1/10 Energinet Tonne Kjærsvej 65 DK-7000 Fredericia REFERAT +45 70 10 22 44 info@energinet.dk CVR-nr. 28 98 06 71 MØDE I AKTØRARBEJDSGRUPPEN FOR SYSTEMYDELSER D. 12. OKTOBER 2017 Dato: 6. november 2017 Forfatter: LKB/LKB Tid: 10:00-15:00 Sted: Ørnen, Erritsø Deltagere: Nina Detlefsen (Dansk Fjernvarme) Vibeke Grum-Schwensen (HOFOR) Mikkel Vandborg Hesselbæk (Allborg Energikoncern) Christian Dahl Winther (Dansk Energi) Jacob Skovsby Toft (Markedskraft) Henrik Møller Jørgensen (Fjernvarme Fyn) Jakob Bendixen (Danske Commodities) Lotte Holmberg Rasmussen (NEAS) Jørn Klitgaard (DONG) Sharissa Funk (Energistyrelsen) Kenneth Nielsen (Energistyrelsen) Marcus Hübner (Energistyrelsen) Hans Jakobsen (Energi Danmark) Linette Linnemann Nielsen (Energinet) Katja Birr-Pedersen (Energinet) Bent Myllerup Jensen (Energinet) Peter Markussen (Energinet) Thomas Dalgas Rasmussen (Energinet) Max Ejvind Nitschke (Energinet) Erik Ørum (Energinet) Martin Høgh Møller (Energinet) Henning Parbo (Energinet) Jonas Peter Hesselbom Jacobsen (Energinet) Line Kamp Bräuner (Energinet)
2/10 Dagsorden Velkommen og evaluering af referatform: Peter byder velkommen. Jonas spørger til tilfredshed med detaljeringsgraden i referatet fra sidste møde. Referatet fra sidst er gjort mere omfattende. En aktør angiver, at referatet er godt, og med mere substans på de afsluttende konklusioner end forrige gang. En aktør giver udtryk for, at det var et rigtig godt referat, når man ikke var til mødet. Vi fortsætter derfor den øgede detaljeringsgrad. Ny koncernstrategi i Energinet: Peter præsenterer ny strategi for Energinet: Energi over grænser. Trends for strategien er mere EU regulering, der bliver til dansk lov. VE bliver markedsførende og nye teknologier udvikles. Overordnede vendepunkter har f.eks. været annullering af strategisk reserver og implementeringen af engrosmodellen/datahub. En aktør bidrager med, at et vendepunkt kunne angives til at være tvangskørsel tidligere nu marked. Energinets strategi bygger stadig på tre løfter om høj forsyningssikkerhed, effektiv omstilling og sundt investeringsklima. En aktør angiver, at det er meget svært at lave og beslutte en business case, når man har regulatorisk usikkerhed. I forlængelse heraf spørger samme aktør til, hvad definitionen af normal driftssituation er, og hvor ofte der er en normal driftssituation Peter svarer, at det er drift med intakt net og at vi vender tilbage med et mere præcist svar i referatet. Vi har i Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2017 defineret driftstatustyperne således: I normaldrift er driften af elsystemet karakteriseret ved at følge de almindelige driftsbetingelser, herunder at elsystemet kan klare et udfald af den største enhed (N-1 princippet). Hvis hændelser i elsystemet betyder, at normaldriften trues, og der er risiko for usikker drift, overgår driftssituationen til skærpet drift. I skærpet drift kan markedet suspenderes, og Energinet kan tage alle håndtag i brug for at sikre elforsyningen. Ved ustabil drift og samtidige lokale/regionale afbrydelser ændres driftssituationen til nøddrift. I nøddrift tilkalder Energinet ekstra mandskab for bemanding af krisestab, og der skal gøres klar til at håndtere længerevarende driftsforstyrrelser. De almindelige driftsbetingelser er beskrevet i Energinets netdimensioneringskriterier: Transmissionsnettets drift skal være planlagt efter N-1 sikkerhed, hvorved forstås, at udfald (ikke planlagt udkobling) af ét vilkårligt netanlæg (inklusive udlandsforbindelse) eller ét vilkårligt produktionsanlæg skal kunne indtræffe, og transmissionssystemet skal overordnet set forblive intakt og uden utilladelig påvirkning. I henhold til redegørelsen var der kun en situation med skærpet drift i 2016. Så generelt er elsystemet meget sjældent uden for normal drift. Energinet vil gerne medgive, at omtalen og ordbrugen af normaldrift kan være blevet anvendt inkonsekvent i forskellige sammenhænge.
3/10 En aktør kommenterer, at når Energinet laver en analyse, virker det som om, at Energinet kigger indad og ikke udad. Forståelsen hos aktøren var, at der ikke var behov for centrale værker til at levere spændingsregulering, men det er ikke oplevelsen. Analysen mangler transparens. Peter svarer, at transparens er nøgleordet, og det forsøger vi bl.a. med offentliggørelsen af analysen af behovet for systembærende egenskaber og ved at et af Energinets løfter er at bidrage til et sundt investeringsklima. Aktørerne angiver, at Energinet kan være skarpere på at formidle, hvad deres behov er og af hvilke årsager, de forskellige håndtag benyttes. Strategien har fire målsætninger mod 2020: Danmark som Energihub, samfundsansvar, ny forsyningssikkerhed og digitalisering. Mere forbrugstankegang skal tænkes ind i forsyningssikkerheden. Energinet ser forsyningssikkerhed som et internationalt anliggende og Danmark som en form for Energihub. Danmark skal være med til at binde det europæiske marked sammen og være et land, man gerne vil investere i. Energinet har et mål om at udvise samfundsansvar gennem effektiv drift. I forbindelse hermed, stiller Energinet sig selv en række spørgsmål: Hvordan skal vi arbejde sammen med aktørerne? Hvordan skal vi arbejde sammen med internationale partnere? Hvordan bliver den økonomiske regulering? Digitalisering vil forandre vores energiforsyning og målsætningen for Energinet er, at vi har fremmet energisektoren gennem samarbejde omkring digitale løsninger med eksempelvis Big Data m.v. Peter giver en opfølgning på Strategi for Systemydelser og Markedsmodel 2.0. Der er ikke sket meget siden juni 2016. De udfordringer vi havde den gang med at udvikle internationale markeder, har vi stadig. Vi er ikke kommet i mål med fælles marked for FCR, FCR over DC forbindelse og Nordisk marked for afrr kapacitet og aktivering. Det samme gælder for indkøb af systembærende egenskaber og værdisætning af tekniske egenskaber, som også var en del af Markedsmodel 2.0. En aktør spørger til, hvordan mål om kontinuert markedsbaseret indkøb af systembærende egenskaber kan være opfyldt og at den bør være rød. Aktører mener, at Energinet blot selv har taget hele udbuddet. En anden aktør kommenterer, at alle punkter om tekniske/systembærende egenskaber burde være markeret røde. Peter svarer, at de er lavet gule, og at kontinuert indkøb ikke er muligt når behovet ikke er der. Energinet medgiver, at vi ikke er der, hvor vi skal være, og at det er områder, som vi arbejder videre med samt områder med behov for at få formuleret de rigtige spørgsmål/målsætninger. En aktør mener ikke, at han har fået smæk for skillingen. Energinet svarer, at de fælles markeder er en udfordring. Samtidig er der nu gode muligheder for at komme igennem med en række nye tiltag i forbindelse med implementering af netregler for system operation og electricity balancing, som i høj grad implementerer markedsdesign, som vi kender det fra norden. Aktørerne mener, at de ting, der er opfyldt, er godt for Energinet, mens de ting, der er uopfyldt, ville være godt for aktøren. Peter svarer, at Energinet arbejder ud fra en samfundsøkonomisk vurdering og hensynet til forbrugeren, og at der også er sket en del tiltag i de senere år til gavn for aktørerne. En aktør kommenterer på om det også er godt for forbrugeren på sigt? Peter svarer, at Energinet er interesseret i en dialog omkring, hvordan vi kan gøre det bedre.
4/10 Jonas præsenterer processen for udvikling af en prioritetsplan for systemydelser 2018-2020 (se præsentationsmaterialet), hvor aktørerne har meldt sig til en workshop, som afholdes den 17. november 2017. En endelig prioritetsplan udarbejdes herefter og præsenteres i første halvår 2018. En aktør efterspørger en mere eksakt dato. Energinet giver 1. maj 2018 som dato for den endelige præsentation. En aktør vil gerne have uddybet, hvad der skal foregå i en workshop. Jonas fortæller, at Energinet har gjort sig nogle tanker om, hvor der skal fokuseres, men at vi gerne vil have inputs fra aktørerne. Energinet sender materiale ud, når vi nærmer os workshoppen. Aktørerne efterspørger eksempler på, hvad Energinet forventer, der skal indgå i en prioritetsplan. Energinet svarer, at det eksempelvis er samarbejdet om implementering af netregler, systembærende egenskaber mv., hvor der kommer til at ske rigtig meget i de kommende år, og Energinet ser, at vi er klædt rigtig godt på som følge af den intensive dialog, vi har haft om markedsudvikling. Generelt er holdningen fra aktørerne, at det kan være svært at motivere og forholde sig til en prioritetsplan, når deres gevinst ved de seneste strategiplaner har været begrænset. Troværdigheden i planerne er en udfordring. Af eksempler kan nævnes systembærende egenskaber, reservation på SK4 og effektubalanceafregning, som ikke er blevet til noget. Energinet svarer, at vi har nogle rammer fra Energitilsynet, Energistyrelsen, Elforsyningsloven, europæiske regler etc. Energinet vil gerne bruge disse møder til at fortælle, hvad det er for nogle rammer, der kommer og hvordan de kan påvirkes. Energinet synes heller ikke det er motiverende og tilfredsstillende, at tingene tager så lang tid. En aktør spørger til Energistyrelsens mening. Energistyrelsen svarer mht. systembærende egenskaber, at Energistyrelsen helst ser, at det er markedsdrevet. Mht. SK4 er det Energitilsynet og Energiklagenævnet, der har noget med dette at gøre. Energistyrelsen medgiver, at de kan se punkter, der naturligvis spiller ind på usikkerhederne for fremtiden. En aktør forstår ikke, at Energistyrelsen svarer på spørgsmål om systembærende egenskaber. Aktøren mener, at det er Energinets beslutning og mener, at Energinet blot har valgt markedet fra. Peter svarer, at hvis Energinet skal købe kapacitet, er Energistyrelsen involveret. Aktøren svarer, at DGCOM angiver, at det ikke er kapacitetsmekanisme. Peter svarer, at når man køber over en længere periode, kan der være tale om en kapacitetsmekanisme. Energinet vil gerne gå videre, men har brug for, at Energistyrelsen er med, da det er Elforsyningsloven, som sætter de nuværende rammer. En aktør tilføjer, at de støtter fuldt og helt, at Energistyrelsen sørger for anvendelsen af markeder. Et centralt kraftværk overvejer at trække sig fra elmarkedet. Energinet svarer, at det pågældende værk så må indsende den nødvendige ansøgning til Energistyrelsen. En aktør tilføjer, at der er sat grønt flueben ud for specialregulering. Aktøren mener, at brugen af specialregulering påvirker dansk prissætning. Budene og budpriserne påvirkes. Peter svarer, at Energinet har været klar over, at der med stigende anvendelse kunne være en udfordring, men at Energinet mere ser det som naturlig udvikling af et velfungerende håndtag, og at der er behov for løbende opfølgning.
5/10 Europæiske platforme: Max fortæller om PICASSO. PICASSO er det kommende reference projekt for afrr. Formålet er at få en økonomisk og teknisk effektiv platform til cross-border aktivering af afrr. Energinet deltager som observatør. Tidsplan: I fase 1 kan platformen virke i forskellige versioner i forskellige områder. I fase 2 skal platformen fungere ens for alle deltagende områder. Max gætter på, at fase 1 løber i ca. 1 år. Rammerne for en fælles platform kan, jævnfør slide 37, findes i artikel 21 i Electricity Balancing GuideLine. En aktør spørger ind til, hvordan tanker omkring en fælles europæisk platform passer med Norden? Martin svarer, at denne platform kun er energiaktivering og det passer godt med den nye måde, der arbejdes på at indføre i Norden. Faktisk kan man sige, at det nordiske arbejde er forceret, netop fordi man ved, at de samme principper bliver dikteret af Electricity Balancing GuideLine, som også er regelgrundlaget for PICASSO. Martin fortæller videre, at der kun skal udvikles én platform inden for hvert produkt. MARI er godkendt som referenceprojekt for mfrr, hvilket betyder, at det er et krav, at alle lande tilslutter sig. Der er 19 fuldgyldige medlemmer i projektet, en række lande banker på og er observatører nu. Forventningen er at alle lande i Europa er med i projektet i løbet af de næste par måneder. Det kan være vanskeligt at blive enige i så store fora. Interface til den internationale platform kommer til at gå gennem den nationale TSO. Den nationale TSO forwarder budene til den fælles platform/algoritme. Der kan være en filtreringsfunktion hos den nationale TSO for at sikre sig mod flaskehalse mv. TSO-TSO-modellen skal sikre transparens. Tidsplanen for den europæiske mfrr platform: Platformen skal være klar 4 år efter at balancing guideline (GLEB) træder i kraft. Enten træder GLEB i kraft medio december 2017 eller medio februar 2018. Vi er i gang med at beskrive, hvilke designmuligheder der er. Vi laver et forslag til, hvordan designet skal se ud, som skal i høring. I slutningen af 2018 skal der sendes et færdigt forslag til alle regulatorer. Efter denne godkendelse kan den konkrete implementering finde sted. Hver enkelt LFC-blok skal kunne genetablere balancen indenfor et kvarter. Der er en stor diskussion om, hvad det præcist betyder for aktiveringstiden for mfrr produktet. Vi arbejder med et krav der hedder 12,5 minut, så det er en lille skærpelse i forhold til nu, hvor kravet er fuld leverance inden for 15 minutter. I MARI-projektet diskuteres også harmonisering. Hvor meget vi skal harmonisere? Hvor lige skal vilkårene være? Energinets indgangsvinkel er først at skabe et fælles markedet vel vidende, at vilkår ikke er 100 procent harmoniseret. Når så aktører indser, at der ikke er helt ens vilkår for at være i det samme marked, skabes der en driver for yderligere harmonisering af vilkår. En aktør spørger, om det er et TSO-TSO produkt i den forstand, at den nationale TSO modellerer en klump, de har købt af aktørerne, så den passer til det internationale marked? Martin svarer, at det er meningen, at det skal være bud, der sendes direkte videre, men der er en vigtig harmoniseringsopgave i at blive enige om, hvordan det skal håndhæves. Der er stor forskel på, hvordan de enkelte lande håndterer manglende eller afvigende leverance; udelukkelse fra markedet versus ubalanceafregning. En aktør spørger, om der er mulighed for flere aktiveringer? Martin svarer, at algoritmen kun kigger 15 minutter frem. Alle markeder går mod 15-minutters intervaller. Aktøren tilføjer, at det kan være problematisk for flere aktører med flere og kortere aktiveringsperioder.
6/10 En aktør spørger ind til bud og hvad der er af kapacitet til at overføre bud mellem priszoner. Martin svarer, at det netop er et af problemfelterne. Algoritmen kender den tilgængelige overførselskapacitet mellem to områder, men hvordan skal den kapacitet eventuelt prioriteres mellem afrr, mfrr og RR? Dette er en stor diskussion, der ikke er svar på. Derudover er der en udfordring med, at man fra tysk side har forsøgt at indføre i Clean Energy Package, at der makimalt må benyttes 5 procent af kapaciteten på en grænse til udveksling af mfrr/afrr kapacitet. En aktør ønsker en status på RR. Martin svarer, at reserven kun skal implementeres af dem der benytter sig af det. I Danmark har vi Kyndby. Det er ikke besluttet, om Danmark vil benytte platformen for RR. Jonas gav en kort status på FCR mod kontinentet, herunder udskydelse af offentlig høring ifm. et nyt markedsdesign (se præsentationsmateriale). Forventningen er nu, at høringen af forslaget til et nyt markedsdesign vil blive gennemført umiddelbart efter EBGL træder i kraft. Derudover arbejder Energinet på at få sat en konkret målsætning op om, hvornår DK1 vil kunne deltage i det fælles europæiske FCR marked. Erik fortæller om Frequency Containment Process, FCP i Norden. På Kontinentet har man valgt at lave fælles marked først og senere harmonisere krav til FCR. I Norden har man valgt at harmonisere krav til FCR reserver først, da der ikke truffet en beslutning om et fælles marked for FCR. Der vil på Energinets hjemmeside blive offentliggjort flere dokumenter udarbejdet af Nordisk Analyse Gruppe, NAG, herunder krav til FCR og hvorledes prækvalifikation skal foregå. Arbejdet med FCR reserver er foregået med deltagere fra leverandører af FCR i Norden. De nye krav er specielt rettet mod vandkraft, da de i dag leverer dårlig FCR, men andre teknologier kan også levere FCR. Det er ikke høringsdokumenter, men alle kommentarer er velkomne. Inerti-rapporten beskriver forhold omkring behovet for inerti, specielt når A-kraft med meget inerti nedlægges og erstattes af vind og HVDC-import uden inerti. Frekvenskvalitetsrapporten beskriver forhold, der kan gøres for at minimere risikoen for lav frekvens, som medfører utilsigtet udkobling af forbrugere. Aktørerne giver ros til det internationale arbejde. Det er der brug for. Det er svært at følge med i det hele. Hvilke konsekvenser har det for Energinets måde at arbejde på? Hvilke direkte implikationer har det for det arbejde, Energinet laver? Energinet svar, at det netop er den dialog, vi gerne vil have med aktørerne. Vi er begyndt at diskutere fremtidens balancering internt i Energinet. Vi kigger på ændringer og deres indflydelse. Der er mange deltagende i parallelle spor. System Operation Guideline (SO GL) og GLEB udstikker retningslinjerne og hænger tæt sammen. Formålet med den kommende prioritetsplan er netop at sikre et godt samarbejde mellem aktører og Energinet. Nyt nordisk balanceringskoncept: Der er ikke sket så meget siden sidst i arbejdet omkring mfrr i DK2. Behovet for indkøb af reserver i DK2 er afhængige af N-1 og størrelsen af ubalancer og reserver fastsættes ud fra: reservedimensionering i LFC blok, deling mellem LFC blokke, udveksling mellem LFC områder og aktivering. Den nuværende proces er en del af implementeringen af netregel for systemdrift. Der har været diskussioner i mellem TSO erne og der er dialog og forhandling i gang.
7/10 Energistyrelsen spørger om Fingrid stadig er med? Peter svarer, at Fingrid har udfordringer, men stadig er med i diskussionerne. Det har ikke været en skøn proces. Mulighed for spørgsmål til driften: Bent Myllerup fra Kontrolcentret deltog, så aktørerne havde mulighed for at stille spørgsmål til driften. Aktør: Vi har konstateret udfordringer med bestilling og afbestilling af regulerkraft, fordi det hele skal mases igennem systemet med produktionsplaner igen. Bent: Problemet er, at der ikke medsendes fremtidige planer. Aktør: Kan du bekræfte, at aktørerne flytter deres budkurver i forbindelse med specialregulering? Bent: Hvis det blæser, kommer der flere bud, men det er fordi vindkraft også kan nedreguleres. Driften forholder sig ikke til prisen, blot til de mængder, der skal bruges. Aktøren gentager samme spørgsmål og Bent medgiver, at der kommer flere bud end vinden alene udgør. Aktør: Har oplevet, at der i september ikke var blevet indsendt nok bud på primær reserve. Der bliver ringet rundt og der bliver indsendt bud, men der går lang tid før den næste auktion kører. Vil foreslå et klokkeslæt på auktionen, da det som aktør kan føles som om, der bliver ventet på de bedste bud. Bent: Alle aktører skal have tilbuddet derfor kan der gå lidt tid før auktionen kører Aktør: Hvor ofte er der normal drift? Hvor ofte er der intakt net? Bent: Vi har vores rammer, som vi dimensionerer ud fra og hvis der er systemforstyrrelser, så kører møllen. Aktør: Har hørt, at man greb ind fordi man forventede høje priser. Har man ændret adfærd, så man griber ind? Bent: Forholder sig kun til om der kan være priskryds, ikke hvad prisen bliver. Aktør: Er vi tæt på effektbrist? Peter: Der er hvad der er brug for, jævnfør vores redegørelse for forsyningssikkerhed, men der er naturligvis situationer, hvor der sker udfald, som påvirker systemet. Modhandelsmodeller på den dansk/tyske grænse: Linette fra Elmarkedsudvikling fortæller om Joint Declaration. Der har været en workshop d. 7. september, hvor resultaterne herfra er ved at blive struktureret yderligere i en rapport. Herefter udlægges det igen til aktørerne, så den bedste model kan udvælges. Energinet og TenneT har fået bekræftet fra tysk og dansk regulator, at det er muligt at udskyde deadline for en endelig modhandelsmodel. Energinet og TenneT afholder derfor en ny workshop den 8. november 2017, hvor en den udvidede rapport, som er ved at blive skrevet, skal diskuteres. I marts 2018 forventes det, at der sendes en endelig model til godkendelse ved regulatorerne. En aktør spørger, hvad det er der gør, at der pludselig er begrænsninger i nordgående retning? Linette svarer, at et eksempel kan være udbygninger i Nordtyskland, hvor strømmen ikke kan nå interkonnektorerne. En aktør spørger, hvor stort et behov der vil komme for modhandel? Linette svarer, at Energinet ikke har et estimatfor forventet modhandel. Energinet kan vurdere ud fra et historisk perspektiv, men det afgøres fra dag til dag. Energinet har en ide om, hvad der kan begrænse kapa-
8/10 citeten fra dansk side, men har ikke kendskab til TenneTs beregning eller metode, så Energinet skal i princippet forvente det værste. Energistyrelsen spørger, hvornår Energinet vælger modhandelsbud ud, som ikke er almindelig specialregulering? Linette svarer, at Energinet klargør behovet for modhandel efter day-ahead (DA) markedet er lukket, men handler specialregulering i løbet af døgnet før timerne lukker. En aktør spørger, om de penge som, Tennet bruger til at modhandle i Intraday, tæller med i de 40 mio.? Energinet svarer, at det gør de. Det er netto Cash flow. Energinet noterer endvidere, at der skal tages notits af, hvad der skal regnes med som omkostninger. Præsentation af de forskellige modeller: 1) ENDK køber op- eller nedregulering i Intradaymarkedet. Fordelen er, at vi får adgang til hele det nordiske marked, givet at der er overføringskapacitet. Ulempen er, at det kræver meget transparens, og at aktørerne har givet udtryk for, at de ikke ønsker Energinet som aktiv spiller i Intradaymarkedet. 2) CoCA eksplicit kapacitet auktioneret via JAO. Fordelene er, at det er en markedsbaseret løsning, som åbner op for brugen af hele det nordiske marked, men ulempen er, at det skaber større kompleksitet. CoCA-auktionen åbner lige efter DA-markedet og der er usikkerhed om, hvordan markedsaktørerne skal prissætte den eksplicitte kapacitet, da Intradaymarkedet endnu ikke er åbnet. Ligeledes kan modellen resultere i større ubalancer over grænsen, hvilket Energinet vil monitorere løbende. 3) Implicit Intraday auktion, som er lignende CoCA-auktionen, men hvor elektriciteten handles med. 4) Specialregulering: Under den normale specialregulering, har Energinet mulighed for at takke nej til henvendelsen fra TenneT, så vi kun handler, når det er sikkert i et systemperspektiv. Dette er ikke længere muligt under Joint Declaration, da Energinet skal sikre den nødvendige op- og nedregulering i hver time. En aktør stiller spørgsmålstegn ved sandsynligheden for, at der opstår et behov for 1500 MW nedregulering på en dag uden vind. Svaret hertil er, at Energinet skal tænke worst case scenario, da vi ikke har mulighed for at bruge nordiske bud til modhandlen. En anden aktør er utilfreds med, at man byder ind i et marginalprismarked i DK1, men afregnes til Pay-as-bid i Tyskland. Aktøren foreslår 2 budpriser på samme bud. En pris til Pay-as-bid og en pris til marginalprisafregning. Pay-as-bid kan også bare være en margin ovenpå marginalprisen. En aktør spørger, hvilke bud der vælges til modhandelsspecialreguleringen? Energinet svarer, at de billigste bud vælges. Aktører synes, at markedet er svært gennemskueligt. Energinet noterer sig dette. Efter spørgsmål fra flere aktører, spørger Energistyrelsen, om det skal forstås som et udtryk for, at aftalen med TenneT ikke løser problematikkerne på grænsen. Energistyrelsen vil følge med i de kommende diskussioner. Linette stillede spørgsmål til aktørerne. Spørgsmål 1: Aktører giver, at der er mindre risiko for forbrugsbalanceansvarlig pga. 1-prismodellen. En anden aktør tilføjer, om det ikke bare afspejler en forkert prisstruktur? Energinet tilføjer, at dette udfases med GLEB i 2020.
9/10 En aktør kommenterer, at der er lavet en minimumskapacitet, som skal understøtte DA i norden, og med mulighederne for at spekulere i DA og efterfølgende tilbagekøb i Intraday pga. forventet specialregulering, udhules det. I forlængelse heraf giver en aktør, at hvis Energinet havde sørget for at holde sig fra forvridningseffekter (netting), var elhandlerne ikke presset til at handle i ubalance. Spørgsmål 3: Aktører giver, at jo tættere du kommer på driftstimen, desto bedre. En anden aktør tilføjer, at hvis man åbner Intraday D-2, så bliver day-ahead spot prisen bare et bump på vejen. Spørgsmål 4: En aktør siger, at prisspændet på Intradaymarkedet ikke er udtryk for DK, men for DE. Problemet er ikke, om det er det ene eller det andet marked. Problemet er at markederne er forkert prissat. En aktør tilføjer, at uanset hvilken model der vælges, vil der være mulighed for at spekulere. En aktør giver, at specialregulering er den rigtige model, den skal bare prissættes rigtigt. En aktør spørger, om Energinet er forpligtet til netting overfor DE? Kan ENDK stoppe med netting? Henning svarer at netting ud fra en økonomisk teoretisk betragtning er sund fornuft. En aktør udviser bekymring for, at DA-markedet bliver smadret. I forlængelse heraf giver en anden aktør, at der er bekymring for, at der bliver valgt en model, der i virkeligheden slår os tilbage, fordi vi ikke kan gennemskue den. Generel orientering: Henning minder på vegne af kontrolcentret om, at der skal indsendes 4-ugers planer. Henning orienterer om en ny minimumsgrænse i regulerkraftmarkedet på 5 MW i både DK1 og DK2. Det var forventet at træde i kraft 1. december 2017, men Energitilsynet skal have en rapport, som de dog har lovet hurtig behandling af. Der blev orienteret om tilbagetrækning af metodeanmeldelsen for ændret udformning af effektubalanceafregning. Bl.a. set i lyset af de indkomne høringssvar er Tilsynet ikke umiddelbart med på en administrativ fastsat pris og tilbagebetalingsordningen anses ikke for transparent. Herudover er der hensynet til MACE og ønsket om at inkorporere en fælles nordiske løsning. Endelig kommer der i 202015-minutters afregning og derfor er det forventeligt, at det udfases der alligevel. Det er vurderet, at der skal foreligge et massivt stykke arbejde fra Energinet, som ikke kan nå at blive gennemført før, det alligevel ikke kan betale sig jævnfør ovenstående argumenter. En aktør spørger: Kan vi ikke skrotte effektubalance og i stedet på tro og love sige, at vi sender planer? Det er konkurrenceforvridende. Og det vil være sværere at lave planerne dårligere end at fortsætte med at gøre som nu. Henning svarer på vegne af Energinet, at hele kontrolcentrets set-up er baseret på 5 minuttersplanerne. Al mfrr er som udgangspunkt baseret på effektplanerne. En aktør kommenterer, at Bent Myllerup gav udtryk for, at der ikke blev sendt gode planer udover 15 minutter fra alle. Så effektubalance skal sikre planer, som alligevel ikke fungerer? En anden aktør giver, at aktørerne ikke får noget ud af at sende langsigtede planer. De synes, de får en straf, selvom de egentlig lever op til vores forpligtelse.
10/10 En aktør stiller forslag om, at Energinet skal skrotte effektubalanceafregning og i stedet give Energinet lov til at indføre det igen, hvis det forværrer planerne, at effektubalanceafregningen fjernes. Energinet tilføjer, at uanset hvad der vælges, så skal Energitilsynet indover, hvis der skal laves ændringer. Systembærende egenskaber: Max fortæller: Gruppen omkring kompensationsmodellen har været på besøg i Vester Hassing synkron kompensator (SC). Gruppen blev nedsat efter sidste aktørgruppemøde, og har afholdt to arbejdsmøder. Desuden har Energinet siden sidst publiceret en almen information om resultatet af sidste års analyse til bestemmelse af behovet for systembærende egenskaber. Max præsenterer et forslag fra aktørerne, hvor der på baggrund af driftsinstruksen laves et norm-behov, som aktørerne skal afregnes efter. Det er intentionen at forsøge at indarbejde dette forslag i kompensationsmodellen, hvis Energinet kan finde en brugbar måde at definere et sådant norm-behov. Generelt er der stor ros for forslaget fra aktørerne, der mener, at det er en fantastisk ide og et stort fremskridt. Max orienterer om 27 i elforsyningsloven. Energitilsynet har bedt om statistik for 2013-2017. Ea Energianalyse er involveret, og det bakker Energinet meget op om. Til statistikken tilføjer en aktør, at der i hvert fald været 3 ikke-planlagte beordringer siden august i DK1. En anden aktør tilføjer, at antal kørsler i DK2 ikke stemmer. De mener, at der er noteret 26 hændelser i DK2. Energinet tilføjer, at der kan være flere hændelser under samme beordring, samt at indkøb over flere måneder tæller en gang for hver måned. Energinet forventer at få lejlighed til at gennemarbejde statistikken så alle kan genkende tallene, i forbindelse med Ea Energianalyses arbejde. En aktør spørger til, om der skal noget nyt ind i elforsyningsloven, for at Energinet ikke bruger beordringer? Energinet svarer, at der skal gives bemyndigelse, hvis der skal laves et marked. En aktør efterspørger MWh i statistikken. Energinet har noteret sig dette.