Derfor stopper de danske møller ikke mere

Tidligere stod mange danske vindmøller stille i blæsevejr, men nye regler for modhandel over den dansk-tyske grænse har ikke kun vist sig gavnlig for den grønne, danske elproduktion. De har også vist sig at være en økonomisk gevinst.

For ikke nok med at vindmøllerne nu snurrer, når det blæser, så er omkostningerne til at håndtere flaskehalse i elsystemet faldet markant. 

Det skriver Energinet efter at have lavet en opgørelse.

Marked blev udvidet og priserne faldt

Den nye modhandelsmodel blev fuldt implementeret i juli 2023, og med den blev den tyske transmission system operator (TSO), TenneT’s, behov for at købe nedregulering af dansk elproduktion flyttet fra det danske regulerkraftmarked til det grænseoverskridende intraday-marked. Derved opstod et langt større marked med mange flere aktører. 

I første halvdel af 2023 var differencen mellem gennemsnitsprisen ved håndtering i regulerkraftmarkedet og den gennemsnitlige spotpris* på el i gennemsnit 42 EUR/MWh. I anden halvdel af 2023 var differencen mellem gennemsnitsprisen ved salg af modhandel i intraday-markedet og gennemsnitsprisen i spotmarkedet i gennemsnit 15,9 EUR/MWh. 

Sidstnævnte har, med få undtagelser, været faldende siden implementeringen, og i februar og marts i år var prisforskellen nede på beskedne 3,4 EUR/MWh. 

Priserne på nedregulering er altså faldet markant, efter at markedet er udvidet. 

Hvorfor modhandel 

Hvorfor overhovedet modhandle? Problemet er, at det tyske elnet ikke er udbygget i takt med den grønne omstilling. Mange nye solcelleanlæg og vindmøller betyder, at når det blæser, og både danske og tyske møller producerer store mængder strøm, har det tyske elnet ikke kapacitet nok til, at al strømmen kan komme fra Danmark og Nordtyskland og sydover, ned gennem Tyskland til de store byer og industriområder, hvor der er brug for den.

Hvis vindmøllerne i Nordtyskland og Danmark fortsatte med at producere, ville det nordtyske og danske elsystem ”flyde over”. Der ville blive produceret for meget strøm i forhold til forbruget, og elsystemet ville komme i ubalance og potentielt bryde sammen. 

Da det tyske elnet er årsagen til problemerne, er det TenneT, der skal købe hhv. nedregulering af produktion eller opregulering af forbrug for at skabe balance mellem produktion og forbrug. De tyske regler er imidlertid skruet sådan sammen, at det er ”allersidste mulighed” for Tyskland at skrue ned for sin egen grønne elproduktion, fx. ved at slukke de tyske vindmøller. Derfor betalte Tyskland i stigende grad danske aktører for at reducere produktionen eller øge forbruget, fx ved at betale danske vindmøller for at stoppe. 
Men mængderne af grøn energi, der blev stoppet, voksede og voksede, og det samme gjorde priserne, som TenneT skulle betale for nedreguleringen. 

Flere kan levere

I den gamle model for modhandel var det udelukkende danske producenter, som kunne byde ind og levere den “specialregulering”, TenneT havde brug for. Med overgangen til den nye model blev modhandlen flyttet fra det danske regulerkraftmarked til intraday-markedet, og nu er det muligt for både danske og udenlandske aktører at byde ind, både med og uden fysiske anlæg, og herved imødekomme TenneT’s behov for modhandel på den dansk-tyske grænse. De deltagende aktører inkluderer nu både producenter, forbrugere og tradere indenfor såvel som udenfor landets grænser, hvilket har medvirket til større likviditet i intraday-markedet, da flere forretningsmodeller kommer i spil i markedet.

Overgangen til den nye model har betydet, at modhandelsmængderne nu bliver solgt til priser som reflekterer den forøgede likviditet, som skiftet fra specialregulering i regulerkraftmarkedet til intraday-markedet har medført. 

Behovet er uændret - men priserne er faldet

For at vurdere modellens økonomiske effektivitet har Energinet kigget på differencen mellem prisen for modhandel og spotprisen på el. Den metode er brugt, eftersom mange faktorer påvirker både prisen for specialregulering i regulerkraftmarkedet, intradayprisen samt spotprisen over tid, hvorfor en direkte sammenligning af priserne ikke vil være retvisende. Men ved at observere prisdifferencen er det muligt at sammenligne de to modellers økonomiske effektivitet samt størrelsesordenen af den økonomiske omfordeling, som de to modeller fører til. 

Som grafen herover illustrerer, har tyske TenneT i gennemsnit anmodet om stort set lige meget modhandel i første halvdel af 2023 som i anden halvdel af 2022, hvorfor dette ikke kan forklare reduktionen i forskellen mellem prisen for modhandel og spotprisen. Reduktionen er derimod et udtryk for den øgede konkurrence omkring modhandelsvolumen, der er opnået ved at flytte handlen fra balancetidsrammen til intraday-markedet. Der er dog ingen forventning om, at prisdifferencen vil falde væsentligt fra det nuværende niveau og til sidst ende på 0 EUR/MWh. Det skyldes, at prisdifferencen naturligt afspejler den timings-risiko, der er mellem day-ahead markedet og intraday markedet, hvorfor det vurderes, at prisdifferencen er ved at have fundet sit naturligt leje. 

*Gennemsnitsprisen i Day-ahead markedet er for timer med gennemført modhandel

jel