Der kommer nye muligheder for elkedler

Der er fart på elektrificeringen i fjernvarmesektoren i Danmark og de danske fjernvarmeselskaber har på 5 år opført ca. 1 GW elkedler. Det er mere end en fordobling af elkedler i den danske fjernvarmesektor i denne periode.

Samtidig er der også fart på udviklingen af elmarkedsdesignet, og der træder flere ændringer i kraft fra oktober i år.

Elkedlers indtægtsmuligheder historisk set

Selvom der generelt står mere varmeproduktionskapacitet i Vestdanmark (DK1), så udgør elkedler en højere andel af varmeproduktionskapaciteten i Vestdanmark sammenlignet med Østdanmark (DK2).

Det kan der være flere årsager til; en af disse kunne være det tidligere marked, specialregulering, hvor elkedler i Vestdanmark var yderst konkurrencedygtige.

Fra og med 2. juli 2023 blev al strukturel modhandel flyttet fra regulerkraftmarkedet (specialregulering) til intraday markedet, hvor konkurrencen blev større og indtjeningen for elkedler mindre.

En ”ny” mulighed er måske på vej for elkedler

Det er ikke kun i fjernvarmesektoren, at der er fart på elektrificeringen. Der opstilles også mere fluktuerende elproduktion, og det stiller krav til at elsystemet og derfor også til elmarkedsdesignet. Flere af disse ændringer træder i kraft i oktober i år.

En af ændringerne er på aFRR-markedet, hvor det fra starten af oktober bliver muligt både at byde ind i et kapacitetsmarked (aFRR CM) og et energiaktiveringsmarked (aFRR EAM), som det kendes fra mFRR-markedet.

aFRR kapacitetsmarkedet i Østdanmark forsætter, som det har gjort siden opstarten af det fælles nordiske aFRR kapacitetsmarked i december 2022. I Vestdanmark vil indkøbet af de 100 MW aFRR reserver nu ske gennem den nordiske platform Nordic MMS, hvor der vil indkøbes 100 MW aFRR både op- og nedregulering på daglige auktioner.

Det nye aFRR energiaktiveringsmarked tilsluttes en fælles europæiske aFRR energiaktiveringsplatform (PICASSO). Det betyder, at danske aktører får mulighed for at levere energi til andre lande, ligesom andre landes aktører har mulighed for at levere energi til Energinet.

Ændringerne på det nye aFRR energiaktiveringsmarked åbner nye muligheder for danske aktører, der har fleksible anlæg, som f.eks. elkedler. Det er derfor værd at holde øje med markedsåbningen og de priser der bliver handlet til.

Hovedændringer til markedet og markedskravene

Der er i fælles europæisk regi udviklet en algoritme som gør de europæiske TSOer i stand til at koble alle de nationale aFRR markeder sammen i ét fælles europæisk energiaktiveringsmarked (aFRR EAM). Projektet kaldes PICASSO, som står for Platform for the International Coordination of Automated Frequency Restoration and Stable System Operation.

For at få markedsdesignet til at matche kravene i platformen og de andre tilkoblede markeder, er det nødvendigt at ændre markedsdesignet.

Det er værd, at bemærke, at de fleste elkedler har de tekniske egenskaber til at levere de efterspurgte fleksibilitetsydelser i aFRR.

Energinet har listet de største ændringer, som hovedsageligt får betydning for Vestdanmark, da størstedelen af kravene er blevet ændret for Østdanmark i forbindelse med introduktionen af et fælles nordisk aFRR kapacitetsmarked.

De er gengivet nedenfor:

• Full Activation Time (FAT) bliver i fremtiden 5 minutter for både kapacitets- og energimarked (nuværende 15 min i DK1)
• Produktet indkøbes i fremtiden asymmetrisk, altså op- og nedregulering indkøbes adskilt for både kapacitets- og energimarked (nuværende indkøbes et symmetrisk produkt i DK1)
• Indkøbet ændres til timeniveau for både kapacitets- og energimarked (nuværende ugentligt indkøb i DK1)
• Både kapacitets- og energimarked vil fremover blive afregnet som pay-as-cleared, marginalprisafregnet (nuværende pay-as-bid i DK1)

aFRR EAM afregnes til marginalprisen, sat af PICASSO hvert 4. sekund. Aktøren får aFRR betaling for den leverede energi bestemt på baggrund af den onlinemåling. Dog kan aktøren maksimalt modtage aFRR betaling for en energimængde svarende til den af Energinet bestilte.

Leverer aktøren mere energi end den af Energinet bestilte, afregnes denne energimængde til ubalanceprisen. Ubalanceprisen vil blive fastsat på samme måde som i dag indtil Q1 2025. Herefter forventes en ny metode for ubalanceafregning implementeret.

Energinet forventer et større brug af aFRR ressourcer. Det skyldes, at aFRR i dag begrænser sig til den indkøbte volumen i kapacitetsmarkedet. I fremtiden vil alle TSO'er aktivere aFRR for at forsøge at udregulere ubalancen, dvs. at brugen af aFRR bliver baseret på ubalancen i MW og dermed kan overstige eks. de nuværende 100 MW i DK1.