Vindmøllebranchen ryster på hovedet af Energinets markedsdesign for energiøerne

Vindmøllebranchen ryster på hovedet af Energinets markedsdesign for energiøerne Illustration: Energistyrelsen

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.

Emner : Energiø
sortSortér kommentarer
  • Ældste først
  • Nyeste først
  • Bedste først

Argumentationen forudsætter, at strømmen i eksemplet enten skal afsættes til Tyskland eller Danmark. Det er måske nok tilfældet i fase I, men projektoplægget går jo altså ud på, at vi skal ende med:

2 GW HVDC forbindelse fra øen til UK 3 GW HVDC forbindelse fra øen til Holland

4 GW HVDC forbindelse fra øen til Danmark 1 GW HVDC forbindelse fra øen til Tyskland

Det er ret elegant tænkt, fordi der så effektivet er en 5 GW forbindelse fra Danmark/Tyskland til Holland/UK. Her er DK-vest typisk et lavprismarked, mens Tyskland, Holland og UK er højprismarkeder. Der er altså 6 GW forbindelse til højprismarkeder og 4 GW til lavprismarkedet Danmark. Det giver i praksis ret god mulighed for, at strømmen kan afsættes til ordentlig pris på højprismarkederne.

Spørgsmålet er vel mere, hvilken afregningspris vindmøllerne skal have? personligt ville jeg finde det logisk, at de skal afregnes med Nordpools priser for DK1, fordi vindmøllerne står i dansk territorialfarvand. Dermed bliver det ganske rigtigt energinet (os almindelige elforbrugere), som scorer gevinsterne på prisforskellene. Men det er jo hele ideen i udlandsforbindelser.

Jeg er helt enig i, at de HVDC-forbindelser bliver en guldrandet forretning, så de kommer til at betyde lavere effektiv elpris i Danmark :-) For opstillerne handler det om at få økonomi i, at få strømmen transporteret til energiøen. Det ser let ud for havmølleparkerne tættest på energiøen, men svært ud for parkerne meget syd for øen. Blandt andet derfor tror jeg, at vi ender med to energiøer i Nordsøen, så der også kommer en mere sydlig energiø tæt på gasledningerne ude fra Nordsøen. Sker det, vil opstillernes forretningsmodel minde om meget kystnære møller med den forskel, at parkerne er enorme, samt at de har mulighed for at forbedre forretningsmodellen vha elektrolyse.

  • 9
  • 4

Hej Stig,

Tak for din kommentar. Det er første gang, jeg hører om planer om forbindelse til UK ifm. energiøer. Og at der allerede findes tal på kablernes kapacitet. Kan du pege mig i retning af en kilde på det?

Mvh. Martin, Ingeniøren.

  • 11
  • 0

For det første lader det til at de skal trækkes til fadet med garantier for afregning. For det andet så siger de jo selv at de kan konkurrere alle andre ud.

Jeg havde forestillet mig at de stod i kø for at opføre deres vindmøller for at sælge al deres billige strøm til alle dem der vil købe den.

Jeg har ikke noget imod vindmøller, men jeg tvivler på at deres produkt er så billigt som vi får fortalt.

  • 16
  • 22

Nye landvindmøller er langt mere konkurrencedygtige, end eksempelvis kraftvarmeværker. De bliver noget dyrere, når de skal opstilles offshore.

Der skal nok komme vindmøller ud til energiøen, også uden tilskud. Men naturligvis kan opstillerne godt se, at det er HVDC-forbindelserne, som giver de store penge. Så argumenterer de naturligvis for, at de vil have en bid af den kage. Det får de selvsagt ikke.

  • 14
  • 3

Ser man på de tanker, som mulige bydere på selve energiøen har offentliggjort, så tyder en del på, at de selv ønsker at "score" de økonomiske gevinster, det medfører, at bruge en del af strømmen ude på energiøen, i stedet for at sende det hele i land. Det er selvsagt dårligt nyt for vindmølleopstillerne, som jo så mister den mulighed for økonomisk optimering.

https://dk.ramboll.com/medier/rdk/ramboll-...

Der er dog også et konsortium, hvor Østed er med. Det er forventligt, at deres tanker i højere grad centrerer omkring, at designe en energiø, som giver havmølleopstillerne bedre vilkår i projektet. Så "kampen" er absolut ikke tabt for vindmølleinteresserne. https://www.atp.dk/nyheder-og-indblik/oers...

  • 8
  • 3

personligt ville jeg finde det logisk, at de skal afregnes med Nordpools priser for DK1, fordi vindmøllerne står i dansk territorialfarvand

Men det er vel det som allerede er afgjort? Afregningsprisen er lig med den højeste af priserne blandt de zoner som parken er forbundet med og som der p.t. er ledig kapacitet til. Og det vil som hovedregel i praksis være den laveste pris af de zoner som parken er forbundet til. Problemet bliver kun værre jo flere zoner der forbindes til.

Og det er jo logisk nok, det giver ikke mening at tilføre vindmøllekapacitet til kabler som i forvejen er fyldt til randen, den kapacitet tilfører ikke ret meget værdi.

Ræsonnementet ført til ende leder til at man kun skal bygge en minimal energiø, præcist stor nok til effektelektronikken til de internationale kabler. Vindmøllerne derimod skal tilsluttes i separate kabler til de zoner hvor deres energi bedst kan afsættes, udenom energiøen.

  • 5
  • 2

Men det er vel det som allerede er afgjort?

Sådan vil energinet i hvert fald gerne anskue det, og jeg tror de har en god sag. Men slagsmålet skal jo lige kæmpes til ende, før vi ved det?

Vi er så langt ude i Nordsøen, at der ikke er nogen realistisk vej uden om HVDC-forbindelserne på energiøen til ilandføring. Den strøm der bruges på energiøen selv behøver derimod ikke møde de dyre HVDC-anlæg. Det er bare en af årsagerne til, at VindØ-konsortiet bruger så meget krudt på at se, hvor meget strøm de kan få brugt på selve øen.

  • 7
  • 3

Har du nogensinde været ude for at der ikke fældes tårer, når en forretning går fra at være skide god til "bare" at være god. Det vil gå ud over aktiekurs og bonus ;-)

  • 3
  • 4

Hej Stig Libori

Der skal nok komme vindmøller ud til energiøen, også uden tilskud. Men naturligvis kan opstillerne godt se, at det er HVDC-forbindelserne, som giver de store penge. Så argumenterer de naturligvis for, at de vil have en bid af den kage. Det får de selvsagt ikke.

En vindmølleinvestor vil selvfølgelig placere sine penge der det give den bedste afkast. Med ovennævnte model vil man altid møde laveste pris, det vil man ikke i en konventionel park med èn ilandføring.

Der er nget netlogik her. Hvis Energinet stikker hel fortjenesten i lommen er der ikke den store incitiament for vindmølleejerne, hvorfor de vil søge andetsteds. Uden vindmøller, ingen energiø og ingen fortjeneste til Energinet.

Kunne man lave en form for andelsbevægelse, hvor vindmølleejerne har del i distributionsnettet og dermed fortjenesten.

  • 7
  • 1

Er der nogen der ved om der eksistere planer om grøn brint produktion og elektrolyse i storskala på disse her øer?

Et er at eksportere strøm, men hele handelsflåden, flyflåden, med flere, kan ikke sejle, flyve eller køre på batterier, så hvis de skal overgå til grøn CO2 neutralt brændstof , så skal der vel ske et eller andet på den front snart, så hvis nogen kender til den slags planer, så vil jeg vældig gerne læse og høre om dem.

  • 1
  • 1

Det er jo det synspunkt, jeg har forfægtet hele vejen. Møllerne står i dansk farvand, så jeg mener, at det er det naturlige kompromis.

Når energinet vil kæmpe imod med næb og kløer, skyldes det naturligvis, at så skal de selv finansiere 4 GW HVDC forbindelse fra energiøen til Jylland. Omvendt kan de få det skåret ned, hvis den ene GW erstattes af en forbindelse til Norge, ligesom den strøm der bruges på øen jo ikke skal ilandføres.

Det vi ser nu er energinet, som melder deres optimale model ud. Så svarer vindmøllebranchen med deres favoritmodel. Jeg tror, at det ender med mit forslag: At det bliver afregning til DK1 priser...

  • 3
  • 5

Jeg kan ikke se hvorledes et kompromis med afregning til DK1 priser kan opfylde EUs regler.

Det mener jeg til gengæld er uproblematisk, hvis energiøen opfattes som en del af Danmark. Så afsættes strømmen i Danmark, og energinet kan så afsætte den til udlandet.

Det "nye" vil være, at strømmen skal afsættes til udlandet, når de danske kabler er "fyldt". Men det ligger indenfor aftaleretten, så vidt jeg kan overskue.

  • 2
  • 3

Hej Stig Libori

Det mener jeg til gengæld er uproblematisk, hvis energiøen opfattes som en del af Danmark.

Det er det jeg mener er problemet. Formålet med energiøen er som international energi knudepunkt, ikke en strategisk udvidelse af Danmarks territorie.

Men ved nærmere eftertanke vil energiøen give vindenergiproducenter unik tilgang til adskellige elmarker i et stort og fint havområde. Både tilgang til elmarked og havområde er en knapfaktor for vindenergiproducenter og mon ikke det betyder mere end nogen øre på afregningen.

  • 2
  • 0

Det er det jeg mener er problemet. Formålet med energiøen er som international energi knudepunkt, ikke en strategisk udvidelse af Danmarks territorie.

Det er ikke en udvidelse af dansk territorium. Sømilegrænsen gælder ikke for kunstige øer.

Hvis energinets model bliver til virkelighed, vil der nok blive fokuseret meget på elektrolyse i havmølleparkerne, fordi det er en måde at omgå de i så fald tåbelige afregningspriser på el. Så jeg forudser flere forsøg med elektrolyse i møllerne....

  • 4
  • 3

Hej Stig Libori

Hvis energinets model bliver til virkelighed, vil der nok blive fokuseret meget på elektrolyse i havmølleparkerne, fordi det er en måde at omgå de i så fald tåbelige afregningspriser på el.

Generelt mener jeg at afregning af el på en børs er en åben og effektiv måde, at finde korrekt pris og føre el derhen den er nødvendig. Hvilket i sidste ende er en fordel for alle parter.

Har du mulighed for, at uddybe hvorfor du mener det måtte blive"tåbelige afregningspriser på el"?

  • 5
  • 0

Har du mulighed for, at uddybe hvorfor du mener det måtte blive"tåbelige afregningspriser på el"?

Fordi en energiø er en forbindelse mellem mange lande. 4 lande i COWI's analyse.

På et frit marked, vil sælger naturligvis sælge til den kunde, der vil betale mest. Så hvis der er for meget el i Danmark på et givet tidspunkt, så sælge vi til det naboland, der vil betale mest. Men det kan ikke lade sig gøre med energinets model, fordi vindmøllejeren skal afsætte til det aktuelt billigste lands elpris. Det vil være de eneste elproducenter i verden der skal det: Alle andre elproducenter, afsætter til den pris, som gælder i det land, hvor de er placeret.

Det er usandsynligt, at ret mange opstillere har lyst til det: Så er det mere lukrativt, at lave en park under "normale" vilkår et andet sted.

Kommer der alligevel opstillere, vil det være fordi de udnytter de mulige forvridningstab i modellen. Det vil i praksis sige, at der vil blive produceret mere brint end det økonomisk optimale, fordi brint ikke på samme måde som strøm bliver "straffet" på energiøen.

  • 6
  • 4

På et frit marked, vil sælger naturligvis sælge til den kunde, der vil betale mest. Så hvis der er for meget el i Danmark på et givet tidspunkt, så sælge vi til det naboland, der vil betale mest. Men det kan ikke lade sig gøre med energinets model, fordi vindmøllejeren skal afsætte til det aktuelt billigste lands elpris.

Det er ikke korrekt. Vindmølleejeren skal ikke afsætte til den billigste elpris. De skal afsætte til den højeste elpris med ledig transmissionskapacitet.

Det giver fint mening, for den værdi som møllens strøm har for samfundet er prisen for det strøm som den erstatter. Og det er strømmen i området med ledig kapacitet. Møllen kan ikke erstatte strømmen i områder hvortil kapaciteten er fyldt op.

Det er ikke tåbeligt, og det er ikke udtryk for en straf. Det er helt reelt at det samfundsøkonomisk ikke er en specielt god idé at sætte vindmøller op med tilslutning til energiøen, med mindre kapaciteten i forbindelserne er så stor at den som hovedregel ikke kan udnyttes uden møllerne. Afregningsmodellen passer med den samfundsøkonomiske værdi, og at fravige den vil svare til at give møllerne et tilskud.

Hvis man alligevel ønsker møllerne af andre årsager, så er det mest reelle og gennemsigtige netop at give dem det tilskud, i stedet for at fifle med afregningsregler.

  • 3
  • 5

Hvis man alligevel ønsker møllerne af andre årsager, så er det mest reelle og gennemsigtige netop at give dem det tilskud, i stedet for at fifle med afregningsregler.

Jeg er helt med på økonomtankegangen. Så kommer der bare ingen energiø, for ingen andre elproducenter afregnes på den måde. Ingen vindmøller, ingen solceller, ingen atomkraftværker, ingen kulkraftværker osv.

Det oplagte er at afregne til DK1 pris, fordi møllerne er placeret i DK1. Der kan så være en marginal andel af strømmen, som skal afsættes billigere end vindmøllernes afregningspris svarende til, at HVDC-ejerne taber penge på denne strøm. Da DK1 er lavprismarkedet i ligningen, vil det dog være meget lidt el der skal subsidieres på denne måde.

Nogle gange skal økonomer løfte hovedet fra regnearket og spørge sig selv, om nogen andre aktører afregnes så ufavorabelt. Hvis ikke, så er man nok ved at opfinde det umulige, og dermed et projekt, som ikke bliver til noget.

Jeg er helt med på, at energinet ville elske den model. Men det kommer ikke til at ske, og der er ingen juriske problemer med, at afregne vindmøller i DK1-området med DK1's afregningspris. Den kommer energinet bare til at æde.

  • 10
  • 3

Ud over den overhængende fare for, at det bliver svært at få vindmølleopstillere til projektet, og at de vil fokusere for meget på, at få energien brugt inden energiselskaberne scorer kassen på det, set det ud som om, at modellen også giver et symmetriproblem.

Altså, vi ser for os situationen, hvor vindmøllerne altid skal afsætte til den laveste strømpris, i de lande energiøen har elnetforbindelser med. Opstillerne forsvarer sig naturligvis ved at bruge en masse strøm, inden den når energiselskabernes kabler. Det kan være med elektrolyse (som endda kan rykke helt ud i de enkelte vindmøller), og det kan være ved eksempelvis, at samarbejde med store datacentre på energiøen.

Nu vil datacentrene jo nok også gerne have strøm, når det ikke blæser. Så skulle man jo tro, at de på samme måde kunne købe strømmen til den billigste pris i landene der er elforbindelser til. men nej, nu synes energiselskaberne pludseligt, at det her er DK1-område, så de skal betale DK1-elpris og nettariffer. Igen har energiselskaberne tænkt sig at score gevinsten på prisforskellene.

Så nu har vi ikke bare fået mere elektrolyse og datacenterforbrug udenfor energiselskabernes kontrol end det økonomisk optimale, pga energiselskabernes grådighed, vi har også datacentre derude, som begynder at nedregulere, når vinden ikke blæser. Man skal ikke tro, at det giver lavere strømforbrug i kontinentets datacentre, for det vil blive modsvaret af øget strømforbrug på de datacentre, som ikke ligger på øen. Alle de store datacentrene kører i dag med "spejle", så de kan med millisekunders varsel flytte belastningen til et andet datacenter.

Som elforbruger kan jeg naturligvis være glad for, at energiselskaberne skovler penge ind, for det gør min elregning mindre. Men det øger også risikoen for, at vi får nogle elforbindelser, som egentligt ikke burde opføres, fordi det pludseligt er langt enklere, at få 4% afkast på investeringerne. Og så er jeg også temmelig nervøs for, at energiøprojektet ender som Danmarkshistoriens største fuser (læs: Ingen vindmøller), hvis ikke energiselskaberne finder på en mere rimelig model. Hvis de absolut vil have den beskrevne afregningsmodel, må det blive noget med, at energiselskaberne skal overføre noget af fortjenesten til vindmøllejerne.

Som man kan fornemme, bliver det noget rod, hvornår energiøen er et DK1 område, og hvornår det er det billigste prisområde i forbindelsesområderne. Vi har nok brug for, at lidt mere visionære økonomer end energinets, spiller ind med nogle bud på, hvordan man kan løse det her. For reelt er energinet ved at lægge projektet død.

  • 5
  • 3

Det oplagte er at afregne til DK1 pris, fordi møllerne er placeret i DK1. Der kan så være en marginal andel af strømmen, som skal afsættes billigere end vindmøllernes afregningspris svarende til, at HVDC-ejerne taber penge på denne strøm. Da DK1 er lavprismarkedet i ligningen, vil det dog være meget lidt el der skal subsidieres på denne måde.

Jeg er ikke helt sikker på du har forstået ideen bag det som omtales som Energinets forslag. Ideen er netop, at energiøerne ikke er en del af DK1 og DK2, men bliver til DK3, DK4 osv. Derfor vil de få en separat pris, som vil være den samme som den samme som i den budzone til hvilken der er ledig kapacitet. Det giver dels den bedste samfundsøkonomi, og dels giver det mulighed for at overholde den EU lovgivning som findes på området, her specielt i forhold til at allokere transmissionskapacitet til elmarkedet.

Det mener jeg til gengæld er uproblematisk, hvis energiøen opfattes som en del af Danmark. Så afsættes strømmen i Danmark, og energinet kan så afsætte den til udlandet.

Her er to pointer jeg gerne vil nævne.

For det første, i tilfælde hvor vi taler om interconnectors, så er området gennemreguleret, og Danmark som medlemsstat og Energinet som TSO har meget snævre frihedsgrader til selv at bestemme hvordan man vælger at sætte tingene op i et regulatorisk perspektiv, så efter vores opfattelse, så kan alt andet end at benytte sig af yderlig budzone opdeling ende med at blive enormt problematisk.

For det andet så kan energinet ikke afsætte el. Energinet beregner kapaciteten i markedet og frigør denne til day-ahead og intraday markederne. I day-ahead beregnes der så dispatch, flows og priser på baggrund af udbud og efterspørgsel fra markedets aktører, hvilket så giver udgangspunktet til hvordan strømmen flyder mellem DK og udlandet. Når intra-day markedet åbner, så handler aktørerne heri hvilket giver anlednign til ændringer af den effekt som skal flyde mellem DK og udlandet. Når intraday markedet er lukket 1 time før driftstimen, så står Energinet tilbage med en udvekslingsplan for alle udlandsforbindelser som vi så eksekverer. Energinet ændre ikke på disse planer med mindre de ikke kan opfyldes grundet enten fejl på netkomponenter som opstår eller at udvekslingerne vil føre til overbelastninger i nettet. I disse tilfælde vil energinet modhandle med en eller flere nabo-TSO'er for at ændre på flowet således vi kan gå ind i driftstimen med en forventet driftssituation som ligger indenfor driftssikkerhedsgrænserne på alle netkomponenter.

  • 8
  • 0

Er der nogen der ved om der eksistere planer om grøn brint produktion og elektrolyse i storskala på disse her øer?

Jeg er ikke bekendt med at nogen planlægger storskale elektrolyse osv. på energiøerne her i første omgang. Modsat da man byggede de første offshore vindmøller og gjorde sig nogle meget dyre erfaringer med det, så er forventningen fra min side, at vi kommer til at se nogle mindre anlæg hvor man kan lærer lidt om hvordan de opfører sig i et marine miljø og derigennem undgår at de første storskala anlæg ruster op på 3 år.

  • 7
  • 0

Jeg er ikke helt sikker på du har forstået ideen bag det som omtales som Energinets forslag. Ideen er netop, at energiøerne ikke er en del af DK1 og DK2, men bliver til DK3, DK4 osv. Derfor vil de få en separat pris, som vil være den samme som den samme som i den budzone til hvilken der er ledig kapacitet.

Jamen, det kan vi jo teste om jeg har med et eksempel. Jeg tager udgangspunkt i et eksempel, med følgende markedspriser, idet jeg antager forbindelserne fra COWI's oprindelige oplæg:

Tyskland: 250 Dkk/MWh (1 GW) Danmark: 300 Dkk/MWh (4 GW) Holland: 400 Dkk/MWh (2 GW) UK: 450 DKK/MWh (3 GW)

Med fuldstændig ubegrænset transmissionskapacitet, vil energien flyde fra Danmark/Tyskland til UK/Holland. Hvis vi antager, at der er maksimal produktion ved energiøens parker (10 GW), er energien dog nødt til at flyde fra øen til de 4 lande. For at forhindre Tyskland i at eksportere via kablerne, er prisen nødt til at ryge ned på den laveste pris (Tysklands pris). Det er en følge af, at man ikke må give vindmøllerne prioritet.

Hvis vi er enige om, at det er situationen, så lad os se, hvordan opstillerne kan beskytte sig imod den? Jeg vil antage, at energiselskaberne sidder på HVDC-forbindelserne, men at AC-forbindelserne til og på øen ejes af havmølleparkerne.

Lad os antage, at havmølleparkerne kan afsætte 2 GW strøm på øen til elektrolyse og Datacentre. Den mulighed vil det være favorabelt at udnytte i situationen. Så vil det ende med, at Tyskland eksporterer 1 GW til energiøen (Danmark). De 8 GW havmøllerne stadig skal afsætte til land, vil skulle afsættes i de resterende 8 GW HVDC-kapacitet. Og så steg afregningsprisen lige til den danske elpris.

Prisdynamikken bliver altså en helt anden, end vi sædvanligvis ser. PtX og datacentre på øen vil blive mere favoriseret end sædvanligt, fordi de medfører højere afregningspriser på el. Det medfører friktionstab.

Når det ikke blæser, skal datacentrene jo køre alligevel. Jeg har ikke set en udmelding fra energinet på, hvad prisen på strømmen i knudepunktet så skal være, men hvis der skal være symmetri (lige regler for alle), skal vi igen have den laveste pris i knudepunktet på øen. Det ville svare til, at nettransporten ud til øen er gratis. Det tvivler jeg på er energinets opfattelse, men jeg ved også, at økonomer hader usymmetriske priser. Så hvordan energinet har tænkt sig at løse den problematik, er jeg svært nysgerrig efter at vide? For det ligner et ret spidsfindigt juridisk problem. Men hvis det ender med, at strøm til øen kan købes uden at betale for nettransport ud til øen, bliver elforbrug på øen yderligere favoriseret!

  • 1
  • 3

Jamen, det kan vi jo teste om jeg har med et eksempel. Jeg tager udgangspunkt i et eksempel, med følgende markedspriser, idet jeg antager forbindelserne fra COWI's oprindelige oplæg:

Tyskland: 250 Dkk/MWh (1 GW) Danmark: 300 Dkk/MWh (4 GW) Holland: 400 Dkk/MWh (2 GW) UK: 450 DKK/MWh (3 GW)

Med fuldstændig ubegrænset transmissionskapacitet, vil energien flyde fra Danmark/Tyskland til UK/Holland. Hvis vi antager, at der er maksimal produktion ved energiøens parker (10 GW), er energien dog nødt til at flyde fra øen til de 4 lande. For at forhindre Tyskland i at eksportere via kablerne, er prisen nødt til at ryge ned på den laveste pris (Tysklands pris). Det er en følge af, at man ikke må give vindmøllerne prioritet.

Hvis møllerne producerer lige nøjagtigt 10GW til 0DKK/MW, så al kapacitet på alle kabler er lige nøjagtigt100% brugt, så vil møllerne faktisk blive afregnet til 450DKK/MW fordi algoritmen Euphemia som beregner day-ahead priserne dels skal sørge for ikke at forfordele hverken producernter eller forbrugere og samtidigt overholde alle de restriktioner som gives af markedsaktørene og infrastrukturen. Så måske ikke det bedste eksempel.

Hvis vi istedet ændre mølleproduktion til 6000MW til 0kr/MW, så vil markedskoblingen først fylde grænserne til UK, NL helt op. Så er der 1000MW tilbage som bliver sendt til DK hvilket efterlader 3GW ledig kapaciet mod DK og 1 GW til DE. Fordi prisen i DE er mindre end i DK, så vil markedet sende 1 GW fra DE til DK via energiøen således forbindelsen til DE er fuldt udnyttet hvilket efterlader 2GW uudnyttet kapacitet mellem Ø og DK og møllerne bliver så afregnet til DK pris, som ikke er den laveste pris, men den laveste hvor der er ledig kapacitet til.

Når møllerne nu byder ind til 0€/MWh eller en pris tæt derpå og der ikke er negative priser i naboområderne, så vil de have defacto prioriteret adgang, men kun grundet deres pris.

Iøvrigt så forstår jeg ikke kommentaren om at "forhindre Tyskland i at eksportere via kablerne". Der kan vel aldrig være et mål om at forhindre nogen med billig strøm i at eksportere til andre lande, eller misforstår jeg dig?

  • 7
  • 0

Hvis møllerne producerer lige nøjagtigt 10GW til 0DKK/MW, så al kapacitet på alle kabler er lige nøjagtigt100% brugt, så vil møllerne faktisk blive afregnet til 450DKK/MW fordi algoritmen Euphemia som beregner day-ahead priserne dels skal sørge for ikke at forfordele hverken producernter eller forbrugere og samtidigt overholde alle de restriktioner som gives af markedsaktørene og infrastrukturen.

Man kan da ikke tvinge Tyskland til at give 450/MWh, hvis deres egen elpris er langt lavere (hvilket indikerer, at de slet ikke har lyst til den strøm). Så det giver ingen mening. Dit eksempel giver heller ingen mening, når man ser på, hvordan man normalt afregner udlandsstrøm. Så er det kabelejerne der scorer prisforskellen fra eksportlandet til importlandet. Det er jo den prisforskel, som skal finansiere kablerne (og det er den prisforskel, som bliver alt for lukrativ for energiselskaberne med den foreslåede model). Så der vil man ende på Tysk strømpris.

Ved 6 GW vil jeg sige, at så skal strømmen afsættes til UK, Holland og DK, hvorfor møllejerne ender med at få DK1 pris for strømmen, mens kabelejerne scorer prisforskellen på DK1 og prisen i Holland og UK. Desuden vil der ganske rigtigt flyde 1 GW fra Tyskland til DK1, hvor energiselskaberne igen scorer prisforskellen. Igen kan vindmøllejerne få prisen op, hvis de kan bruge noget af strømmen på energiøen, fordi de så ikke behøver afsætte strøm til Danmark.

Vindmøllejerne kan i den grad ønske sig ikke at skulle eksporere til landene med de aktuelt laveste elpriser, så med jeres model vil det være en selvstændig målsætning for vindmølleejerne at bruge så meget strøm på energiøen, så de kan opnå det.

  • 1
  • 2
Bidrag med din viden – log ind og deltag i debatten