Web viewFigur 1 Udbud og efterspørgsel (en typisk time) på de to separate el-markeder ... og den finder priskrydset for det samlede system (jævnfør figur 2)

Forfatter: Flemming Nissen SDU 10. marts 2012 FLN-12-05

Håndtering af flaskehalse i el-systemet

IndledningI denne note vil vi se på, hvordan markedsrammerne er designet, således at de tager hensyn til, at der er begrænsninger i de fysiske overførsler af effekt fra et el-område til et andet.

Hvad sker der, når markedsaktørerne gerne vil flytte store mængder el fra et område med lave priser til et andet område med høje priser, og at man ved denne overførsel når kapacitetsloftet, så al den ønskede mængde el ikke kan overføres?

Hvad sker der rent fysisk, og hvordan håndteres det rent markedsmæssigt?

Hvor befinder vi os i værdikæderneInden vi begiver os ud i emnet flaskehalse, vil vi lige se på, hvor i værdikæderne man træffer beslutninger, der kan føre til flaskehalse, og hvor man træffer de beslutninger, som løser problemerne med flaskehalse mellem forskellige el-systemer. Nedenstående figur viser med grønt, hvor vi befinder os i værdikæderne

Vi zoomer lige lidt tættere på og får fælgende billede:


TeorienVi forestiller os to forskellige elforsyningsområder, A og B, der hver har egne produktionsanlæg. Figur 1 viser udbud og efterspørgselskurverne for de to separate områder inden vi beslutter at bygge en 1000 MW forbindelse mellem dem.

Figur 1 Udbud og efterspørgsel (en typisk time) på de to separate el-markeder – Område A og Område B

Vi etablerer og idriftsætter nu en 1000 MW forbindelse mellem de to områder, og vi starter en fælles børs. Aktørerne i de to områder indmelder deres køb- og salgs-tilbud til børsen, og den finder priskrydset for det samlede system (jævnfør figur 2). Systemprisen er i eksemplet 350 kr./MWh.

Figur 2. Samlet udbud og efterspørgsel for de to områder A og B


Inden børsen giver svar til producenterne og forbrugerne laver den et check af, om der et tilstrækkelig med kapacitet på forbindelsen mellem de to områder, til at markedsbilledet kan realiseres.

Det sker ved at se på de separate udbudskurver i de to områder. Nu ved børsen, at systemprisen bliver 350 kr./MWh, så den skal blot undersøge, hvor meget el, der vil blive produceret i hvert område, ved denne markedspris.

Børsen indsætter nu en ny efterspørgselskurve i Område A, der dækker både det interne forbrug samt den ønskede eksport. Den varierer på denne kurve indtil markedsprisen i området bliver 350 kr./MWh. På denne måde finder vi de anlæg i Område A, der har indmeldt en produktionspris - på eller under - 350 kr./MWh, og som derfor forventes at skulle køre. Figur 3 viser, at der vil blive produceret 6000 MW i Område A. Da forbruget i Område A er 4000 MW, er der et ønske om at eksportere 2000 MW til område B ifølge det samlede marked med ubegrænset transportmuligheder.

Figur 3. Børsen finder ud af, hvor mange anlæg, der vil være i drift i Område A ved en markedspris på 350 kr./MWh. Resultatet viser, at der vil blive produceret 6000 MW i Område A. Det samlede marked, forventer derfor, at der skal eksporteres 2000 MW fra Område A til B

Vi kan gennemføre en tilsvarende analyse for Område B, hvor vi justerer den ”interne efterspørgsel minus importen til området” indtil markedsprisen i området er 350 kr./MWh. Figur 4 viser, at der skal importeres 2000 MW til Område B for at markedsprisen i området bliver 350 kr./MWh.


Figur 4. Markedsbilledet i Område B med import at 2000 MW fra område A

Børsen har nu fundet ud af, at den ikke kan udmelde de beregnede produktions- og forbrugsplaner, fordi det ville skabe et overskud på 1000 MW i område A, som ikke kan transporteres til område B, som derfor får et tilsvarende underskud.

Børsen laver nu en ny beregning, hvor den igen kigger på de to områder hver for sig, og hvor den i Område A indsætter et forbrug svarende til det interne forbrug + 1000 MW eksport til Område B (jævnfør figur 5). På grundlag af denne beregning melder børsen nu tilbage til producenterne og forbrugerne i Område A, hvad planerne er for den pågældende time næste dag.

Figur 5. Børsen finder ud af, hvilke anlæg, der skal producere i Område A under forudsætning af, at der skal eksporteres 1000 MW til område B. Denne plan meldes ud til producenter og forbrugere


Noget tilsvarende sker i Område B (jævnfør figur 6). Her justeres efterspørgselskurven blot med 1000 MW import fra Område A.

Figur 6. Børsen finder ud af, hvilke anlæg, der skal producere i Område B under forudsætning af, at der importeres 1000 MW fra Område A

Nu er de fysiske driftsplaner på plads. Nu mangler vi kun at bestemme priserne i de to områder.

Det er emnet for næste afsnit.

Fastsættelse af markedspriser i de to områder Ovenfor har vi løst problemet med at finde ud af, hvilke anlæg, der skal producere i de to områder, når der er en flaskehals. Men vi mangler stadigvæk at finde ud af, hvad markedsprisen skal være.

Inden for elmarkedet opererer man med to forskellige måder, at håndtere den finansielle side af flaskehalse i systemet på:

Man kan lave markedssplitting, hvorved markedet deles op i to forskellige områder med hver deres priser

Net-selskaberne kan foretage modkøb, hvorved man i princippet undgår, at der opstår en flaskehals

Markeds-splittingVi starter med at gennemgå den model, hvor markedet bliver delt op i prisområder. Det er den model, der anvendes i det nordiske elmarked.

Vi kigger igen på udbuds- og efterspørgselskurverne i hvert af de to områder, under forudsætning af en eksport fra Område A til B på 1000 MW. Vi antager endvidere, at markedsprisen i de to områder fastsættes som marginalprisen af det dyreste anlæg, der producerer el.

Figur 7 viser markedspriserne i de to områder.


Figur 7. Markedspriserne når der er en flaskehals mellem de to områder (markeds-splitting)

I figur 7 afregnes alle producenter og forbrugere i Område til 300 kr./MWh. Det gælder også de 1000 MW, der eksporteres til område B.

I Område B afregnes alle producenter og forbrugere til 385 kr./MWh. De gælder også for de 1000 MW som bliver importeret. Samlet set betyder det, at der bliver produceret 1000 MW i område A, som koster 300 kr./MWh og som sælges i Område B til 385 kr./MWh.

Hvor bliver overskuddet på de (385 – 300) kr./MWh * 1000 MW = 85.000 kr./time ved denne handel af?

Svaret er, at net-selskaberne fordeler dette overskud. I Energinet.dk´s regnskab kan I se, at Energinet.dk får et meget stort beløb ind i kassen, under posten ”Flaskehalsindtægter”.

Ifølge markedslogikken skal disse indtægter lægges til side til investeringer i forstærkninger af udlandsforbindelserne.

Hvis en bestemt udlandsforbindelse giver store flaskehalsindtægter er det et signal fra markedet om, at flaskehalsen skal fjernes for at markedet kan komme til at fungere bedre. Net-selskaberne får via flaskehalsindtægterne også de beløb, der skal bruges på at kunne investere i forstærkede forbindelser, således af situationerne med flaskehalse bliver reduceret.

Men logikken forudsætter, at net-selskaberne bruger indtægterne til forstærkning af forbindelserne mellem prisområderne og ikke til andre formål. Ellers er den incitament struktur, der ligger i markeds-splitting helt forkert. For hvis net-selskaberne kan tjene penge på flaskehalse, hvorfor skal de så fjerne dem?

Modkøbs-princippetPå de el-markeder, hvor man opererer med modkøb, går net-virksomhederne ind og køber produktion i højprisområdet og sælger den samme produktion til en lavere pris for at undgå flaskehalse.

I vores eksempel kan det ske ved, at net- selskabet i Område B køber 1000 MW produktion på de anlæg, der ikke ville være i drift, hvis man havde kunnet overføre 2000 MW fra Område A, men som bliver nødt til at være i drift, fordi der kun kan overføres 1000 MW. Dette er illustreret i figur 8 - 10.


I figur 8 zoomer vi ind på de anlæg, der ligger tæt på krydset mellem udbud og efterspørgsel i Område B.

Figur 8. Zoom på de anlæg, der ligger tæt på krydset mellem udbud og efterspørgsel

I figur 9 ser vi på, hvilke anlæg, der vil være i drift, under forudsætning af forskellige importsituationer. Den røde efterspørgselskurve helt til højre, er markedssituationen uden import. Den midterste viser forbruget minus den mulige import, og kurven længst til venstre viser forbruget minus den ønskede import, hvis der ikke var begrænsninger i transport-mulighederne.

Figur 9. De anlæg i Område B, der er påvirket af importen fra Område A

I figur 10, er det vist, hvilke anlæg net-selskabet går ind og køber produktionen af, og efterfølgende melder ind på den samlede børs til 350 kr./MWh.


Figur 10. Netselskabet køber produktionen fra de markedere kraftværker til 385 kr./MWh og byder produktionen ind på det samlede A + B marked til 350 kr./MWh. Herved forhindres flaskehalsen

Med modkøbseksemplet er det de samme produktionsanlæg, der kommer til at køre i de to områder, som ved markeds-splitting og som illustreret i foregående afsnit. Det, der er sket, er, at en række anlæg i Område B nu indmelder til børsen til en pris, der ligger under deres marginalomkostninger for at undgå, at der skal sendes mere strøm fra Område A til B, end ledningen kan klare.

I dette tilfælde bliver systemprisen lig med markedsprisen i de to områder. Markedet kan ikke se, at der er en flaskehals, så der opstår ikke separate prisområder. Alle producenter og forbrugere i Område A og B afregnes til samme pris, nemlig de 350 kr./MWh.

Figur 11. Det samlede A + B marked med modkøb, hvor net-selskabet i område B køber 1000 MW i Område B og byder produktionen ind til 350 kr./MWh på det samlede marked. Herved undgår man flaskehalsen

Med modkøb får net-selskaberne en udgift for at forhindre flaskehalse i modsætning til markeds-splitting, hvor de får indtægter ved flaskehalse.


I eksemplet skal net-selskabet i Område B købe 1000 MW produktionskapacitet til 385 kr./MWh og sælge den samme kapacitet til 350 kr./MWh. Net-selskabet får derved en udgift på 35.000 kr./time.

For markedsaktørerne bliver verden lettere i forbindelse med modkøbsprincippet, idet de ikke løber nogen risiko i forbindelse med flaskehalse i transmissionssystemet. Markedspriserne ville blive meget mere stabile, idet man vil undgå den volatilitet, der stammer fra markeds-splitting.

Metoden vil dog kræve, at man etablerer en udbygningsmodel for etablering af el-produktionsanlæg, således af man undgår uhensigtsmæssige net-udbygninger.

Med modkøbs-modellen får producenterne og forbrugerne ikke incitamenter til at placere sig de ”samfundsmæssigt set” rigtige geografiske steder.

Modkøbs-modellen er indtil for nylig anvendt i det interne svenske el-system. Der har der i mange år været en intern flaskehals fra Midtsverige til Sydsverige. Det svenske net-selskab har håndteret denne flaskehals via modkøb. Strømmen går typisk fra vandkraften i nord til det høje forbrug i syd. Svenske Kraftnet har for at undgå den interne flaskehals skullet købe dyrere produktion i Syd-sverige og sælge det billigere på markedet.

I de fleste situationer er en del at strømmen til Sydsverige flydt videre gennem Danmark til det tyske marked. Det har øget flaskehals-problemet internt i Sverige yderligere.

For at undgå at skulle lave modkøb i Sydsverige har Svenske Kraftnet ofte valgt at nedjustere overførselskapaciteten til Danmark. Det medførte, at den strøm, der flød ind i Sydsverige ikke flød videre til Danmark, og Svenske Kraftnet behøvede derfor ikke foretage så meget modkøb i Sydsverige.

Danskerne protesterede, fordi vi ikke fik mulighed for at modtage så meget billigt vandkraft fra Sverige, som udlandsforbindelserne rent fysisk kunne overføre. Danmark klagede derfor til EU-domstolen.

Hvad Svenske Kraftnet gjorde var ulovligt, og selskabet blev dømt af EU-domstolen til at ændre praksis. I dag er Sverige derfor blevet opdelt i fire forskellige prisområder, som hver især deltager i den nordiske markeds-splitting model.

Hvordan ser teorien ud i virkelighedenI det sidste afsnit i denne note vil vi se på, hvordan ovenstående teori udspiller sig i det virkelige liv. Fokus vil være på markeds-splitting, idet det er den model, der anvendes i Norden. Afsnittet består primært af billeder, der vil ikke være så meget tekst.

Figur 12 viser systemprisen og områdepriserne i Norden den 9. marts 2012 mellem kl. 12 og 13. Vi er her i en situation, hvor der kun er få flaskehalse i systemet, så priserne i de fleste områder er ens. (Husk: Der er kun forskellige priser i områderne, hvis der er flaskehalse).


Figur 12. Det nordiske el-marked den 9. marts 2012 mellem kl. 12 og 13

I figur 13 zoomer vi ind på Danmark. Vi kan se at priserne i DK1 og DK2 er ens og lig med priserne i Sydsverige og Sydnorge. Der er derfor ingen flaskehalse den pågældende time.

Figur 13. Markedspriserne i Danmark og nabo-områderne den 9. marts 2012 mellem kl. 12 og 13


Hvis vi gik ind på Energinet.dk´s hjemmeside det pågældende tidspunkt den 9. marts 2012 ville vi kunne se det billede, der er vist i figur 14. Her kan vi bl.a. se, at der ikke er flaskehalse i overføringslinjerne til de andre nordiske lande.

Figur 14. Energinet.dk ”el-kort” den 9. marts 2012 kl. 12.30

Figur 15 illustrerer markedsforholdene i Norden + Tyskland på det pågældende tidspunkt.

Figur 15. Samlet billede af udbuds- og efterspørgselskurver i Norden + Tyskland den 9. marts 2012 mellem kl. 12 og 13. Der findes ikke en fælles børs for de pågældende lande, men EEX i Tyskland samarbejder med NordPool i Norden


Vi bevæger og nu tilbage i tiden til den 13. januar 2012 i tidsrummet mellem kl. 2 og 3 om natten. Figur 16 viser det samlede nordiske markedsbillede. Tabel 1 viser produktioner og forbrug i Danmark på det pågældende tidspunkt og figur 17 illustrerer, hvordan Danmark hænger sammen med de tyske el-marked, og er afskåret fra systemprisen i Norden p.g.a. flaskehalse. De danske priser er meget lave, idet de er på A-kraft-niveau. De danske kraftværker kører kun, fordi de skal producere fjernvarme, ellers ville de være lukket ved den lave markedspris.

Figur 16. Det nordiske el-marked den 13. januar 2012 mellem kl. 2 og 3 om natten

Tabel 1. Produktioner og forbrug i Danmark den 13. januar 2012 mellem kl. 2 og 3 om natten


Figur 17. Illustration af markedsforholdene i Danmark den 13. januar 2012 mellem kl. 2 og 3 om natten, hvor der er flaskehalse på forbindelserne til de andre nordiske lande

Situationen den 13. januar 2012 er et typisk natbillede, hvor de blæser, og der er overproduktion i Nordtyskland og Danmark, og hvor strømmen derfor går mod nord.

Vi vil nu slutte af med en anden typisk situation den 27. juli 2011 mellem kl. 12 og 13, hvor der er vindstille i Danmark og Nordtyskland, og hvor strømmene derfor går den anden vej. Her er der også flaskehalse til de andre nordiske lande, men nu betyder flaskehalsene, at priserne i Danmark bliver noget højere end de ville have været, hvis der havde været tilstrækkeligt med transmissionskapacitet.

I denne time får de nordiske net-selskaber ca. 300.000 kr. i flaskehals-indtægter på forbindelserne mellem Danmark og de andre nordiske lande.

Figur 18. viser et billede af det nordiske elmarked den 17. juli 2011 mellem kl. 12 og 13. Tabel 2 viser produktioner og forbrug i Danmark på det pågældende tidspunkt. I kan se, at det næsten er vindstille. Figur 19 illustrerer, hvordan det tyske og det danske marked hænger sammen på det pågældende tidspunkt, hvor vi markedsmæssigt er afskåret fra de andre nordiske lande.


Figur 18. Det nordiske el-marked den 17. juli 2011 mellem kl. 12 og 13

Tabel 2. Produktioner og forbrug i Danmark den 17. juli 2011 mellem kl. 12 og 13

Figur 19. Illustration af det danske og tyske marked den 17. juli 2011 mellem kl. 12 og 13, hvor der var vindstille

Documents

Web viewFigur 1 Udbud og efterspørgsel (en typisk time) på de to separate el-markeder ... og den finder priskrydset for det samlede system (jævnfør figur 2)