse ved opsplitning i flere områder Det nordiske elsystem er trods sin sammenhængende natur ikke i besiddelse af en tilstrækkelig transmissionskapacitet til at transmittere vilkårlige mængder mellem de forskellige områder, som det udgøres af. Hvis den indmeldte handel mellem to områder f.eks. Vestdanmark og Sverige eller Nord- og Sydnorge - overstiger den fysiske transmissionskapacitet mellem områderne, kan det være nødvendigt at opsplitte Nordpool-området i flere forskellige prisområder. Dette er også årsagen til, at der i figur 1 opereres med to forskellige priser; den almindelige Systempris og en DK-Vestpris, hvor DK-Vest-prisen opstår, når Vestdanmark udgør et separat prisområde. Set hen over året 25, er der en tydelig forskel mellem prisen på Nordpool og prisen i Vestdanmark, hvor prisen i Vestdanmark generelt er højere end Nordpools Systempris dog med markante undtagelser, hvor elprisen i Vestdanmark går mod nul. 5

3 25 Elpris [kr/mwh] 2 15 1 DK-Vest Systempris 5 73 146 219 292 365 438 511 584 657 73 83 876 Time Figur 1: Nordpool systemprisen og DK-Vest-prisen i 25. Baseret på markedsdata fra www.energinet.dk Det er specielt i timer, hvor vindkraften er høj samtidig med at transmissionskapaciteten til Norge og Sverige er fuldt udnyttet, hvilket bevirker, at Vestdanmark udgør et separat prisområde. Prisdannelse på elmarkederne med vindkraft Prisdannelsen på elmarkederne sker som kort skitseret tidligere jvf. indmeldingen af købs- og salgsbud. Generelt kan producenter indmelde salgsbud til den kortsigtede marginalomkostning, hvilket i stigende orden er hhv. vindkraft, vandkraft, atomkraft, kulkraft, oliefyrede kraftværker og endelig gasturbiner. Præcis hvilken pris, der indmeldes, er dog op til den enkelte markedsaktør. Dansk vindkraft handles således også på Nordpool. Dog er der her ikke tale om at de enkelte ejere agerer som aktører. I stedet lader vindmølleejere typisk enten den systemansvarlige Energinet.dk eller et energiselskab med denne ekspertise om at indmelde produktion på spotmarkedet. Typisk indmeldes vindkraft på spotmarkedet til nul kroner, til trods for at dette ligger under den marginale driftsomkostning. I modsætning til andre produktionsanlægstyper med relativt lave investeringsomkostninger og høje driftsomkostninger har vindmøller med relativt høje investeringsomkostninger og lave driftsomkostninger en interesse i altid at afsætte så meget produktion som muligt uanset prisen. Energinet.dk har aftagepligt overfor visse vindmøller, og har således også en egeninteresse i at kunne afsætte denne produktion uanset hvad systemprisen måtte blive. Tilsvarende har andre aktører, som fungerer som markedsindmeldere for vindmøller, heller ingen interesse i ikke at kunne afsætte produktionen grundet en eventuelt for højt indbudt pris, der ender med at ligger over systemprisen. 6

Skulle en indbyder af vindmøllekraft melde produktion ind til en pris højere end nul, vil vindmøller indbudt af denne udbyder da også være de første til at skulle lukke møllen ned, i tilfælde af at den indbudte pris ikke blev opnået i den eller de givne timer. Andre vindmølleejere ville derimod kunne producere i samme timer og opnå den om end lave så dog faktiske Systempris. Disse andre vindmølleejere ville faktisk have en interesse i at andre vindmøllers produktion blev budt ind til en højere pris, da en sådan indmelding alt andet lige ville rykke priskrydset og systemprisen til gavn for vindmøller som opnår leverancer i den enkelte time. Eftersom det naturligvis er ulovligt at aftale budpriser indbyrdes, betyder det, alle har en interesse i at andre hæver budprisen, og ingen har en interesse i selv at hæve budprisen. I de timer, hvor elprisen er specielt lav (se varighedskurve for elprisen i figur 2), vil der også være en tendens til, at vindproduktionen er høj med det resultat, at det hvad angår energimængde er gode timer for vindmølleejerne, selvom det ikke nødvendigvis er så favorabelt hvad angår elpris. 3 25 Elpris [kr/mwh] 2 15 1 DK-Vest Systempris 5 73 146 219 292 365 438 511 584 657 73 83 876 Timer Figur 2: Varighedskurve for Systemprise og DKVest-pris i 25. Baseret på markedsdata fra www.energinet.dk På Spotmarkedet er det således en mulighed faktisk at indmelde vindkraft til en værdi højere end nul om end dette ikke forekommer. På Elbas-markedet er situationen tilsvarende, om end her er nøjagtigheden i forudsigelserne af vindkraften desto mere præcis. Alle aktører har således på tidspunktet op mod den time, hvor leveringer skal finde sted, styr på i hvilket omfang der vil være vindkraft i systemet. Forhandlingspositionen er således ikke særlig stor. Dette skal selvfølgelig ses i lyset af, at Elbasmarkedet naturligvis ikke udgør så stort et marked som Spotmarkedet med plads til færre producenter til følge. Som for andre producenter skal indmeldingerne af vindkraft til Spotmarked og Elbas markedet ske med angivelse af produktion for de enkelte timer. Dette giver vindmøller et særligt problem grundet vindens fluktuerende natur. Som andre, der enten producerer for lidt eller for meget i forhold til indmeldte produktion, skal vindmølleejere betale for den op- eller nedregulering, som fejlen i indmeldingen giver anledning til. Til dette 7

formål opnår de vindmølleejere, der skal afsætte produktionen på markedet, et særskilt tilskud på 2,3 øre per kwh. Ikke desto mindre er der et naturligvis et kraftigt incitament blandt de aktører, der indmelder produktion, til at dette gøres så nøjagtigt som muligt for at undgå at blive påført omkostninger til op- eller nedregulering. Gennem storskalaforhold lettes opgaven også idet usikkerheden på produktionsprognosen mindskes gennem den geografiske spredning af en større population af vindmøller. Der er således ingen hindringer for, at en række elproducerende anlæg indmeldes sammen. Eksempelvis ville en vindmølle også kunne indmeldes sammen med et brændselsfyret anlæg for at derigennem at sikre en større evne til at prognosticere produktionen korrekt. Dette er muligt, men om en brændselsbaseret producent har interesse i at indgå i et sådan samarbejde er tvivlsomt, da der ikke umiddelbart er et incitament for denne producent. Tilsvarende kan det argumenteres, at denne optimering foregår bedre på overordnet plan altså direkte på markedet. Man kan være kritisk overfor selve markedsorganiseringen. Eksempelvis ville et rullende marked med markedslukning et givet antal timer før leverancetimen forbedre prognosen for vindkraft, hvorfor værdien ville øges, og umiddelbart forekommer der ikke at være vægtige grunde til at markedet skal lukke allerede 12-36 timer før produktionstimen. Hvor Elbasmarkedet som nævnt kun er et marked med marginale ændringer i forhold til allerede indgåede handler på Elspotmarkedet, og med deraffølgende manglende plads til vindkraft og i givet fald kun til en lav værdi, så ville en forrykkelse af Elspotmarkedet øge vindkraftens værdi, da omkostninger til regulerkraft ville falde. Regulerkraft i første halvår af 26 udgjorde i Vestdanmark i gennemsnit 2,6% af forbruget, men det var en kraftig variation fra en nedregulering på 3,1% til en opregulering på 35,% 2. Pristillægget for opregulering dvs. tillæg i forhold til Systemprisen - udgjorde i perioden i gennemsnit 35,6 DKK/MWh hvor prisfradraget for nedregulering udgjorde 91,2 DKK/MWh. Der er en interessant tendens i tallene for regulerkraft, når Vestdanmark splittes ud i et separat prisområde grundet for stort behov for transmission ind eller ud af området. Opsplitningen finder sted i forbindelse med lukningen af Spotmarkedet og er således kendt 24-36 timer i forvejen. I de timer, hvor der er brug for regulering, ville der rent statistisk i ca 5% af tilfældene være brug for opregulering når timen kom og ca. 5% af tilfældene være brug for nedregulering. I hele perioden generelt, er der da også i 47% af disse timer brug for nedregulering og i 53% af tilfældene brug for opregulering. Anderledes ser situationen derimod ud ved opsplitning i prisområder. Ved højere priser i Vestdanmark indikerende en underproduktion i området er der primært brug for nedregulering og ved lavere priser indikerende en overproduktion i området er det primært brug for opregulering. At der ikke er den ligelige fordeling mellem behov for op- og nedregulering kunne således indikere, at indmeldingerne til spotmarkedet i disse situationer, har en tendens til at fremme opsplitningen i prisområder. 2 Baseret på Udtræk af Markedsdata fra www.energinet.dk 8

Vindkraftens indvirkning på prisdannelsen på El spot-markedet Af Poul Erik Morthorst, Forskningscenter Risø Beskrivelse af spotmarkedet for elektricitet. Det nordiske elmarked er geografisk bundet til Norge, Sverige, Finland og Danmark og omfatter handel og udveksling med el på en række forskellige markeder. Centralt i elmarkedet er den nordiske elbørs, Nord Pool, også kaldet Elspot-markedet. Elbørsen blev oprindeligt etableret i 1991 på norsk initiativ og frem til 1995 var kun Norge omfattet af børsen. Fra 1996 blev Sverige del af elbørsen og navnet blev ændret til Nord Pool. I 1998 blev Finland inkluderet og sidst er så Danmark kommet til i 1999-2. I forhold til elmarkedet er Danmark opdelt i to områder, omfattende henholdsvis den vest-danske del med Jylland og Fyn (det tidligere Eltra-område) og den øst-danske del med Sjælland og de omkringliggende øer (det tidligere Elkraft-system-område). Den primære grund til denne opdeling er, at disse to dele af Danmark i dag ikke er elektrisk forbundet 3. Vest-Danmark samkøres elektrisk med Tyskland og det øvrige europæiske kontinent, mens Øst-Danmark samkøres med det nordiske område. Figur 3: De geografiske grænser for det nordiske kraftmarked. Transmissionskapaciteter er vist i MW. Kilde: NordEl. Det nordiske elmarked er domineret af norsk og svensk vandkraft, om end der er en stigende samhandel med det tyske elmarked, hvorved vandkraftens dominans reduceres. Med Danmark beliggende på grænsen mellem de store kontinentale termisk-baserede kraftsystemer (herunder specielt Tyskland) og de store nordiske vandkraftsystemer, kommer det danske system (specielt Vest-Danmark naturligvis) til at danne en slags 3 En Storebæltsforbindelse er vedtaget og forventes at stå færdig i 21. 9

buffer mellem disse to områder. Prisdannelsen på de danske elmarkeder er således i et vist omfang tæt relateret til forholdene i vore nabolande, Som nævnt er Nord Pool-markedet kun et ud af flere nordiske markeder for fysisk samhandel med el, men da det er dette marked som vindkraften i særdeleshed påvirker, vil vi i det følgende beskrive Elspot-markedet lidt nøjere. På elspotmarkedet indrapporterer aktørerne dagligt bud for efterspørgsel og udbud af strøm på timebasis fra aktørerne på markedet. Såvel producenter som forbrugere (elhandlere) indgiver således bud for hvor meget de vil producere/aftage til hvilken pris for hver enkelt time. Disse bud afgives senest klokken 12 dagen før driftsdøgnet. I realiteten gives der således bud 12-36 timer før den egentlige driftstime. Nord Pool lægger alle bud sammen og hermed opnås de aggregerede udbuds- og efterspørgselskurver for hver enkelt time, som vist i Figur 4. Prisen på strøm bestemmes, hvor efterspørgselen er lig udbuddet af elektricitet, dvs. i skæringen mellem udbuds- og efterspørgselskurven. Herved bestemmes den handlede mængde af strøm og den tilhørende elpris for hver enkelt time og disse udmeldes af Nord Pool dagen før driftsdøgnet. Figur 4 viser, hvorledes prisen og mængden af handlet el bestemmes. Som vist er mængde og pris på den udbudte el meget afhængig af værkstype. Grundlastværker, eksempelvis kernekraftværker og kulfyrede kraftvarmeværker, samt vindkraft bydes ind til en lav pris (lave marginalomkostninger), mens spidslastværker (eksempelvis gasturbiner og kondensværker) bydes ind til en høj pris (høje marginalomkostninger). Generelt er elefterspørgselen ikke særlig prisafhængig (stejl kurve), hvorfor priserne på elmarkedet afhænger meget af såvel niveauet for efterspørgselen som niveauet for udbudet. DKK/ MWh Efterspørgsel efter el Udbud af el Elpris Kernekraft- og vindkraft Ureguleret vandkraft Kraft-varmeværker og vandkraft Kondensværker og gasturbiner MWh Figur 4: Prisdannelse på et El-marked. Vindkraftens indflydelse på spot-markedet 1

Vindkraftens indflydelse på prisdannelsen på Elspot-markedet er illustreret i Figur 5. Normalt vil vindkraft have lave marginale produktionsomkostninger, hvorfor de vil komme ind nederst ( i den billige ende ) på udbudskurven. Den høje vindgenererede elproduktion vil derfor skifte udbudskurven udad. Hvorledes elpriserne påvirkes afhænger helt af tidspunktet på dagen. Principielt kan elprisen i alle de tre lastperioder blive påvirket, men som det fremgår af Figur 5 vil de største prisfald indtræffe, hvis en stor elproduktion fra vindmøllerne falder sammen med spidslast- eller højlastperioderne, mens påvirkningen i lavlast (nattimer) vil være mindre. Specielt i spidsperioden, hvor den højeste el-efterspørgsel indtræffer, kan en stor elproduktion fra vindmøllerne føre til endog meget markante prisfald, som vist på Figur 5. DKK/ MWh Efterspørgsel efter el Nat Dag Spidsperiode Udbud Spidsperiode Højlast Lavlast Meget vind MWh Figur 5: Prisvariationer som følge af meget vind i elsystemet. Generelt vil en stor mængde vind i elsystemet føre til lavere gennemsnitlige elpriser på grund af vindkraftens lave marginale produktionsomkostninger. Dette ser vi nærmere på i det følgende. Hvordan regner vi? Analysen går ud på at kvantificere, hvor meget vindkraft påvirker priserne i det vest- og østdanske elsystem. Som udgangspunkt skal det derfor bestemmes, hvad elprisen ville have været såfremt det ikke blæste. Det er i denne analyse gjort ved at opstille en reference, der svarer til vindstille. Bemærk, at analyserne kun beskæftiger sig med, hvor meget vindkraften påvirker priserne på markedet afhængigt af om det blæser eller ej. Det er altså ikke et spørgsmål om vindkraften indgår i elsystemet, som analyserne beskæftiger sig med. Såfremt vi ikke havde vindkraft i elsystemet i dag, ville vi formodentligt have haft et noget anderledes sammensat system, hvorfor sidstnævnte problemstilling ville kræve langt mere omfattende analyserer end foretaget i dette projekt. 11

DKK/MWh 8 7 6 5 4 3 2 1 Lavere pris på elmarkedet pga vindkraften 1 4 7 1 13 16 19 22 Time på døgnet Vindstille God vind Figur 6: Skematisk figur for hvorledes vindkraft påvirker prisen på elmarkedet Figur 6 illustrerer, hvorledes beregningerne er foretaget. På døgnbasis beregnes en gennemsnitlig timepris på elmarkedet afhængig af om det blæser eller ej. Den øverste kurve på Figur 6 er beregnet for vindstille timer, mens den nederste er beregnet for timer med god vind. Som det fremgår af figuren er der en ganske betydelig forskel på de to kurver, hvilket indikerer, at vindkraften har en betydelig påvirkning af priserne. Som det fremgår, er langt den største indflydelse i højlast-timerne (dagtimerne), mens påvirkningen i lavlast-timerne (nattimerne)er betydelig mindre. Den observerede forskel mellem de to kurver tilskrives vindkraften. Referencen for vindstille er potentielt meget afgørende for resultatet 4, og derfor er analyserne struktureret således, at en stabil reference kan opnås. Stabilitet i referencen implicerer også at andre elementer end vindkraft, der påvirker priserne, så vidt muligt skal sorteres fra. Disse andre elementer omfatter følgende: Døgn- og sæsonvariationer i elforbruget påvirker elpriserne. Tilstrømningen af vandkraft har en betydelig indflydelse på elpriserne over året. Der kan være trend-mæssige ændringer i elpriserne, eksempelvis forårsaget af generelt stigende elforbrug. Ændringer i brændselspriser og CO2-kvotepriser medfører ændringer i elpriserne. For at opnå en stabil reference er beregningerne derfor foretaget på timebasis, samt som gennemsnit inden for sammenlignelige måneder, hvor sidstnævnte betyder, at måneder med samsvarende prisstruktur er slået sammen. Ved at lave beregningerne på timebasis håndteres døgnvariationen og ved anvendelse af sammenlignelige måneder håndteres ændringer i forudsætninger som brændselspriser og vandtilstrømning. Hvis man sammenligner med Figur 6 igen, betyder dette, at hvis januar og februar er slået sammen, så er gennemsnittet af alle elpriser for time 1 på døgnet beregnet for disse to 4 I de endelige analyser sammenlignes ikke kun med en kurve for god vind men med flere kurver afhængig af vindkraftproduktionen. Derfor bliver referencen meget afgørende, da den tælles med hver gang. 12

måneder, henholdsvis i timer med vindstille og i timer med god vind. Tilsvarende er gjort for alle timer i døgnet og på basis heraf er Figur 6 opstillet. Nu er vind jo ikke bare god vind. Derfor er vindkraften i denne analyse splittet op på kategorier afhængig af, hvor meget det blæser. For det vest-danske system opereres der med i alt fem kategorier, opdelt efter den vindkraftproduktion, der i en given time eksisterer i elsystemet 5 : - 15 MW vindkraft 15-5 MW vindkraft 5 1. MW vindkraft 1. 1.5 MW vindkraft Mere end 1.5 MW Kategorien -15 MW repræsenterer i denne opdeling situationen, hvor der stort set ingen vindkraft er i elsystemet, altså en tilnærmelse af vindstille. I de øvrige kategorier producerer vindkraften mere og mere el i systemet. Således repræsenterer den sidste kategori Mere end 1.5 MW, at der blæser en gedigen storm og at vindmøllerne er tæt på at producere på fuld kapacitet. Den største samlede kapacitet af vindmøller eksisterer i det vestdanske system og omfatter ca. 2.3 MW Som nævnt tilskrives forskellen mellem de to kurver i Figur 6 vindkraftproduktionens indflydelse på elmarkedet, og denne forskel kommer alle elforbrugere til at mærke. For at beregne de endelige konsekvenser for elforbrugerne bliver den konstaterede forskel på elprisen vægtet med elforbruget i de pågældende timer for henholdsvis det vestdanske og det østdanske elsystem. Der er ikke foretaget beregninger på det samlede nordiske system. Bemærk, at en stor del af den konstaterede forskel ikke udgør en samfundsøkonomisk gevinst, men kun en omfordeling mellem elproducenter og elforbrugere. Havde der ikke været nogen vindkraftproduktion i de pågældende timer ville elproducenterne have tjent mere på elforbrugernes bekostning. Dog er der også en marginal samfundsøkonomisk effekt på elmarkedet, hvor vindkraften skubber de dyreste enheder ud af markedet, hvilket implicerer en reel samfundsøkonomisk gevinst, se Figur 5. Men den største effekt er stadig omfordelingen mellem elproducenter og elforbrugere. Referencen Da referencen som nævnt er vigtig for resultaterne vil vi dette afsnit se nærmere på hvordan denne reference er etableret og hvorledes stabiliteten i referencen er. Der er udvalgt i alt fem månedsperioder, bestående af følgende: Januar, februar og marts April, maj og august Juni og juli 5 Den efterfølgende beskrivelse er baseret på analyserne for det vest-danske system. Analyserne for det øst-danske system er tilsvarende, men baseret på et lidt mere enkel kategori-inddekling 13

September og oktober November og december Figur 7 illustrerer sammenligneligheden i disse månedsperioder for henholdsvis januarmarts og september-oktober. Generelt ligger disse måneder tæt på hinanden hvad angår prisstrukturen på elmarkedet. Tilsvarende billeder gælder for øvrige ikke-illustrerede månedsperioder. 45 6 4 35 5 DKK/MWh 3 25 2 15 1 jan feb mar DKK/MWh 4 3 2 sep okt 11 13 15 17 19 21 23 5 1 1 3 5 7 9 1 3 5 7 9 Time på døgnet 11 13 15 17 19 21 23 Time på døgnet Figur 7: Illustration af sammenlignelige måneder, henholdsvis januar-marts og september- oktober. Det er således inden for hver af disse månedsperioder, at den gennemsnitlige elpris for hver time på døgnet beregnes i de fem kategori af vindkraftproduktionen. De beregnede fem månedsperiode-referencer er vist på Figur 8. Reference 25 8, DKK/MWh 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 Time på døgnet Jan-mar April-maj-august Juni-juli Sept-okt Nov-dec Figur 8: De fem månedsperiode-referencer. En stabil reference kræver som minimum, at enkelte observationer ikke kan påvirke resultatet betydeligt. Det er derfor vigtigt, at der bagved de enkelte gennemsnit over døgnets timer ligger et forholdsvist stort antal observationer. Dette har været muligt at opnå ved at slå de sammenlignelige måneder sammen. Figur 9 viser repræsentativiteten i de enkelte månedsperiode-referencer. Typisk ligger der mellem 15 og 25 observationer bag ved hver time-beregning. Men naturligvis er der undtagelser. Den dårligst bestemte reference er for November-december -perioden, hvor to timer er bestemt med kun 8 observationer og tre med 9 observationer. Øvrige timer er alle bestemt med over 1 14

observationer. Generelt synes der således på denne måde at være opnået en tilfredsstillende repræsentation i analyserne. Repræsentativitet 35 3 Antal 25 2 15 1 Jan-mar April-maj-august Juni-juli Sept-okt Nov-dec 5 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 Timer i døgnet Figur 9: Repræsentativiteten i referencerne. Resultater konsekvenser for elforbrugerne At vindkraften har en markant indflydelse på elpriserne på spotmarkedet fremgår klart af resultaterne. Figur 1 viser elpriserne for december 25 for hver af de 5 kategorier af vinkraftproduktion, fra vindstille med mindre end 15 MW vindkraft på nettet til storm med mere end 1.5 MW. Som det klart fremgår af figuren bliver spotpriserne lavere jo mere vindkraft, der er i systemet. Men billedet er dog ikke helt entydigt. I nogle tilfælde lapper kurverne over hinanden dette gælder eksempelvis for kurverne 15-5 MW og 5-1. MW i timerne 9-1 og 13-14 - hvilket indikerer, at der er andre faktorer end vindkraft, der spiller ind på resultaterne. December 25 DKK/MWh 8 7 6 5 4 3 2 1 1 4 7 113161922 Time på døgnet -15 MW 15-5 MW 5-1 MW 1-15 MW > 15 MW Figur 1: Vindkraftens påvirkning af spotprisen. Gennemsnit af spotpriserne i de enkelte vindkategorier for december 25. Samtidigt er december 25 en af de måneder, der klarest viser vindkraftens indflydelse. Figur 11 viser to andre måneder i 25, hvor der også tydeligt kan 15

identificeres en påvirkning, men dog langt mindre klart end i december måned. Generelt er der en stærkere sammenhæng i vintermånederne end i sommermånederne, hvilket skyldes at der er betydeligt mere vind om vinteren. Februar 25 Juli 25 35 6 DKK/MWh 3 25 2 15 1 5-15 MW 15-5 MW 5-1 MW 1-15 MW > 15 MW DKK/MWh 5 4 3 2 1-15 MW 15-5 MW 5-1 MW 1-15 MW > 15 MW 1 4 7 1 13 16 19 22 1 4 7 113161922 Time på døgnet Time på døgnet Figur 11: Vindkraftens påvirkning af spotprisen. Gennemsnit af spotpriserne i de enkelte vindkategorier for februar og juli 25. Vindkraftens påvirkning af spotpriserne er betydeligt stærkere i 25 end 24 og langt mere markant i Vestdanmark end i Østdanmark. Sidstnævnte er ikke overraskende, da der er næsten tre gange så meget vindkraft i det vestdanske elsystem som i det østdanske. Men den stærkere påvirkning i 25 end i 24 har det ikke umiddelbart været muligt at finder en entydig forklaring på. Det kan eventuelt være et resultat af en ændring i budgivningen til elmarkedet, men dette har ikke kunnet underbygges af analyserne. Konsekvenserne for de danske elforbrugere er klar: Når vinden presser spotprisen kommer det samtlige elforbrugere til gode i og med de får en lavere elregning. Dette er vist på Figur 12, hvor det er vist, hvor meget elprisen i henholdsvis Vest- og Østdanmark på månedsbasis ville have været højere, hvis det ikke havde blæst. Vestdanmark Østdanmark 5 16 4 14 12 % 3 2 > 15 MW > 5 MW % 1 8 6 > 15 MW > 5 MW 1 4-1 januar marts maj juli september november 2-2 -4 januar marts maj juli september november Figur 12: Så meget ville spotpriserne have været højere i Vest- og Østdanmark, såfremt vinden ikke have blæst. Udregnet på månedbasis. Som tidligere påpeget fremgår det også af Figur 12, at det specielt er i vintermånederne, at vindkraften presser priser, og at påvirkningen i disse måneder er endog meget stor. Endvidere er referencen på vindstille under 15 MW testet i Figur 12. Dette er gjort på den måde, at vindstille i kurven > 5 MW er defineret ikke kun som under 15 16

MW men som under 5 MW, hvilket må siges at være en ganske konservativ antagelse. Som det fremgår påvirkes resultaterne for Vestdanmark ikke synderligt, mens resultaterne for Østdanmark ændres ganske meget, hvilket naturligvis skyldes den meget lavere andel af vindkraft i denne region. Forbrugerne i Vestdanmark har sparet Forbrugerne i Østdanmark har sparet Mill.DKK 1 9 8 7 6 5 4 3 2 1 > 15 MW > 5 MW Mill.DKK 1 9 8 7 6 5 4 3 2 1 > 15 MW > 5 MW 2 2 18 18 16 16 14 14 12 12 % 1 % 1 8 8 6 6 4 4 2 2 > 15 MW > 5 MW > 15 MW > 5 MW Figur 13: Konsekvenserne for elforbrugerne i henholdsvis Vest- og Østdanmark. Besparelser i DKK og %. I Figur 13 er vist de samlede økonomiske konsekvenser for elforbrugerne i henholdsvis Vest- og Østdanmark, her igen gennemregnet med referencen vindstille som under henholdsvis 15 MW og 5 MW. Specielt for Vestdanmark er resultaterne meget stabile, selv under den konservative reference, hvor vindstille er defineret som < 5 MW. Resultaterne viser en besparelse på omkring 8 mil. DKK i Vestdanmark og mellem 1 og 2 mil. DKK i Østdanmark. Dette svarer til at elforbrugerne i Vestdanmark har sparet 12-14% på spotpriserne, mens elforbrugerne i Østdanmark kun har sparet 2-5%. Besparelserne på spotpriserne fører dog ikke kun til en lavere elregning for elforbrugerne. Størsteparten af de danske vindmøller afregnes efter en fast tarif, hvilket betyder, at hvis spotprisen bliver lavere, så bliver elforbrugernes tilskud til møllerne tilsvarende større. Men i og med at kun ca. 25% af det vestdanske elforbrug produceres af vindmøller, så slår tilskudselementet i dette område kun igennem med ca. ¼ af de lavere elpriser. Og i Østdanmark er dækker vindmøllerne mindre end 1% af elforbruget. Det er derfor klart, at de lavere spotpriser kommer elforbrugerne til gode. Som tidligere nævnt er det dog kun en mindre del af de lavere spotpriser, der fører til lavere samfundsøkonomiske omkostninger. Størstedelen skyldes omfordeling fra elproducenter til elforbrugerne, altså at elproducenterne får en lavere indtjening. Usikkerheder 17

Der er mange faktorer, der påvirker prisdannelsen på spotmarkedet, og det er ikke muligt at udelukke alle disse faktorer gennem den her anvendte metode. Følgende overvejelser skal tages med i betragtning: Specielt samhandelen med Tyskland har betydelig indflydelse på prisbestemmelsen på markedet. Denne faktor har det ikke været muligt at separere, hvorfor den kan have indflydelse på resultaterne. Andre enkeltfaktorer, så som nedbrud eller reduceret kapacitet af udenlandsforbindelser, samt udfald af produktionsanlæg har naturligvis også en indflydelse, som det ikke har været muligt at udelukke. Generelt synes analyserne dog at være rimeligt robuste. Gennem opdelingen på måneder synes størsteparten af påvirkningerne fra ændrede brændselspriser, ændre CO 2 - kvotepriser og ændret tilløb af vand at blive elimineret. Store ændringer inden for den enkelte måned tages der dog ikke højde for. Tilsvarende synes langt hovedparten af påvirkninger fra døgnvariationer at blive elimineret gennem opdelingen på døgnets timer. 18

Udbetalt støtte til Vindkraft Af Rune Moesgaard, Vindmølleindustrien. Afregning af vindmølle-el De opstillede møller i Danmark afregnes efter en lang række forskellige ordninger. Disse ordninger afhænger af f.eks. møllens købstidspunkt, møllens opstillingstidspunkt, møllens installerede kapacitet, møllens placering (land eller hav), markedsprisen på el på nordpool og ejerforhold (privat/laugs/elværksejet). Hovedreglerne for afregning af privat/laugs ejede landmøller fremgår af tabel 1 neden for. Møller købt in-den ud-gangen af 1999 Opstillet i perioden 1. januar 23 til 31. december 24 Opstillet fra 1. januar 25 Havmøller Havmøller (Horns Rev I og Nysted I) Middelgrunden Samsø, Rønsland, Frederikshavn Horns Rev II fra 29-1 Nysted II fra 29-1 Kategori Afregning for strøm Pristillæg Solgt efter 1. januar 2, men opstillet inden 1. januar 23 Opstillet før 1. januar 23, men ude af oven-nævnte overgangs-ordninger Til og med 2 kw 33 øre/kwh indtil møllen er 1 år 1,2 17 øre/kwh i de første 25. fuld-lasttimer 4 21-599 kw 33 øre/kwh indtil møllen 17 øre/kwh i de første 15. er 1 år 1,2 fuld-lasttimer 4 6 kw og 33 øre/kwh indtil møllen 17 øre/kwh i de første 12. herover er 1 år 1,2 fuld-lasttimer 4 33 øre/kwh i de første 17 øre/kwh i de første 12. 22. fuldlasttimer 1,3 fuld-lasttimer, hvis der er brugt skrotningsbeviser Markedspris 5 Markedspris 6 17 øre/kwh i de første 12. fuld-lasttimer, hvis der er brugt Markedspris 6 12 øre/kwh i de første 12. fuld-lasttimer, hvis der er brugt skrotningsbeviser 8 Pristillæg 1 øre/kwh 1 øre indtil møllen er 1 år, dog mindst 25. fuldlasttimer 1 øre indtil møllen er 1 år, dog mindst 15. fuldlasttimer 1 øre indtil møllen er 1 år, dog mindst 12. fuldlasttimer 1 øre/kwh i de første 22. fuld-lasttimer 3 Op til 1 øre/kwh indtil møllen er 2 år 7 Op til 1 øre/kwh indtil møllen 2 år 7 1 øre/kwh indtil møllen er 2 år 1 øre/kwh indtil møllen er 2 år Markedspris 6 35,2 øre/kwh i de første 42. fuld-lasttimer 6 øre/kwh i de første 22. fuldlasttimer Markedspris 6 17 øre/kwh i de første 12. fuldlasttimer 51,8 øre/kwh i de første 5. fuld-lasttimer, derefter 49,9 øre/kwh i de første 5. fuld-lasttimer, derefter Tabel 1. Afregning af vindmølle el. 1 øre/kwh indtil møllen er 2 år 1) Afregningen består af markedsprisen suppleret med et pristillæg. 2) Er fuldlasttimerne i næste kolonne ikke brugt inden udløbet af de 1 år, udbetales disse pristillæg fortsat, mens de 33 øre/kwh erstattes af markedsprisen. Afregning kan dog ikke overstige 6 øre. Da strømmen af hensyn til udbetaling af pristillæg fortsat skal afsættes til systemansvaret, er der ingen balanceomkostninger for vindmølleejerne og dermed ingen kompensation herfor jfr. 5). 3) For de kystnære havmøller dog 1 år. 4) Fuldlasttimerationen bortfalder ved udgangen af 212 uanset om fuldlasttimerne er brugt eller ej. 5) Systemansvaret er pligtig at varetage balanceringen. Vindmølleejerne skal selv afholde handels- og balanceomkostninger. Til balanceomkostninger udbetales en kompensation på 2,3 øre/kwh. 19

6) Vindmølleejerne skal selv finde balancering og afholde handels- og balanceomkostninger. Til balanceomkostninger udbetales en kompensation på 2,3 øre/kwh. 7) Markedspris + pristillæg må ikke overstige 36 øre/kwh (beregnet på basis af et vægtet månedsgennemsnit af vindmøllestrømmens markedspris på Nordpool). 8) Overstiger den gennemsnitlige, månedlige afregning 48 øre/kwh, aftrappes pristillægget på 12 øre tilsvarende. Møller nettilsluttet i perioden 1.1.5-31.12.9 kan omfattes af udskiftningsordningen. Skrotningsbeviser (på to gange den nedtagne effekt) kan udstedes til møller på til og med 45 kw nedtaget i perioden 15.12.4-15.12.9 for en samlet kapacitet på 35 MW. Overordnet set kan de eksisterende møller opdeles i to kategorier, møller opstillet før 1. januar 23 og møller opstillet efter 1. januar 23. Møller opstillet før 23 er på overgangsordning. De modtager typisk 33 øre/kwh de første 1 år eller de første 22. fuldlasttimer. Afregningen på 33 øre/kwh består af markedsprisen på el suppleret med et tillæg. Hvis markedsprisen er f.eks. 25 øre/kwh vil møllen modtage 8 øre/kwh i støtte via PSO-ordningen og de resterende 25 øre/kwh via den almindelige elpris på nordpool. Dette betyder, at PSO-omkostningerne falder ved stigende markedspriser. Endvidere modtager møller opstillet før 23 typisk 17 øre/kwh i et antal fuldlasttimer, der afhænger af møllens størrelse. Endelig modtages der et tillæg på 1 øre/kwh i møllens første 1 år eller i et garanteret antal fuldlasttimer. Møller opstillet efter 23 er som udgangspunkt afregnet på markedsvilkår. Der ydes et tillæg på 1 øre/kwh som for møller opstillet i 23-4 bliver reduceret i takt med at markedsprisen stiger fra 26-36 øre/kwh. For møller opstillet efter 24 sker der ingen modregning i tillægget på 1 øre/kwh. Endelig ydes der som særordning 12 øre/kwh i støtte til de første 12. fuldlasttimer til nye møller såfremt der er anvendt skrotningsbeviser. Dette tillæg reduceres imidlertid øre for øre når markedsprisen stiger fra 26-38 øre/kwh, således at der ikke ydes fuldlaststøtte når markedsprisen er 38 øre/kwh eller derover. Havmøller afregnes typisk med markedsprisen plus et tillæg i et antal fuldlastimer, jf. tabel 1. 2

PSO-omkostninger i 24-25 Med henblik på at vurdere, hvornår den elprispressende effekt fra den opstillede vindmøllekapacitet, jf. forrige kapitel, overstiger den afregning møllerne modtager, har vi beregnet de vindmøllerelaterede PSO-omkostninger på månedsbasis for årene 24 og 25, jf. tabel 2 neden for. Omkostningerne er beregnet på baggrund af oplysninger i Energistyrelsens stamdataregister om de enkelte møllers elprolduktion på månedsbasis i 24-5 samt oplysninger om gennemsnitsprisen på Nordpool for Øst- og Vestdanmark. Af tabel 2 fremgår de at de vindrelaterede PSO-omkostninger faldt markant fra i 24 at udgøre ca. 2 mia. kr. til i 25 at udgøre ca. 1,4 mia. kr. Med andre ord modtog vindmøllerne i 25 1,4 mia. kr. i PSO-midler, mens de som beskrevet i forrige kapitel bidrog med en prispressende effekt på spotprisen på 1 mia. kr. Hvis man vælger at set bort fra værdien af den CO 2 -reduktion vindmøllerne leverer, er den umiddelbare konklusion dermed, at vindmøller modtager 4 mio. kr. mere i støtte end de bidrager med. Måned Samlet DK Samlet VEST-DK jan-4 155 114 feb-4 171 114 mar-4 27 141 apr-4 145 99 maj-4 165 116 jun-4 15 13 jul-4 13 72 aug-4 92 61 sep-4 172 11 okt-4 2 132 nov-4 167 114 dec-4 22 154 jan-5 357 248 feb-5 185 134 mar-5 144 16 apr-5 111 82 maj-5 91 7 jun-5 7 53 jul-5 49 37 aug-5 81 61 sep-5 54 43 okt-5 67 54 nov-5 94 73 dec-5 121 96 24 1,947 1,33 25 1,424 1,57 Det er imidlertid afgørende at bemærke, at vindmøller har en forventet levetid på mindst 2 år. Gennemsnitsalderen for de Tabel 2 Udbetalte PSO-midler til vindkraft i 24-5 eksisterende opstille møller er ca. 11 år, mens gennemsnitsalderende for den opstille MW er lavere, ca. 8 år, hvilket skyldes den teknologiske udvikling, hvor møllernes installerede effekt er blevet stadigt større på kort tid. De kommende år vil et stort antal møller opbruge sine fuldlastkvoter, jf. tabel 1, hvorefter de vil overgå til afregning på markedsvilkår plus et tillæg på 1 øre/kwh. Konsekvensen er, at PSO-omkostningerne vil falde markant og de opstillede møller i deres resterende levetid kan forventes at levere en prispressende effekt, der er større end de PSO-midler de modtager. På den baggrund estimerer vi nedenfor de vindrelaterede PSO-omkostninger for perioden 26-212 med henblik på at vurdere, hvornår den opstillede vindkraft leverer en prissænkende effekt der er større end den støtte der modtages, eller med andre ord, hvornår investeringen i vindkraft begynder at betale tilbage. PSO-omkostninger til vindkraft i 26-212 Beregning af fremtidige PSO-omkostninger er forbundet med usikkerhed og må baseres på en række antagelser. Det skyldes, at PSO-omkostningerne vil afhænge af spotprisen på el samt af vindåret. Jo højere spotprisen er jo mindre vil PSO-omkostningerne være da afregningen som beskrevet ovenfor er skruet sådan sammen, at tillægget til vindkraft aftrappes i takt med at spotprisen stiger. 21

Da den opstillede vindkapacitet endvidere afregnes efter mange forskellige ordninger alt efter hvilket år møllerne er opstillet, hvor store møller er og ejerforhold har det været nødvendigt at lave en række antagelser for at forsimple beregningerne. Disse beskrives nedenfor og deres konsekvens vurderes. Antagelser: Spotprisen er i grundscenariet valgt ud fra forward prisen for perioden 27-211 på Nordpool pr. 2. oktober 26. Prisen er 38 øre/kwh for 27 og 32 øre/kwh for 28-11 Vindåret er antaget at være gennemsnittet af vindårene i 24 og 25. Da disse to vindår var væsentligt under middelvindåret vil dette medfører lavere PSOomkostninger i starten af perioden 26-12, i forhold til en situation hvor der var antaget et gennemsnits vindår. Derimod vil PSO-omkostningerne være højere i slutningen af perioden 27-12 i forhold til en gennemsnit vindår betragtning. Det skyldes, at der reelt under de anvendte antagelser er sket en omfordeling af PSO-omkostningerne fra starten af perioden til slutningen af perioden i forhold til en situation, hvor der er anvendt et normalt vindår. Effekten på PSO-omkostnignerne af at antage et vindår baseret på gennensnittet af de sidste to år i stedet for et normalt vindår vurderes derfor at være moderat. Der nedtages ikke støtteberettiget kapacitet i perioden frem til udgangen af 29, hvilket er en forsimpling, der vil overvurdere PSO-omkostningerne. Omfanget vurderes dog at være beskedent da en stor del af den skrotningsberettigede kapacitet (møller under 45 kw) alligevel allerede er på markedsvilkår. I udskiftningsordningen er der regnet med opstilling af 1 MW i 27 og 28 samt 125 MW i 29, svarende til fuld udnyttelse af skrotningsordningen. Fra 21 er der regnet med idriftsættelse af Horns Rev II og Rødsand II (2*2 MW). Der er ud fra en antagelse om en markedspris, jf. oven for og en afregningspris på hhv. 49,9 og 51,8 øre/kwh og en årlig produktion på 4 mio. kwh/wm-mølle (samlet 1.6 GWh) regnet med en årlig PSO-omkostning på 333,6 mio. kr. Balanceringsomkostningen på 2,3 øre/kwh er medregnet for de møller der modtager denne ydelse. For møller opstillet i perioden 2-22 er det antaget at der er anvendt skrotningsbeviser, i alle tilfælde således, at der kan opnås 17 øre/kwh i tillæg i 12. fuldlasttimer. Dette vil om noget overvurdere PSO-omkostningerne, men omfanget vurderes at være beskedent. Det er ligeledes for enkelthedens skyld antaget, at alle møller der ifølge stamdataregisteret er opstillet i perioden også er solgt i perioden. I virkeligheden er en række møller opstillet efter 22 opstillet på dispensation og dermed efter de regler der galt i perioden 2-2. Dette vil undervurdere PSO-omkostningerne. 22

Bortset fra havmøllerne er der ikke taget højde for, at en række møller er elværrksejede. Alle møller er således behandlet som om de var privatejede. Dette forhold forventes at overvurdere PSO-omkostningerne, da afregningsreglerne for privatejede møller generelt er mere fordelagtige end reglerne for elværksejede møller. Opsummerende er der en række forhold, der hhv. over og undervurderer PSOomkostningerne. Den samlede effekt vurderes at være beskeden og om noget forventes PSO-omkostningerne at være overvurderet. Resultater Resultatet af beregningerne fremgår af tabel 2 neden for. Som det fremgår falder PSO-omkostningerne i 26 og frem til 29. Herefter forventes PSO-omkostningerne at stige i forbindelse med i driftsættelsen af de kommende havmølleparker. I 26 forventes PSO-omkostningerne at udgøre 62 mio. kr., hvilket er klart mindre end den 1 mia. kr. som vindkraften har sænket spotprisen i 25. Det er dermed grundlag for at konkludere, at punktet er nået, hvor den installerede vindkraft bidrager med en større prissænkende effekt, end de modtager i PSO-midler. År Mio. kr. 26 62 27 429 28 4 29 36 21 626 211 584 212 576 Tabel 3. PSO betalinger Vindkraft 26-12 Mio. kr/år Faldende PSO-udgifter 7 6 5 4 3 2 1 26 28 21 212 Figur 1. Vindmøllerelaterede PSO-omkostninger i 26-212 23

Vind prognosens betydning for regulerkraft. Af Svend W. Enevoldsen, IBT-Wind Det er en kendt sag, at forudsigelsen af vindkraften på klokkeslæt i de forskellige egne er behæftet med en endog betydelig usikkerhed, når prognosen skal række op til 36 timer frem. Som følge deraf, er det interessant at studere, om prognosens nøjagtighed (hitrate) har betydning for behovet for regulerkraft. DK Vest 25 middel regulerkraft 3 2 1-1 -2-3 - - - - - - - - - - - - 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 Mid Op5 Mid Ned5 Mid Op Mid Ned -4 Diagrammet viser værdierne for DK Vest 25, hvor middelværdier for op og ned er vist som funktion af forudsagte penetreringer. For at undersøge forholdet må der nødvendigvis opstilles nogle kriterier. I første omgang betragtes middelværdierne af op og ned reguleringerne ved alle penetreringer. Herefter sorteres alle penetreringer under 2 MWh/h fra, dernæst alle værdier hvor prognoseafvigelsen overstiger +-5%. Dette bringer antallet af timer i betragtning ned til 5145. Som det fremgår af diagrammet, er der ikke inden for disse kriterier grundlag for at hævde, at en forbedret prognose på den forventede vindkraft vil reducere behovet for regulerkraft. En stærkt medvirkende årsag er her, at den systemansvarlige løbende opdaterer behovet for regulerkraft under hensyntagen til vindprognoser af meget kort tidshorisont (< 1 time). 24

Vindkraftens betydning for priselasticiteten. Med beviset for at vindkraften presser el-prisen må det også komme til udtryk som en elasticitet i markedsprisen for el. Da prisdannelsen er underlagt en betragtelig indflydelse fra andre faktorer end vind, vil det ikke give mening at beregne priselasticiteten alene på baggrund af penetreringen uden samtidigt at foretage en kategorisering. Imidlertid er den beregnede besparelse så betydelig, at en elasticitet bør være synlig også når det samlede marked uden hensyn til de øvrige faktorer betragtes. Diagrammerne viser den tydelige tendens: Jo mere vind, jo lavere markedspris. Samtidig rejser det naturlige spørgsmål sig: Hvorfor er virkningen større i Danmark øst, hvor penetreringen trods alt er væsentlig lavere end i Danmark vest? kr/mwh kr/mwh 25 2 15 1 5 23 225 22 215 21 25 2 Markedspris som funktion af vind penetration Danmark vest -1% 1-2% 2-3% 3-4% 4-5% 5-6% 6-7% 7-8% 8-9% 9-1% 1-11% 11-12% Markedspris som funktion af vind penetration Danmark øst 24 24 25-1% 1-2% 2-3% 3-4% 4-5% 5-6% 12-13% 25 25

Data grundlag Energinet.dk har venligst stillet time data for følgende kolonner til rådighed, tillige med prognosetal for vindkraft Danmark vest 25. Pris, DKK/MWh DK-Vest NO-Kristiansand Sverige Systempris DE European Energy Exchange Prisforskel DK-Vest - EEX Udveksling, MWh/h Norge Sverige Tyskland Produktion og forbrug, MWh/h Central produktion Decentral produktion Vindproduktion Forbrug Regulerkraft Regulerkraft - ned, MWh/h Regulerkraft - op, MWh/h Prisfradrag - nedregulering, DKK/MWh Pristillæg - opregulering, DKK/MWh Energistyrelsen har via hjemmesiden www.ens.dk stillet data fra vindmølleregistret til rådighed. 26