Referat 2. november 2015
Dagsorden aktørarbejdsgruppemødet Tid 2. november 2015 kl. 10-15 Sted Energinet.dk, Erritsø Deltagere Peter Markussen Henning Parbo Søren Klinge Jane Kaad Lykke Gregersen Martin Høgh Møller Sisse Carlsen Peter Bruhn Hans Abildgaard Jørgen Morild Morten Holmsberg Kenneth Nielsen Mikkel Hesselbæk Jacob Bendixen Jes Smed Jacob Skovby Toft Kihva Lee Jensen Energinet.dk Energinet.dk Energinet.dk Energinet.dk Energinet.dk Energinet.dk Energinet.dk Energinet.dk Energi Danmark Neas Energy Vattenfall Vattenfall Danske Commodities DONG Energy Markedskraft Fjernvarme Fyn Fraværende Henrik Damgaard John Tang Mads Lyngby Petersen Christian Dahl Winter HOFOR Dansk Fjernvarme Insero Dansk Energi Referent Sisse Carlsen Energinet.dk 2. november 2015 SCR, CPL/SCR Dagsorden Generel velkomst og præsentation Markedsmodel 2.0 Fokus vil hos Systemydelser primært være på områderne fleksibilitet og kritiske egenskaber. Arbejdet med kritiske egenskaber er opdelt i to spor: 1. Der bliver afholdt workshop om systembærende egenskaber den 6. november 2015, hvor fokus vil være på fastsættelse af behov, statsstøtteregler, ejerskab og aktivering af Energinet.dk ejede enheder, og evaluering af, hvordan Energinet.dk købte ind hen over sommeren samt hvordan der vil blive købt ind i vintermånederne og sommeren 2016. Dok. 14/02811-91 1/6 Der er igangsat internt projekt om vurdering af behov og rammer for fremskaffelse af øvrige tekniske egenskaber. Markedsaktørerne vil blive involveret i begyndelsen af 2016. Projekt køres i tæt samarbejde med driften, hvor der laves en analyse af, hvilke muligheder der er i markedet, og hvilke omkostninger der er forbundet hermed. Analysen vil foregå frem til jul, og resultaterne vil blive fremlagt på aktørarbejdsgruppe møde eller workshop i det nye år. Der er på nuværende tidspunkt identificeret 8 krav, som vil blive analyseret. Det blev pointeret, at det er vigtigt at undersøge budstørrelser og præmisser, så flere aktører kan deltage i markedet. Budstørrelse på regulerkraftmarkedet vil blive sat ned til 5 MW, og det arbejdes på at sætte dem ydereligere ned. Pilot projekt: Workshop afholdes den 9. november 2015 omkring nye teknologier som kan bruges i til levering af systemydelser. Specialregulering Der er en stigning i specialregulering, grundet en stigende mængde vindkraft i Nordtyskland. Der blev stillet spørgsmål ved, om Energinet.dk kan regulere egne markeder, når nedregulering bliver solgt til Tyskland, hvortil det blev svaret, at vi beholder den mængde nedregulering vi selv har behov for. Der blev yderligere stillet spørgsmål ved, om det er muligt at se, hvad der er hhv. specialregulering og nedregulering, hvortil der blev svaret ja, mængderne bliver meldt ud. Energinet.dk er på nuværende tidspunkt i dialog med Energitilsynet omkring, hvor meget information der kan gøres tilgængelig for markedet. Det blev foreslået, at aktører kan indgive to bud – ét til specialregulering og ét til regulerkraft, samt at der kunne pålægges et ekspeditionsgebyr når der nedreguleres i Tyskland. Forslagene bliver taget med i de løbende overvejelser til sikring af et effektivt nordisk regulerkraftmarked. Special regulering sker som en del af driftsaftale om gensidig støtte i pressede situation mellem Energinet.dk og Tennet, og der er derfor ikke tale om et reelt marked på linje med det nordiske regulerkraftmarked. Energinet.dk arbejder på at lave en artikel, der giver status på specialregulering, baggrund og svar på spørgsmål, som Energinet.dk løbende har modtaget fra en række interessenter. Energinet.dk overvåger løbende, om specialregulering påvirker prisen på regulerkraft markedet. Forslag til FRR-A budgivning Målet er at lave et fælles nordisk FRR-A marked. Kommentarer fra aktørerne: Der er bekymring omkring minimumsmængden på 5 MW, og maksimalmængde på 50 MW. Budstørrelse på mindre end 5 MW ville være at foretrække. Det er en bekymring, at der laves en bid-kurve, men hvis det bliver Dok. 14/02811-91 2/6 - lavet på denne måde, vil de balanceansvarlige tilpasse sig, så længe markedet er tilgængeligt. Det er vigtigt at vide, hvilken konkurrencesituation aktørerne er i, når de skal byde ind – dvs. data skal offentliggøres. Netværkskoder ENTSO-E spiller en vigtig rolle i implementeringen af det Integrerede El Marked i EU, og til at understøtte dette skal der udarbejdes fælles regler, netværkskoder (regler). Uanset om der laves en guideline eller en kode, er de lovgivningsmæssigt ens, og kommer i sidste ende til at ende som en forordning, som alle skal leve op til. I fremtiden vil det således ikke være nationale regler, men EU forordninger, man skal rette sig efter. Der vil formentlig komme en vejledning til hvordan nogle af netværkskoderne skal tolkes. Information vedrørende netværkskoderne og hvor langt de er i processen kan findes på Energinet.dk’s hjemmeside. Balancekoden Andet udkast blev sendt til ACER i Dec. 2014, og ACER gav Deres anbefalinger til Kommissionen i juli 2015. Status er lige nu, at koden kommer i komitologi midt 2016, og vil træde i kraft primo 2017. Der blev stillet spørgsmål til, om reserver med aktiveringstid over 15 min var nødvendige, når der laves 15 min afregning, hvortil der blev svaret, at det stadig er uklart, da det det i dag er meget udbredt i lande som Frankrig og Spanien, hvor disse reserver aktiveres pro-aktivt for dække forventede ubalancer frem i tiden. Der blev stillet spørgsmål ved, hvor forskellige CoBA’er må være, hvortil der svares, at målet er at de skal harmoniseres, men at dette tager tid. CoBA er tiltænkt som en overgangsløsning, og EU forventer, at på sigt kan CoBA’er smelte sammen, således at hele EU bliver et stort sammenhængende balancemarked, ligesom day-a-head markedet. Balancekoden minder meget om den nordiske tankegang, med undtagelse af imbalance settlement period (ISP) på 15 min og en én-pris model. Det blev kommenteret, at aktørerne helst ser, at der ikke er noget krav om at være i balance. Det eneste incitament til at være i balance skal være et økonomisk. Til dette blev der svaret, at markederne skal harmoniseres, og dette derfor ikke kan garanteres, men at Energinet.dk tager kommentaren med sig. Finer Time Resolution Projektet undersøger forskellige implementeringskoncepter, til at implementere 15 min. markeder i Norden. 15 min. afregning vil med stor sandsynlighed være et krav fra 2019. Analysefasen (fase 1) kommer til at løbe indtil ultimo 2016. Det blev kommenteret, at det er vigtigt, for at få 15 min markeder til at fungere, at DataHub skal være velfungerende. Der blev stillet spørgsmål til, om Energinet.dk ikke lige så godt kunne Dok. 14/02811-91 3/6 implementere 15 min. markeder tidligere, hvortil der blev svaret, at dette ikke er noget Energinet.dk satser på lige nu, da man går efter en fælles nordisk løsning. Der vil i processen blive aktørinvolvering både i feasibility studiet samt ved cost benefit analysen. Derudover inviteres aktørerne til allerede nu, at komme med input til, hvad der er vigtigt at inddrage i vurderingen af 15 min. markeder. Der blev stillet spørgsmål til, om nogle reserver derved vil være mere attraktive i fremtiden, og om de manuelle reserver vil forsvinde, hvortil det blev svaret, at projektet er ved at blive defineret, og først herefter, vil det være muligt at tage stilling til eventuelt ændrede behov. Transparens og markedsinformation Månedsrapport, markedsdata og indkøb ligger på hjemmesiden. Det blev meddelt at Energinet.dk indenfor kort tid vil opdatere hjemmesiden med indkøb og udbud, hvor der vil blive opdelt på produktniveau, således det gerne skulle være nemmere at finde og mere transparent. Afdelingen Systemoptimering i Eldrift, som er ansvarlig for faktiske indkøb af systemydelser, vil gerne blive bedre til at forudsige behovet for forskellige systemydelser og systembærende egenskaber. Målet er at lave en rapport der både forudsiger behovet fremadrettet, samt kigge bagud og se, om prognose, faktisk behov og leveret mængde stemmer overens. Energinet.dk opfordrer til, at der indsendes input til, hvad sådan en rapport kan indeholde (kommentarer til Peter Bruhn: [email protected]). Det blev kommenteret, at det fastsatte behov skal reguleres efter det faktiske behov, hvortil der blev svaret, at måden der indkøbes på lige nu er efter største dimensionerede enhed. Til dette blev det kommenteret om N-1 også er det behov, der er fastsat i de fremtidige netværkskoder, hvortil det blev svaret, at dette vil være et minimumsbehov i koden. Det blev ydermere kommenteret, at Energinet.dk skal være forsigtige med at forudsige 5 år frem, da markedet ændrer sig en del med de nye netværkskoder. Der blev efterspurgt, om Energinet.dk kan være skarpere på at informere, hvis der sker en ændring i behov indenfor den næste timer. Opsummering på driftsrapport: Det blev kommenteret, at priserne på specialregulering ikke er offentlige, og stillet spørgsmål til, hvorfor de ikke er det. Hertil blev svaret, at Energinet.dk og Energitilsynet er i dialog omkring, hvad der skal offentliggøres for at sikre et velfungerende indkøb. Der er et ønske om, at driftsrapporten skal komme med en kvartalsstatus, og en analyse af mulighederne i markedet, samt et investeringsbarometer. Der er et ønske om, at få klart defineret behovet samt hvordan behovet er Dok. 14/02811-91 4/6 fastsat, herunder hvilke principper der ligger til grund for behovsfastsættelsen. Der er et ønske om, at der skal oplyses hvor meget der er købt ind, og hvordan det er blevet aktiveret – gerne på time / dags niveau. Der er et ønske om, at Energinet.dk laver en prognose for, hvad Energinet.dk tror der sker fremadrettet ift. behovet. Driftsrapporten vil indeholde det kortsigtede behov med informationer om, hvad der sker, når Energinet.dk køber ind i det daglige, som kan bruges af aktørerne til at planlægge budstrategien. Forventninger til det langsigtede behov kan til dels findes i Markedsmodel 2.0 samt i internationale aftaler og netværkskoderne. Der blev stillet spørgsmål til, hvad der ville ske, hvis markedet ikke udvikler sig som forudset i Markedsmodel 2.0, og om Energinet.dk har en ’plan B’, hvortil der blev svaret, at Energinet.dk har en ’plan B’ i form af strategiske reserver, samt at der hvert år bliver lavet en forsyningssikkerhedsredegørelse, og hvis der i den viser sig at være ændringer, vil Energinet.dk tage stilling hertil. Der blev stillet spørgsmål til, hvad Energinet.dk vil gøre, hvis decentrale kraftværker under 25 MW forlader markedet, og kapaciteten derved falder 30%, hvortil der blev svaret at vi foreløbig holder os til ’plan A’. Oplæg fra netplanlægning: Energinet.dk vil gerne offentliggøre netdata som i dag anvendes af ENTSO-E netmodel, Det meste data ligger allerede offentligt tilgængeligt på andre hjemmesider. Målet er at offentliggøre netdata i december i år. Kommentarer fra aktørerne: Der var ingen indvendinger til omfanget af data. Dog skal Energinet.dk kontakte de enkelte relevante aktører, for at få den formelle accept. Der kan opstå uoverensstemmelser mellem hvilke værker Energinet.dk forventer er i drift i 2020 og aktørers aktuelle udmeldinger. De juridiske ansvar i relation til REMIT-forordningen skal afklares.. Et af formålene med at offentliggøre data er fra Energinet.dk’s side, at der også er andre der kan gå ind og lave beregninger, på samme måde som Energinet.dk laver dem i dag. Energinet.dk sender brev med opfordring til at aktører tillader offentliggørelse af netdata og præciserer ansvarsforhold i relation til REMIT. SK-4 evaluering Udvalgte høringssvar blev gennemgået, og de vil blive integreret i evalueringsrapporten Evalueringen vil blive sendt i høring i begyndelsen af december 2015. Det blev kommenteret, at ved reservationen af 100 MW, har Energinet.dk valgt at købe 100 % af de sekundære reserver over Skagerrak, men kun købt Dok. 14/02811-91 5/6 halvdelen af primærreserven? Dette skyldes, at der oprindelig blev reserveret flere MW sekundære reserver i alt, men at behovet senere faldt til 90 MW. Afslutning Der blev stillet spørgsmål til, om afskaffelse af tre-leds-tariffen har gjort det nemmere for Energinet.dk at styre behovet, og om der fremadrettet vil blive aktiveret mindre regulerkraft, hvortil der blev svaret at en afskaffelse af treleds-tariffen har gjort det nemmere, og at der vil komme mindre regulerkraft i fremtiden. Der blev informeret om, at der den 9. september har været en workshop om ny kapacitetsberegningsmodel mod Tyskland. Energinet.dk afventer tilbagemelding fra den tyske regulator Bundesnetz Agentur om mulighederne for at DK1 kan blive del af fælles indkøb af FCR. Energinet.dk presser stadig på, for at blive en del af det fælles indkøb. Belgien og Frankrig vil gerne deltage i fælles FCR indkøb med Tyskland, Holland, Østrig og Schweiz på samme vis som Danmark. Det forventes, at der vil blive lavet en proces for at disse lande også kan deltage. Næste møde vil være i februar 2016 samt et møde i maj/juni 2016. Der vil blive sendt en doodle rundt. Forslag til punkter på næste møde: o Status om FCR mod Tyskland o Opfølgning på strategien o Opfølgning på MM2.0 o Status på driftsrapport med prognoser og historisk data for indkøb. Dok. 14/02811-91 6/6
© Copyright 2024