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