Da hybridforbindelsen Kriegers Flak Combined Grid Solution (CGS) gik i drift sidste år var det en vaskeægte verdenssensation. I samarbejde med sin tyske modpart, 50Hertz, havde Energinet begået et teknisk nybrud ved for første gang i verden at forbinde to landes elsystemer via en vindmøllepark på havet.
Rent elmarkedsmæssigt trådte løsningen også helt nye stier ned. Faktisk så eftertrykkeligt, at markedsdesignet bag løsningen slet ikke var tilladt, da forbindelsen gik live i 2020.
Årsagen var EU’s Clean Energy Package, der få år forinden havde gjort det til et krav, at alle grænseoverskridende elforbindelser skulle stille 70 procent af sin kapacitet til rådighed for den frie elhandel, samt at det generelt set ikke længere var tilladt at give prioriteret adgang til nettet for VE-anlæg.
Markedsdesignet på Kriegers Flak var baseret på netop at give prioriteret adgang for vindenergien i kablerne. Filosofien var, at forbindelsen primært var tænkt som ilandføring af vindmøllestrøm, og at den overskydende kapacitet på forbindelserne kunne ses som en bonus, der kunne stilles til rådighed for markedet, forklarer international chefingeniør hos Internationale Elmarkeder i Energinet.
»Det syntes alle jo dengang var en god idé, da vi dermed udnyttede infrastrukturen bedre. Men siden er fortolkningen af reglerne for det indre marked blevet sådan, at varer skal have fri adgang henover grænser, og det princip stred markedsdesignet grundlæggende mod,« siger han.
Men de første tanker bag markedsdesignet til Kriegers Flak-forbindelsen blev udtænkt helt tilbage i 2007, længe før Clean Energy Package kom i vejen godt ti år senere. Derfor fik Energinet sidste år dispensation til at køre videre med det handels-diskriminerende markedsdesign.
Budzoner på havet
Men den model går selvsagt ikke, når de kommende energiøer – som Kriegers Flak-forbindelsen er prototypen på – skal have designet deres elmarkedsrammer.
»Kriegers Flak har givet os nogle erfaringer omkring de her hybrid-projekter, som vi kan trække på. Nu ved vi selvfølgelig, at vi ikke skal bygge markedsdesignet op omkring prioriteret adgang, for det får vi ikke mange venner ud af fra regulatorisk side,« siger Morten Pindstrup og forklarer, at man begyndte overvejelserne med at identificere nogle grundlæggende principper, som det nye markedsdesign skulle leve op til.
Energinets principper for energiøernes kommende markedsdesign lyder:
Det skal være ikke-diskriminerende
Det skal være transparent, så alle aktører kan forstå mekanismerne
Det bliver nødt til at følge gældende regler
Det skal være skalerbart
Ud fra denne liste af grundvilkår nåede den danske TSO frem til simpelthen at flytte den eksisterende markedsmodel ud på havet ved at oprette særskilte offshore budzoner til energiøerne – en model, som også EU-Kommissionen støtter i sin offshore vind-strategi.
»Der var umiddelbart ingen logisk grund til at afvige fra zone-modellen, bare fordi vi skifter græsset ud med vand. Så vi besluttede os for at gå videre med en løsning, hvor vi gør det samme offshore, som vi gør onshore,« siger Morten Pindstrup.
Vindmølle-ejere taber
Selvom markedsdesignet altså er velkendt, er der dog én alvorlig udfordring ved Energinets foreslåede model: De aktører, der skal sætte vindmøllerne op, bryder sig slet ikke om den.
»Designet har den udfordring, at de vindmøller, der opstilles i tilknytning til øen og altså kommer til at stå inde i denne her særskilte budzone, alt andet lige, bliver en smule dårligere afregnet, end hvis de eksempelvis var tilsluttet direkte til hjemmemarkedet,« siger Morten Pindstrup.
Årsagen til forfordelingen af energiøernes havmøller skal findes i den metode EU’s markedsalgoritme finder frem til priserne i de enkelte budzoner.
Algoritmen – også kaldet den europæiske markedskoblingsmekanisme – optimerer flowet af strøm mellem Europas budzoner ved at flytte strøm fra et lavpris-område til et højpris-område og sætte priserne i de enkelte områder derefter.
Er en energiø placeret i egen budzone med forbindelser til eksempelvis to andre prisområder – f.eks. Vestdanmark og Tyskland, der typisk er henholdsvis lav- og højprisområder – vil elmarkedslogikken sørge for, at så meget som muligt af øens billige vindmøllestrøm sendes mod Tyskland.
Men fordi øernes interconnectorer til de respektive lande formentlig ikke vil blive dimensioneret til at kunne transportere al produktionen fra de tilknyttede vindmøller, vil forbindelsen mod højprisområdet ofte blive mættet, og der vil opstå en flaskehals.
Da der intet forbrug er i øens egen budzone (i hvert fald til en start) kan øens strøm kun afsættes til lavprisområdet, hvilket betyder, at markedskoblingsmekanismen tildeler energiøens budzone – og alle vindmøllerne inden for zonen – samme spotpris som lavprisområdet.
Spænder ben for støttemodel
Selv i situationer, hvor prisfordelingen mellem Vestdanmark og Tyskland er omvendt, vil møllerne tilknyttet energiøen ende med en spotpris, der matcher det billigste af de områder, hvor der er ledig handelskapacitet, og det giver på ingen måde en holdbar investeringscase, lyder det fra vindmøllebranchen.
»Vores kommentar til Energinets budzone-model har gennem forløbet været, at den mindsker incitamentet til at investere i energiø-projektet, fordi alle andre end Energinet står til at tabe på modellen. Uden en større hensyntagen til investorsikkerhed vil et almindeligt havvindmølleprojekt med en radial nettilslutning være mere attraktivt for en investor, hvis man alene ser på prisdannelsen i spotmarkedet,« siger Wind Denmarks elmarkedschef Søren Klinge.
Han henviser dermed til, at ejeren af øens kabler – som med al sandsynlighed bliver Energinet – står til at tjene på markedsdesignet via de såkaldte flaskehalsindtægter. Og at denne indtægt sker på bekostning af vindmølleejernes ringere afregning.
Flaskehalsindtægterne vender vi tilbage til.
For med systematisk lave spotpriser for energiøerne, vil de tilknyttede vindmøller med al sandsynlighed have brug for et sikkerhedsnet i form af statsstøtte, som forventeligt vil blive i form af en såkaldt 'Contract-for-Difference' (CfD), staten garanterer vindmølleejerne en mindstepris på strømmen.
Som navnet på modellen antyder, dækker staten differencen mellem de realiserede elpriser og op til den aftalte mindstepris, som bliver fundet i udbuddet.
Modellen findes også i en dobbelt-sidet version, hvor staten modtager penge fra operatøren i de tilfælde, hvor elprisen ligger over den aftalte mindstepris. På den måde åbnes der for, at den givne støtte over tid går i nul.
Men markedsdesignet gør det også væsentligt mindre attraktivt for staten at indgå i sådan en støttemodel, forklarer Søren Klinge.
»Budzone-modellen medfører en meget høj elpris-risiko. Hvis det kobles med en statsgaranteret mindstepris via en CfD, så er det staten, der påtager dig den meget store risiko, og det kan jeg have min tvivl om, hvorvidt nogen stat vil være interesserede i,« siger Søren Klinge.
En gardering imod en løbsk skatteregning kunne være at sætte et absolut støtteloft i kroner og ører i udbudsbetingelserne – sådan et loft er eksempelvis en del af betingelserne i det kommende teknologineutrale udbud for vindmøller og solceller på land. Men sådan et loft ville blot føre risikoen tilbage på investorerne i vindmølleparkerne, påpeger han.
Del ud af flaskehalsindtægter
Indvendingerne fra vindbranchen er skam også noget, der ligger Energinet meget på sinde, lyder det fra Morten Pindstrup.
»Vi skal selvfølgelig lytte til de indvendinger, mølleejerne og -udviklerne har, for det nytter jo ikke noget, at vi laver verdens bedste markedsdesign, hvis der ikke er nogen, der tør investere i det,« siger han.
Og det vigtigste es, TSO'en har i ærmet i den forbindelse, er netop de førnævnte flaskehalsindtægter. Morten Pindstrup forklarer, at man er ved at se på måder, hvorpå vindmølleejerne kan få del i indtægterne som en slags supplement til en støttemodel.
Én måde kunne være ved at konkurreceudsætte dele af transmissionsrettigheden på interconnectorerne som led i havvindmølleparkernes udbud. Det laveste bud på andele af transmissionsrettighederne vil altså stå bedre end konkurrenterne.
Søren Klinge er bekendt med tankerne om at omfordele flaskehalsindtægter ved at konkurrenceudsætte transmissionsrettighederne. Men han synes endnu, skitserne til kompensationsordningen er for vage til, at de kan give investorerne tilstrækkeligt med ro i maven.
»Der er eksempelvis en udfordring i den nuværende tidsbegrænsning af transmissionsrettigheder, der kun må gives for få år ad gangen, som reglerne er nu. De regler skal som jeg ser det først ændres, så de stemmer overens med investeringshorisonten på en havvindmøllepark, som jo mindst er 20 år. Hvis ikke udbuddet giver sikkerhed for de her rettigheder i hele levetiden, kan investorerne jo ikke gå ind på det,« siger Søren Klinge.
Tiden er knap
Under alle omstændigheder haster det med at finde frem til et markedsdesign og nogle udbudsbetingelser, der fungerer for vind-investorerne, for udvikling af nye markedsmodeller tager meget lang tid, pointerer han.
»Sådan en omfordeling af flaskehalsindtægter er nødvendigt at få igennem på europæisk niveau, da det nuværende markedsdesign er forankret i europæisk lovgivning. Og i sådan en ændring ligger der en tidsmæssig udfordring – det er ikke noget, man bare lige gør, for man er her nede og pille i kernestoffet omkring det indre marked for energi. Der er meget lang vej igen,« siger Søren Klinge og estimerer, at sådan en proces nemt kan tage flere år.
Ifølge Energistyrelsens estimerede køreplan for projektet i nordsøen vil den tilknyttede havvind kunne gå i udbud i midten af 2027. Og markedsmodellen skal være klar inden da, siger Morten Pindstrup, der da også er helt enig i, at tiden er knap.
»Det her design skal helst være helt hugget i sten, inden man laver vindmølleudbuddet på energiøerne, for det bliver jo ret afgørende for, hvilke business cases byderne på vindmølleparkerne kan lave,« siger Morten Pindstrup.
Og han forsikrer samtidig, at udviklingen af markedsdesignet og regelændringerne på EU-niveau vil ske med inddragelse af aktørerne i videst mulige omfang.
»Der er rigtig, rigtig mange ænder, der skal stå på række i det her projekt. For hver gang én af dem ikke står på række, afspejler det en risiko, som aktørerne skal forholde sig til og i sidste ende er det den, de vil tage sig betalt for. Derfor er de her risici noget, vi gør rigtig meget for at afdække, inden vi kommer til et udbud,« siger han.
Næste skridt i arbejdet med markedsdesignet er et såkaldt budzonestudie, som Energinet skal foretage i samarbejde med de lande, øerne skal forbindes til. Forhåbningen er, at budzone-studierne kan begynde i starten af næste år. Men det er betinget af, at de politiske aftaler om energiøernes udlandsforbindelser er landet inden da.
