— I morgen tirsdag ser vi igen meget høje priser fra kl. 19-21. Priserne er mere moderate fra kl. 11-16, hvortil man med fordel kan flytte sit mere fleksible forbrug. Grunden til de høje priser skyldes en meget lav vindproduktion i Tyskland og Danmark.–
Mandag aften d. 14. september oplevede vi som i nok husker også meget høje elpriser. Og der skete noget i elmarkedet, som ved første øjekast ikke giver meget mening. En af vores eksperter er dykket ned i noget af forklaringen. Vi har derfor en gæsteskribent her på siden i dag – er I klar til, at det bliver RIGTIG nørdet:
________
Mandag mellem kl. 19-20 lå day-ahead-prisen i DK1 omkring og toppede kl. 19:45 på 783 €/MWh – en af de højeste priser, vi har set i flere år. På samme tidspunkt lå prisen i Tyskland på 740 €/MWh.
Alligevel eksporterede DK1 2.685 MW til Tyskland.
Ud fra den normale logik for markedskobling kan det virke kontraintuitivt, at strømmen her flyder fra et budområde med en højere pris til et område med en lavere pris. Men med indførelsen af Advanced Hybrid Coupling i CCR-regionen ”CORE” er sådanne kontraintuitive flows faktisk mulige, når de øger den samlede samfundsøkonomiske gevinst i Single Day-Ahead Coupling (SDAC)-markedet.
Ved hjælp af JAO’s fremragende publiceringsplatform ses, at de bindende begrænsninger for markedsløsningen ligger et godt stykke fra den dansk-tyske grænse. Det gælder tværspændingstransformeren i Gronau mellem Holland og Tyskland samt 380 kV-forbindelsen Ensdorf-Vigy mellem Tyskland og Frankrig – kombineret med fuld udnyttelse af jævnstrømsforbindelserne ALEGrO og COBRAcable. Alle fire med betydelige skyggepriser.
En simpel følsomhedsanalyse baseret på den offentliggjorte Hub-to-Zone PTDF-matrice viser, at hvis man fjernede udvekslingen på 2.685 MW fra DK1 til Tyskland gennem redispatch til Tyskland, ville det flytte cirka 86 MW på i Gronau og 17 MW på Ensdorf-Vigy. Dermed ville det kontraintuitive flow fra DK1 reelt blive elimineret.
Med andre ord:
- 2,7 GW udveksling fra DK1 ser ud til at være blevet brugt til at skabe lidt over 100 MW ekstra transmissionskapacitet andre steder i markedet.
En lignende situation ses fra SE4 til Tyskland, hvor energien også ”løber den forkerte vej”.
Tilgangen er fagligt elegant og helt i tråd med målet om at maksimere den samlede samfundsøkonomiske gevinst på tværs af hele regionen. Men denne situation er samtidig et interessant eksempel på, hvordan kontraintuitive flows påvirker prisforskellene mellem budområder og omfordelingen af velfærd på tværs af markedet.
Med venlig hilsen en Chefingeniør hos EWII
________
Forvirret? Helt ok – det forstår vi godt. Det efterlader os med flere spørgsmål – som fx; ville strømmen have været billigere i Danmark, hvis vi havde beholdt de 2.685 MW? Og er det the new normal at vi skal acceptere, at priser og strømretninger lokalt kan se ulogiske ud, hvis løsningen samlet set er bedre for det europæiske elmarked?
Det er et godt eksempel på, hvor komplekst det europæiske elmarked er blevet. Det der isoleret set kan se ulogisk ud mellem Danmark og Tyskland, kan være en del af en større optimering af elnettet på tværs af Europa.
MVH
Teamet bag Grønnere elforbrug
Elfluencere
Kilder:
{unsubscription_url}
Så de ekstra omkostninger på 43€/MW på 2.685 MW eller ca 100000€ opvejer det der spares på 100MW så skulle prisen for det være 1000£/MW …
Men jeg overvejer om det ikke er de sidste 100MW we eksporterer, der gør forskellen, hvis der kun bliv eksporteret 2585 MW ville prisen i Danmark være lidt laver og tilsvarende lidt/meget højere i Tyskland, så ved at importerer de sidste 100 MW falder deres el pris måske totalt med 1000000€.
Er der et sted man kan lege med de tal uden at selv skulle skrive en simulator?