Dansk Fjernvarmes svar på indlægget fra Videbæk
Energiforsyning
Under overskriften »Er tæppet trukket væk under den decentrale
elproduktion?« har Ib Melsen, Videbæk Energiforsyning, fremsat en række
synspunkter.
Efterfølgende har Dansk Fjernvarme haft mulighed for at se, hvilke
beregninger der ligger til grund for spørgsmålet.
Den beregning, som henvises til, er udført ved at undersøge, hvilken
elindtægt der ville have været, hvis det produktionsmønster, som Videbæk
havde time for time i 2005, var blevet afregnet til den markedspris, der
var i den pågældende time uanset, hvad prisen var.
Det betyder, at der er produceret i mange timer, hvor markedsprisen var
lavere end den marginale elproduktionspris.
De analyser, som Dansk Fjernvarme har foretaget, er sket på basis af
oplysninger fra Videbæk.
Den varmeproduktion, som skal erstatte kraftvarmeproduktionen, er antaget
at ske på en gaskedel med en virkningsgrad på 95 %.
Undersøgelsen viser, at der er produceret i over 1900 timer, hvor
markedsprisen har været lavere end den marginale produktionspris.
Samtidig kan det konstateres, at der er 1900 timer, hvor markedsprisen har
været højere end den marginale produktionspris, men hvor der ikke er
produceret. Ca. 100 af disse timer ligger i sommerperioden, som her er
regnet som perioden fra og med maj til og med september. I samme periode
har der været ca. 1500 timer uden produktion, men med en elpris, der er
højere end den marginale produktionspris.
Videbæk køber fortsat naturgas efter 92-tariffen, hvilket har betydet
relativt lave gaspriser i 2005 i forhold til mange andre værker.
Videbæks elafregning sker i henhold til en gammel elaftale, hvor elpriserne
i de tre tarifperioder (4. kvartal 2005) i spids-, høj-, og
lavlastperioderne var henholdsvis 78,1, 43,1 og 17,0 øre/kWh. De
tilsvarende priser efter energistyrelsens bekendtgørelse var: 59,3, 46,8 og
21,6 øre/kWh på det pågældende tariftrin.
I månederne marts og april deltog Videbæk i »Puddelprojektet«. Produktionen
i de øvrige måneder fordelte sig med 45 % i spidslast, 42,5 % i højlast og
12,5 % i lavlast. Den gennemsnitlige fordeling ifølge samtlige (1500)
indberettede driftsdata var i 2005: S: 28,8 %, H: 36,7 % og L: 34,5 %.
Videbæk har således en meget høj elproduktion i spidslast set i forhold til
gennemsnittet.
Beregningerne viser, at nettoresultatet i Videbæk ville have været ca.
+25.000,- kr. i 2005, hvis produktionen i de timer, hvor markedsprisen var
lavere end den marginale produktionspris, men uden at »flytte« pro-duktion
til timer med en højere pris. Hvis de ekstra udgifter på værket anslås til
150.000,- kr., ville der være et tab på ca. 125.000,- kr.
Hvis Videbæk imidlertid i stedet for at købe naturgas efter 92-tariffen
havde købt naturgas til en pris svarende til den gennemsnitlige gaspris i
3. kvartal 2005, var det tilsvarende resultat blevet et overskud på ca.
200.000,- kr, og hvis kedelvirkningsgraden var 100 % ville der være et
overskud på godt 600.000,- kr.
Flere værker melder produktionen ind med baggrund i en prognose for
elprisen i det kommende døgn. Derfor er validiteten af disse prognoser af
stor betydning.
Det er sjældent, at prognoserne rammer præcis den pris, som bliver aktuel i
den pågældende time, men der er en klar tendens til, at hvis prognoserne
forudsiger en høj pris, bliver prisen også høj, selv om prisen ikke rammes
præcis.
En undersøgelse viser, at i knap 20% af timerne har markedsprisen ligget
mere end 3 øre/kWh under prognoseprisen, mens den i knap 25 % af tiden har
ligget mere end 3 øre/kWh over prognosen.
Konklusion
Hvis ikke man indretter sin produktion til det frie elmarked, men kører som
under 3-ledstariffen, vil der ofte være en dårligere økonomi.
Hvor man tidligere ikke har bekymret sig så meget om virkningsgraden på
rent varmeproducerende anlæg, skal de nu opgraderes til en standard, der
modsvarer den standard, de ville have haft, hvis de skulle producere al
varmen.
Den decentrale elproduktion vil falde. Et af formålene med ændringen er
netop, at der ikke skal produceres i perioder, hvor markedsprisen er lavere
end produktionsprisen, så vi ikke sælger strøm til udlandet med tab.
Samtidig kan det konstateres, at overgangen til det frie elmarked allerede
nu har reduceret problemerne i forbindelse med eloverløb.
Endelig er de decentrale kraftvarmeværkers deltagelse i
regulerkraftmarkedet endnu ikke udviklet, men der er stadig flere værker,
der ser muligheder her, og ifølge Energinet.dk, forventes dette marked
fremover at blive af mindst samme størrelse som i dag. Selv om der kommer
flere aktører på markedet, vil behovet også stige, da der skal integreres
en stadig større mængde vindkraft.
Dansk Fjernvarmes udmelding om, at mens små værker på under 5 MW indtil
videre formentlig ikke har økonomisk fordel ved at gå på markedsvilkår, da
de ekstra udgifter her betyder forholdsvis meget, vil der være fordele for
større værker, men det kræver, at produktionsplanlægningen indrettes på
markedsvilkår, og at de rent varmeproducerende anlæg lever op til dagens
standard.
I løbet af april 2006 forventer Dansk Fjernvarme at kunne foretage en
samlet vurdering af, hvor-dan det første år på det frie elmarked er
forløbet.