Fremtiden for specialregulering er usikker

Dansk Fjernvarme afholdt i begyndelsen af februar 2022 en temadag om markedet for systemydelser, og et af dagens emner var fremtiden for specialregulering. Deltagerne blev spurgt, om de havde hørt om specialregulering og måske endda tysk specialregulering, hvilket mange kunne bekræfte.

I de senere år har især elkedler i Jylland og Fyn været i drift, fordi Energinet har bedt om hjælp til at aflaste det tyske elnet. Behovet for specialregulering skyldes nemlig især manglende udbygning af det tyske elnet, så dansk og nordtysk elproduktion ikke har kunnet flyde sydpå. Problemet opstod allerede i starten af 2010’erne, da tyskerne begyndte at lukke forbindelsen for eksport af el fra Danmark til Tyskland.

- Der er et stort elforbrug i det sydlige Tyskland - især grundet en masse industri - og der er en masse produktion i det nordlige Tyskland. Derfor skal man have transporteret en stor andel af strømmen fra nord til syd. Når vinden blæser bliver nettet i Tyskland overbelastet, hvilket betyder, at man ikke kan transportere elektriciteten, forklarede konsulent Line Paulin Schmidt fra Dansk Fjernvarme, på temadagen om bl.a. specialregulering den 2. februar 2022.

Modhandel løser virtuel handelskapacitet

Tyskland og Danmark er elektrisk forbundet bl.a. via transmissionsnettet mellem Jylland og Tyskland, som er Danmarks kraftigste udlandsforbindelse i elnettet.

Det er skrevet ind i den europæiske lovgivning, at man ikke må flytte sine interne begrænsninger i elnettet til landegrænserne, dvs. Tyskland må ikke flytte deres problemer op til transmissionsforbindelsen mellem Jylland og Tyskland.

Mere præcist står der, at man skal stille mindst 70 procent af kapaciteten til rådighed for markedet. Formålet med denne såkaldte 70 procents regel er at sikre fri handel på tværs af grænserne i Europa.

For at overholde denne regel sælges der derfor mere i day-ahead markedet nord for grænsen, end der til tider rent fysisk kan transporteres fra Jylland til Tyskland. For at løse det, er man nødt til at modhandle. Den metode man bruger til at modhandle i dag er specialregulering.

Det betyder, at man beder danske aktører i Jylland og på Fyn - som fx kraftvarmeværker - om at producere mindre el eller beder fx elkedler om at forbruge mere el. Det betaler de tyske forbrugere så danske aktører for.

Den nuværende metode for modhandel, specialregulering, er en afart af regulerkraft, hvor man bruger bud fra regulerkraftmarkedet til aktivering som specialregulering. Derfor kan aktører i princippet ikke vide om de aktiveres som almindelig regulerkraft eller specialregulering.

I det almindelige regulerkraftmarked afregnes der efter det, man kalder marginalpris, hvor alle får samme pris, mens der til specialregulering afregnes efter paid-as-bid, hvor man får den pris man byder ind med.

Omfanget af specialregulering er vokset

Specialregulering er vokset, og derfor har det også fået mere omtale. Danske aktører modtog i 2020 mere end 500 mio. kr. for specialregulering, mens beløbet i 2021 var ca. 300 mio. kr.

Fra 2019 til 2020 voksede den andel af specialregulering, der leveres ved at danske vindmøller stopper produktionen betydeligt. I 2020 var andelen af stop af vindmøller markant højere sammenlignet med tidligere.

Den stigning kan formodes til dels at være årsag til, at man fra politisk side kunne have et ønske om at kigge på en anden model for modhandel, som det fremgår af et svar fra klimaminister Dan Jørgensen på et spørgsmål om sin vurdering af den foreslåede metode:

”Vindenergi rummer et enormt potentiale i forhold til at reducere CO2-udledningerne. Derfor er det heller ikke en effektiv eller ønskelig langsigtet løsning, at danske vindmøller i stigende grad betales for at stå stille.”

Energinets officielle argumenter for at lave metoden om har gået på operationel sikkerhed - der er for store risici ved at aktivere så store mængder op mod driftstimen - og at det ikke er muligt med specialregulering når regulerkraftmarkedet ændrer sig i nærmeste fremtid – læs artiklen Regulerkraftmarkedet forandrer sig i 2022.

Den foreslåede model

Energinet har derfor foreslået en ny model, hvor Energinet fremover vil indkøbe modhandelsenergi på Intraday-markedet. Intraday er det marked som for Norden åbner kl. 15 dagen før driftsdøgnet, og som lukker en time før driftstimen.

Historisk har aktører især brugt Intraday-markedet til at handle sig i balance, eksempelvis i tilfælde, hvor et kulkraftværk tvinges til driftsstop, eller en offshore vindmøllepark producerer mindre el end prognosticeret.

Fra juni 2018 blev XBID introduceret, som er et harmoniseret europæisk handelssystem. Derfor handler man i Intraday nu med aktører fra mange forskellige lande.

- Med den nuværende model, specialregulering, har det kun været danske aktører med fysiske anlæg, der har kunnet deltage. Netop det, at den foreslåede model bevirker, at flere aktører kan deltage, har været en drivende faktor for Energinet. I en dialog med Energinet redegjorde Energinet for, at de er underlagt et krav om at vælge den mest kosteffektive metode, fortæller Line Paulin Schmidt.

Den foreslåede model forringer værdien af dansk strøm

En af konsekvenserne ved at ændre metoden, er at prisen i Day-ahead markedet vil blive påvirket. Der er uenighed om i hvilken grad, men i Energinets seneste beregninger forventes en reduktion af prisen på i gennemsnit 3 EUR/MWh.

Priseffekten er et resultat af, at forbrugerne vil købe deres energi på markedet med de laveste priser, og derfor vil en del af efterspørgslen skifte fra Day-ahead til Intraday, hvilket vil resultere i lavere priser på Day-ahead.

Da tyskere ulovligt begyndte at blokere for dansk eksport i 2010’erne, var konsekvensen, at afsætningsmulighederne i elmarkedet blev væsentligt forringet for danske producenter. Den foreslåede model med handel i Intraday tidsrammen, vil genintroducere en ny eksportblokade med dårligere afregning til følge.

- Derfor ser jeg den foreslåede model som et tilbageslag for markedsudviklingen med frie handelsmuligheder på tværs af Europa, siger Line Paulin Schmidt.

Eksisterer specialregulering som vi kender det om et år?

Det korte svar på det spørgsmål er ifølge konsulent Line Paulin Schmidt, at vi ikke ved det, fordi Forsyningstilsynet nu skal tage stilling til, om de kan godkende den foreslåede model, og at det er uklart, hvordan lovgivningen skal tolkes.

I lovgivningen (Elmarkedsforordningen) står der, at TSO’erne skal stille 70 procent af kapaciteten til rådighed for markedet. Dansk Fjernvarme noterer sig, at Elmarkedsforordningen ikke eksplicit angiver, i hvilke elmarkeder kapaciteten på samkøringsforbindelserne skal stilles til rådighed, fordi hverken Day-ahead eller Intraday markederne nævnes direkte.

Derfor er det afgørende for fremtiden for specialregulering, om Forsyningstilsynet vil tolke det, så det kun gælder i Day-ahead, eller om de vil tolke det, så det også gælder i Intraday tidsrammen. Er reglen også gældende i Intraday-tidsrammen, er den foreslåede metode ikke lovmedholdelig og kan derfor ikke godkendes. Hvis det kommer dertil, er det op til Energinet at afgøre, hvad næste skridt er.

Dansk Fjernvarme har afgivet et høringssvar, hvor man argumenterer for, at Forsyningstilsynet må forholde sig til formålet med reglen. Formålet med 70 procent reglen er at styrke den grænseoverskridende handel med el, og for at overholde formålet med reglen giver det ikke mening, at reglen kun gælder i den første del af den tid, hvor elmarkedet er åbent for kommerciel handel. Se mere i ”Høringssvar over metode for indkøb af modhandelsenergi ”.