DOM. 1) 50Hertz Transmission GmbH. 2) Vattenfall Trading Services GmbH. (Advokat Stefan Reinel for begge) mod. Dong Energy Thermal Power A/S

Transkript

1 DOM Afsagt den 25. oktober 2013 H ) 50Hertz Transmission GmbH (tidligere: Vattenfall Europe Transmission GmbH) 2) Vattenfall Trading Services GmbH (Advokat Stefan Reinel for begge) mod Dong Energy Thermal Power A/S (tidligere: Energi E2 A/S) (Advokat Erik Bertelsen) adciteret.: Energinet.dk (Advokat Per Hemmer) INDLEDNING Anvendte partsbetegnelser Parterne har i den årrække, som sagen historisk vedrører, skiftet navne flere gange, og der har været foretaget forskellige omstruktureringer mv. Med visse undtagelser vil parterne i dommen blive betegnet således: Sagsøger 1 og sagsøger 2: Vattenfall Sagsøgte (og adcitanten): Energi E2 Adciterede: Energinet.dk

2 - 2 - Kort beskrivelse af tvisten Tvisten mellem parterne drejer sig grundlæggende om følgende spørgsmål: Har Vattenfall krav på økonomisk kompensation i forbindelse med afbrydelser og transmissionsbegrænsninger af en stærkstrømskabelforbindelse mellem Østdanmark og Østtyskland ( Kontek-forbindelsen ) i (hovedsagen behandlet senere under pkt. A)? Og har Energinet.dk i givet fald pligt til at friholde Energi E2 for det beløb, som Energi E2 måtte blive forpligtet til at betale Vattenfall (adcitationssagen - behandlet senere under pkt. C)? Har Energi E2 krav på at forhøje prisen for leverancer af elektricitet til Vattenfall som følge af indførelsen af CO2-kvotesystemet i 2005 (Energi E2 selvstændige modkrav - behandlet senere under pkt. B)? PÅSTANDE Vattenfall, sagsøger 1 og sagsøger 2, har nedlagt følgende påstande Påstand A 1 Sagsøgte DONG Energy Thermal Power A/S [Energinet E2] skal betale til sagsøger ,70 kr. med tillæg af renter 5 % p.a. over den af den tyske centralbank på forfaldstidspunktet for det pågældende krav offentliggjorte referencesats ( Basiszinssatz ) fra den 1. juli 2004 af ,00 kr., fra den 1. oktober 2004 af yderligere ,00 kr. og fra den 1. januar 2005 af yderligere ,70 kr., subsidiært med almindelige procesrenter fra sagens anlæg den 12. juli 2007, til betaling sker. Påstand A 2 Sagsøgte DONG Energy Thermal Power A/S [Energi E2] skal betale til sagsøger 1, subsidiært til sagsøger 2, ,00 med tillæg af renter 5 % p.a. over den af den tyske centralbank på forfaldstidspunktet for det pågældende krav offentliggjorte referencesats fra den 16. juni 2006 af ,00, fra den 17. juni 2006 af yderligere ,00, fra den 18. juni 2006 af yderligere ,00, fra den 19. juni 2006 af yderligere ,00, fra den 20. juni 2006 af yderligere ,00 og fra den 21. juni 2006 af yderligere ,00, subsidiært med almindelige procesrenter fra sagens anlæg den 12. juli 2007, til betaling sker.

3 4-3 - Påstand B 1 Sagsøgte DONG Energy Thermal Power A/S [Energi E2] skal betale til sagsøger ,03 kr. med tillæg af renter 5 % p.a. over den af den tyske centralbank på forfaldstidspunktet for det pågældende krav offentliggjorte referencesats fra den 1. juli 2004 af ,72 kr., fra den 1. oktober 2004 af yderligere ,50 kr., fra den 1. april 2005 af yderligere ,00 kr., fra den 1. juli 2005 af yderligere ,40 kr., fra den 1. oktober 2005 af yderligere ,08 kr., fra den 1. januar 2006 af yderligere ,50 kr. og fra den 1. april 2006 af yderligere ,83 kr., subsidiært med almindelige procesrenter fra sagens anlæg den 12. juli 2007, til betaling sker. Påstand B 2 Sagsøgte DONG Energy Thermal Power A/S [Energi E2] skal betale til sagsøger 1, subsidiært til sagsøger 2, ,00 med tillæg af renter 5 % p.a. over den af den tyske centralbank på forfaldstidspunktet for det pågældende krav offentliggjorte referencesats, fra 8. juli 2004 af 8.500,00, fra 9. juli 2004 af yderligere ,00, fra 3. september 2004 af yderligere ,00, fra 4. september 2004 af yderligere ,00, fra 5. september 2004 af yderligere ,00, fra 6. september 2004 af yderligere ,00, fra 7. september 2004 af yderligere 647,00, fra 9. september 2004 af yderligere ,00, fra 10. september 2004 af yderligere ,00, fra 11. september 2004 af yderligere ,00, fra 12. september 2004 af yderligere ,00, fra 13. september 2004 af yderligere ,00, fra 1. april 2005 af yderligere ,00, fra 2. april 2005 af yderligere ,00, fra 3. april 2005 af yderligere ,00, fra 4. april 2005 af yderligere ,00, fra 7. april 2005 af yderligere 5.138,00, fra 8. april 2005 af yderligere 1.280,00, fra 9. april 2005 af yderligere ,00, fra 12. april 2005 af yderligere ,00, fra 18. april 2005 af yderligere 9.031,00, fra 19. april 2005 af yderligere 337,00, fra 21. april 2005 af yderligere 3.506,00,

4 5-4 - fra 25. juni 2005 af yderligere 640,00, fra 2. juli 2005 af yderligere 1.258,00, fra 15. september 2005 af yderligere 792,00, fra 5. oktober 2005 af yderligere ,00, fra 6. oktober 2005 af yderligere 5.241,00, fra 7. oktober 2005 af yderligere 1.154,00, fra 9. oktober 2005 af yderligere 5.119,00, fra 3. november 2005 af yderligere ,00, fra 4. november 2005 af yderligere ,00, fra 5. november 2005 af yderligere ,00, fra 6. november 2005 af yderligere ,00, fra 7. november 2005 af yderligere 7.852,00, fra 17. november 2005 af yderligere ,00, fra 18. november 2005 af yderligere ,00, fra 19. november 2005 af yderligere ,00, fra 21. november 2005 af yderligere 6.825,00, fra 30. december 2005 af yderligere ,00, fra 1. januar 2006 af yderligere ,00, fra 2. januar 2006 af yderligere ,00, fra 4. januar 2006 af yderligere 9.527,00, fra 5. januar 2006 af yderligere ,00, fra 6. januar 2006 af yderligere ,00, fra 7. januar 2006 af yderligere ,00, fra 8. januar 2006 af yderligere ,00, fra 9. januar 2006 af yderligere ,00, fra 12. januar 2006 af yderligere ,00, fra 13. januar 2006 af yderligere ,00, fra 16. januar 2006 af yderligere 5.268,00, fra 17. januar 2006 af yderligere 967,00, fra 19. januar 2006 af yderligere ,00, fra 20. januar 2006 af yderligere ,00, fra 21. januar 2006 af yderligere ,00, fra 9. februar 2006 af yderligere ,00, fra 10. februar 2006 af yderligere 742,00, fra 12. februar 2006 af yderligere ,00, fra 14. februar 2006 af yderligere ,00, fra 16. februar 2006 af yderligere ,00, fra 18. februar 2006 af yderligere 5.963,00, fra 19. februar 2006 af yderligere 8.424,00, fra 23. februar 2006 af yderligere ,00, fra 24. februar 2006 af yderligere ,00, fra 25. februar 2006 af yderligere ,00, fra 26. februar 2006 af yderligere ,00, fra 27. februar 2006 af yderligere ,00 fra 28. februar 2006 af yderligere 300,00,

5 - 5 - fra 1. marts 2006 af yderligere ,00, fra 1. marts 2006 af yderligere 1.400,00, fra 2. marts 2006 af yderligere 4.967,00, fra 3. marts 2006 af yderligere ,00, og fra 6. marts 2006 af yderligere ,00, subsidiært sædvanlig procesrente fra sagens anlæg den 12. juli 2007, til betaling sker. Subsidiært i forhold til begge de principale påstande B1 og B2 nedlægges påstand om, at sagsøgte DONG Energy Thermal Power A/S [Energi E2] skal betale til sagsøger ,83 kr. med tillæg af renter 5 % p.a. over den af den tyske centralbank på forfaldstidspunktet for det pågældende krav offentliggjorte referencesats fra 1. juli 2004 af ,41 kr., fra 1. oktober 2004 af yderligere ,00 kr., fra 1. april 2005 af yderligere ,80 kr., fra 1. juli 2005 af yderligere ,21 kr., fra 1. oktober 2005 af yderligere ,04 kr., fra 1. januar 2006 af yderligere ,30 kr. og fra 1. april 2006 af yderligere ,07 kr., subsidiært med sædvanlig procesrente fra sagens anlæg den 12. juli 2007, til betaling sker. Over for sagsøgte DONG Energy Thermal Power A/S [Energi E2] selvstændige påstand om betaling af kr. med tillæg af nærmere specificerede renter har Vattenfall nedlagt påstand om frifindelse, subsidiært frifindelse mod betaling af et mindre beløb efter rettens skøn. Sagsøgte, DONG Energy Thermal Power A/S, [Energi E2] har over for Vattenfalls betalingspåstande nedlagt påstand om frifindelse subsidiært betaling af et af retten fastsat mindre beløb. Sagsøgte [Energi E2] har endvidere nedlagt selvstændig påstand om, at sagsøger 1 til sagsøgte [Energi E2] tilpligtes at betale kr., subsidiært et af retten fastsat mindre beløb med tilæg af renter på 5 % p.a. over Danmarks Nationalbanks diskontosats på den nedennævnte dage, af følgende beløb fra de nedennævnte dage, og indtil betaling sker:

6 - 6 - af kr. fra 25. august 2005 af kr. fra 27. september 2005 af kr. fra 27. september 2005 af kr. fra 27. oktober 2005 af kr. fra 22. november 2005 af kr. fra 23. december 2005 af kr. fra 23. januar 2006 af kr. fra 22. februar 2006 af kr. fra 14. marts 2006 af kr. fra 4. maj 2006 af kr. fra 25. maj 2006 af kr. fra 27. juni 2006 af kr. fra 21. juli Over for adciterede, Energinet.dk, har Energi E2 som adcitant nedlagt påstand om, at Energinet.dk tilpligtes at friholde Energi E2 for ethvert beløb, som Energi E2 dømmes til at betale til Vattenfall inklusive renter og sagsomkostninger. Energinet.dk har nedlagt påstand om frifindelse, subsidiært frifindelse mod betaling af et mindre beløb. INTRODUKTION Parterne Vattenfall : 50Hertz Transmission GmbH (sagsøger 1) har succederet VEAG (Vereinigte Energiewerke Aktiengesellschaft). Mens VEAG oprindelig både var en produktions- og transmissionsvirksomhed og havde systemansvaret i Østtyskland, er 50Hertz Transmission GmbH i dag alene en transmissionsvirksomhed og har ansvaret for driften af den tyske del af Kontek-forbindelsen. Vattenfall Energy Trading GmbH (sagsøger 2) har skiftet navn fra Vattenfall Trading Services GmbH og stod oprindelig for den praktiske afvikling af elleverancerne på vegne sagsøger 1. Vattenfall Energy Trading GmbH handler i dag med elektricitet.

7 - 7 - Energi E2 : Energi E2 efterfulgte Elkraft a.m.b.a og overtog leveringsforpligtelserne over for Vattenfall. I dag hedder sagsøgte DONG Energy Thermal Power A/S og er en elproducerende virksomhed, men forestår uafhængigt heraf også handel med elektricitet. Energinet.dk har succederet Elkraft a.m.b.a. for så vidt angår transmissionsopgaverne. Energinet.dk ejer i dag størstedelen af Kontek-forbindelsen og har driftsansvaret for den danske del af Kontek-forbindelsen. Energinet.dk er herudover systemansvarlig i Danmark. Energinet.dk ejes af den danske stat. Elforsyningsmarkedet De oprindelige aftaleparter (i h.t. Kontekaftalen [Kontek, sammentrækning for Kontinent og elkraft], se senere) var VEAG og Elkraft a.m.b.a. VEAG var østtysk og ejedes af Treuhand. Elkraft a.m.b.a. var den store spiller på det østdanske marked (i Vestdanmark var det Elsam). I starten af 1990erne, hvor Kontekaftalen blev indgået, producerede begge selskaber elektricitet, ejede transmissionskabler og havde ansvaret for, at der var tilstrækkelig elektricitet til markedet. Elforsyningsmarkedet ser i dag anderledes ud end dengang. Som følge af liberaliseringer af markedet har aktørerne nu opdelte roller. Således er produktion, handel, systemansvar, overordnet transmission af elektricitet og fordeling til forbrugerne i h.t. elforsyningsloven (lov om elforsyning nr. 375 af ) fordelt på flere hænder. Produktionsvirksomhederne producerer elektricitet. Disse virksomheder er tilsluttet transmissionsnettet, det vil sige det overordnede elforsyningsnet elektricitetens motorveje. Dette transmissionsnet forgrener sig i hele Danmark og forbinder det danske net med udenlandske elforsyningsnet som det tyske og svenske. Transmissionsnettet er ejet af transmissionsvirksomhederne. Transmissionsnettet er koblet til lokale distributionsnet, som er de mindre elnet, som forbrugerne er koblet til. Disse distributionsnet ejes af netvirksomhederne. De systemansvarlige virksomheder har som hovedopgave at sørge for forsyningsbalancen.

8 - 8 - Elektricitet kan ikke lagres, men skal forbruges, straks den produceres. Det henhører under den systemansvarlige virksomhed at sikre, at der hele tiden er tilstrækkelig elektricitet i forhold til forbruget. Der må hverken være for meget eller for lidt elektricitet i nettet. Også med hensyn til handel med elektricitet og transmissionskapaciteter er der sket et skift. I modsætning til 1990 erne, hvor international handel alene foregik ved indgåelse af individuelle aftaler, handles elektricitet og transmissionskapaciteter i dag hovedsageligt på el-børser, herunder den nordiske Nord pool og den tyske EEX (European Energy Exchange). Elprisen er bl.a. resultatet af den handel, der foregår på børsen. Også CO2-certifikater, som er certifikater, der giver ret til at udlede CO2,, handles på markedspladser. Sagens kerne Vattenfall (VEAG) og Energi E2 (ELKRAFT a.m.b.a) indgik i 1991 den såkaldte Kontekaftale. Ifølge aftalen skulle Energi E2 for egen regning etablere et elkabel mellem Danmark og Tyskland gennem Østersøen. Kablet skulle således forbinde det sjællandske elnet med det østtyske elnet. Kablet var færdigt til anvendelse i juni Kontekaftalen regulerede en lang række forhold, herunder ejerskabet til kablets forskellige dele, leveringsforpligtelserne over for Vattenfall, der skulle gælde i 10 år fra , og Vattenfalls betalingsforpligtelser. Aftalen var uopsigelig i 30 år fra det tidspunkt, hvor forbindelsen blev taget i drift i Vattenfalls krav Vattenfall har under sagen rejst to forskellige typer krav. Det ene krav angår reduktion i allerede erlagte betalinger for tilsikret effektkapacitet (mistet overføringskapacitet). Det andet angår erstatning i forbindelse med den mistede leverance af elektrisk energi (den mistede trækningsmulighed).

9 - 9 - Energi E2 s manglende levering af elektricitet skyldtes to forskellige forhold, dels afbrydelser af elkablet, dels begrænsninger i transmissionskapaciteten: Der har siden 2002 været nogle afbrydelser af kablet på grund af problemer med de led, kabelmuffer, der samler de enkelte kabeldelstykker. For året 2004 kræver Vattenfall reduktion i allerede erlagte betalinger for tilsikret elektrisk effekt (Vattenfalls påstand A 1). For året 2006 kræver Vattenfall erstatning pga. mistet, tilsikret effekt (Vattenfalls påstand A 2) men Vattenfall kræver ikke reduktion, da de tidsmæssige betingelser for et sådant krav ikke er opfyldte. I pålagde Energinet.dk som systemansvarlig virksomhed begrænsninger i transmissionskapaciteten på nettet. Det var fysisk muligt at levere, men det var ikke tilladt. Vattenfall kræver reduktion i allerede erlagte betalinger for tilsikret elektrisk effekt i perioden juni 2004 til februar 2006 (Vattenfalls påstand B 1). Vattenfall kræver endvidere erstatning pga. de mistede leverancer af elektrisk energi i samme periode (Vattenfalls påstand B 2). Energi E2 s krav Sagen drejer sig yderligere om Energi E2 s krav mod Vattenfall om betaling for de CO2- kvoter, som svarer til den mængde elektricitet, som Energi E2 leverede til Vattenfall i kalenderåret 2005 og første halvdel af 2006, hvor leveringsaftalen udløb. Sagens forhistorie Vattenfalls motivation for at indgå Kontekaftalen (den 30. november 1991) var, at der på grund af ændrede miljøregler i det gamle Østtyskland var planlagt nedlukning af et antal kraftværker (hovedsagelig brunkulskraftværker). Vattenfall (VEAG) var således interesseret i at kunne få leveret elektricitet til Tyskland til at dække efterspørgselen efter elektricitet, når - og i det omfang - der var behov herfor. Fra dansk side var hovedsigtet med Kontekaftalen at etablere et kabel mellem Norden og Kontinentaleuropa. Fra dansk side vurderede man, at afsætningsmulighederne i

10 Østdanmark var for dårlige, eftersom Østdanmark før Kontekaftalen kun var forbundet med udlandet via Øresundskablet til Sverige. Fra bogen Dynamikken bag energien (Søren Federspiel, 2002) citeres: Det var et gammelt ønske i den østdanske elforsyning at få suppleret forbindelsen til omverdenen enten med en Storebæltsforbindelse eller med en Tysklandsforbindelse. Den ville ændre Elkraft-området fra at være en blindtarm på Skandinavien til at blive et væsentligt led i udvekslingen af energi mellem Norden og Kontinentaleuropa. Ideen til en forbindelse over Østersøen mellem Danmark og DDR blev undfanget og planlagt af Elkrafts tekniske direktør Knud Ølgaard Sydkraft tillagde ligesom Elkraft placering af en Tysklandsforbindelse strategisk betydning, kunne Hebo [dav. direktør for Elkraft] oplyse efter at have taget kontakt til Sydkraft. Det var en del af baggrunden for kontakten til østtyskerne, der indbefattede undersøgelser af, om en fastkraftleverance fra Elkraft til Østtyskland ville kunne bære udgifterne til forrentning og afskrivning på en Tysklandsforbindelse.»Fastkraftleverancen til Østtyskland ser ud til at kunne være en økonomisk interessant mulighed. Den videre kontakt med østtyskerne vil dog i høj grad blive påvirket af den seneste udvikling omkring Østtysklands elforsynings fremtidige struktur, idet Bayernwerk, Preussen Elektra og RWE-Energie nu har indgået en kontrakt med DDR's regering, som sikrer de tre store vesttyske selskaber afgørende indflydelse på Østtysklands transmissionsnet og brunkulsværkerfør jeg tog sagen op, havde der været forhandlinger med det østtyske selskab VENAG om en forbindelse Gedser-Rostock. Det var kort efter murens fald i efteråret Jeg involverede Elkraft i forhandlingerne mellem Sydkraft og det vesttyske PreussenElektra om en forbindelse Lolland-Lübeck. Mens de forhandlinger foregik, blev vi koblet af. Sydkraft og PreussenElektra udsendte en pressemeddelelse om, at selskaberne drøftede en forbindelse mellem Skåne og Lübeck. Jeg søgte at få kontakt med PreussenElektras administrerende direktør Krämer for at bede om en forklaring, men uden held. Han var ikke til at træffe«senere hævdede de, at Elkraft stillede uacceptable krav, hvilket var uden bund i virkeligheden. Det hører også med, at PreussenElektra købte aktier i Sydkraft, og på den måde skabte en intim forbindelse mellem de to selskaber. Efter at være koblet af genoptog vi forhandlingerne med det østtyske selskab, der nu hed VEAG og stod under administration af Treuhand. I den fase fik VEAG ny bestyrelsesformand - direktøren i Preussen Elektra, Krämer. Det skabte en egen delikat situation i forbindelsen med vore forhandlinger med VEAG. Jeg fik en god dialog og et godt personligt forhold til VEAG's direktør Jürgen Stotz. Vi svingede godt sammen, forhandlingerne forløb glat og udvalgsarbejdet ligeså. Vi fik en aftale i stand, der indebar, at VEAG s bestyrelse ikke blev involveret i aftalen - en strømaftale. Underskrivelsen foregik i Frankfurt Lufthavn. Vi turde ikke holde møder på vore respektive kontorer af frygt for, at PreussenElektra skulle få nys om planerne. Straks efter underskrivelsen udsendte vi en pressemeddelelse. Jeg husker, at det var under UNIPEDE's kongres i København, og aftalen vakte vældigt postyr. Krämer ringede samme dag og ville tale med mig. Jeg lod min sekretær meddele, at jeg ikke var til stede. Det gentog sig to gange om dagen igennem en uge. Jeg syntes, det var passende, at han fik igen af samme mønt, som han havde betalt mig med efter de afbrudte forhandlinger. Til sidst bad han om at få et møde, han ville komme, når det passede mig. Jeg lod min sekretær meddele, at jeg havde et par timer fredag eftermiddag. Krämer ankom i et chartret fly og krævede, at forbindelsen blev opgivet. Da jeg afslog det, lød kravet på en linieføring Gedser-Lübeck. Det blev også afslået Der fulgte så en række møder, hvor også Elkrafts formand Birthe Philip deltog. Efter det sidste møde, da Krämer steg ombord i flyet, sagde han, at det lød, som om vi havde lagt en nøje plan det er helt rigtigt opfattet dr. Krämer sagde jeg.

11 Vi havde et udmærket samarbejde med VEAG og ønskede ikke at bryde det. Krämers dilemma var, at han som bestyrelsesformand i VEAG måtte lovprise selskabets aftale om en Gedser-Rostock-forbindelse og på den måde lægge gode miner til slet spil i sin egenskab af direktør i PreussenElektra, hvor han modarbejdede linieføringen Gedser-Rostock af alle kræfter.«(interview) Kontraktgrundlaget Kontraktgrundlaget mellem sagens parter udgøres af Kontekaftalen (1991), som senere blev suppleret med fem tillæg (2. februar 1993, 28. august 1996, 3. februar 1997 og 3. juni 1998 (2 stk.)). Endvidere driftsaftalen af 10. december 1993 og tre kooperationsaftaler: Co-operation Agreement 1 (1. november 2003), der supplerede Kontekaftalen. Aftalen havde baggrund i ændrede markedsforhold og fastlagde en ændret fremgangsmåde ved parternes samarbejde om elleverancer. Denne aftale blev revideret ved Co-operation Agreement No. 2, der trådte i kraft den 1. januar Med ikrafttræden den 5. januar 2006 blev der indgået en ny kooperationsaftale, Co-operation Agreement No. 3, hvis baggrund var ophævelsen af priviligerede benyttelsesrettigheder til kablet. Kontek-forbindelsen Kontek-forbindelsen blev etableret som et 600 megawatt (MW) jævnstrømseltransmissionskabel mellem Spanager på Sjælland og Bentwisch ved Rostock i Mecklenburg-Vorpommern i Tyskland. Kablet består af to landkabler i Danmark, to søkabler gennem henholdsvis Storstrømmen og Østersøen og et landkabel i Tyskland. Forbindelsen har en længde på 168 km, heraf 116 km landkabel og 52 km søkabel. Forbindelsen er samlet med 176 kabelmuffer, der samler de enkelte kabeldelstykker med en afstand på ca. 1 km mellem mufferne. Forbindelsen omfatter også de nødvendige tekniske anlæg, herunder transformerstationer som fx Bjæverskov, på dansk og tysk territorium. Ved Spanager på Sjælland kommer kablet op af jorden og bliver til højspændingsledninger Anlægsarbejderne var færdige i marts 1996, og kablet blev taget i drift den 1. juni 1996.

12 Kablet er et monokabel, hvor der er énvejstrafik. Der kan sendes 600 MW sydpå eller nordpå. Hvis der er handlet 600 MW til levering begge veje, nettes de to aftaler ud, og ingen fysisk transmission finder sted. Vattenfall havde som sydgående leverance reserveret 250 MW MW = 350 MW. KONTEKAFTALEN Fra Kontekaftalen mellem Vattenfall ( VEAG ) og Energi E2 ( ELKRAFT) gengives:

13 - 13 -

14 - 14 -

15 - 15 -

16 - 16 -

17 - 17 -

18 - 18 -

19 - 19 -

20 - 20 -

21 - 21 -

22 - 22 -

23 - 23 -

24 - 24 -

25

26 Med reference til Kontekaftalens 19.1: Vattenfall ejer landkablet på det tyske landterritorium (10 km kabel mellem Marktgrafenheide og Bentwisch) og er ansvarlig for vedligeholdelsen heraf. Med reference til Kontekaftalens 21: Energi E2 ejer landkabeldelene på det danske landterritorium og endvidere hele søkablet, herunder de dele, der ligger på det tyske søterritorium indtil den tyske kystlinje. Med reference til Kontekaftalens 25.1: Vattenfall har fra 1. juli 2006 overtaget 1/3 af brugsretten til Kontek-kablet. Med reference til Kontekaftalens 31: Parterne er enige om, at kabelafbrydelser, der (alene) skyldes den rutinemæssige årlige vedligeholdelsesperiode på maksimalt 14 dage ( Revision ), ikke berettiger Vattenfall til reduktioner i effektbetalingerne. Med reference til Kontekaftalens og 40 blev beløbene efter reguleret i henhold til bilag 4, som er således affattet:

27 - 27 -

28 Ved 2. tillæg til Kontekaftalen ændrede parterne Kontekaftalens 45, således:

29 DRIFTSAFTALEN Samarbejdet omkring leverancerne fra Energi E2 til Vattenfall begyndte kort tid efter kablets idriftsættelse den 1. juni Pr. 31. januar 1994 indgik parterne en driftsaftale, hvoraf bl.a. fremgår:

30 - 30 -

31 - 31 -

32 - 32 -

33 - 33 -

34 Underbilag F1 til Driftsaftalen beskriver samarbejdet ved bestillinger af elektricitet inden for den 10-årige leveringsperiode. Af bilaget fremgår bl.a.:

35 DE TRE KOOPERATIONSAFTALER Baggrund

36 I årene efter Kontekaftalen skete der store ændringer på elmarkedet, der blev liberaliseret. Med baggrund i ændringerne indgik parterne den 1. november 2003 en kooperationsaftale ( Co-operation Agreement ), der supplerede Kontekaftalen. Ved liberaliseringen af elmarkedet skete der en unbundling af opgaver, hvor alle funktioner tidligere havde ligget på et og samme sted. Mulighederne for at reservere transmissionsforbindelser blev begrænset, og handelen kom som udgangspunkt til at foregå på el-børser. Den 1. januar 2000 trådte en ny elforsyningslov (lov nr. 375 af 2. juni 1999) i kraft, der gennemførte EU-direktiv 96/92 EF om fælles regler for elektricitetsmarkedet. Ifølge direktivet skulle transmissionssystemoperatørerne og de systemansvarlige virksomheder være uafhængige af producenterne. Dette blev efterkommet i Danmark ved den nye elforsyningslovs 47. Med henblik på at opfylde de nye bestemmelser stiftede Elkraft a.m.b.a. den 15. december 1999 to nye datterselskaber, et systemselskab og et transmissionsselskab ELKRAFT System a.m.b.a. og ELKRAFT Transmission a.m.b.a. Fra 1. januar 2000 blev ELKRAFT System a.m.b.a. herefter ansvarlig for transmissionssystemet og forsyningssikkerheden, mens ELKRAFT Transmission a.m.b.a blev ejer af ELKRAFT a.m.b.a.'s del af Kontek-kablet og overtog vedligeholdelsesforpligtelsen til kablet. ELKRAFT a.m.b.a. skulle fortsat forestå produktion af elektriciteten. Der blev udarbejdet to overdragelsesaftaler: En aftale mellem Elkraft a.m.b.a og Elkraft System a.m.b.a ( Overdragelsesaftale vedrørende systemansvarlig virksomhed af 15. december 1999). Aftalen indeholder et bilag 1, der vedrører Kontekaftalen. Vattenfall blev underrettet om denne aftale ved brev 18. januar Der blev endvidere indgået en aftale mellem EK Energi a.m.b.a og Elkraft Transmission af 27. marts 2000 ( Overdragelsesaftale vedrørende transmissionsvirksomhed ). Overdragelsen angik forpligtelsen til at stille transmissionskapacitet til rådighed. Aftalerne mv. er nærmere omtalt senere i dommen under sagsfremstillingen af adcitationskravet mod Energinet.dk. Energinet.dk opstod senere som et resultat af en fusion mellem ELKRAFT System a.m.b.a og ELKRAFT Transmission

37 a.m.b.a. og er i dag ejer af det overordnede eltransmissionsnet i Danmark og den del af Kontekkablet, der oprindelig tilhørte ELKRAFT a.m.b.a. Energinet.dk er herudover den transmissionsansvarlige operatør i Danmark. Hvor Elkraft oprindelig havde transmissionsretten til Kontekforbindelsen, blev det fra 2002 Energinet.dk, der forestod auktioner af transmissionskapacitet på Kontek-forbindelsen - med respekt af Vattenfalls fortrinsret. Energinet.dk afholdt månedsauktioner og dagsauktioner på ledig transmissionskapacitet på Kontekforbindelsen i nordgående retning (550 MW - import) og transmissonskapacitet i sydgående retning (200 MW - eksport). Ved bekendtgørelse nr. 444 af 11. juni 2002 om systemansvarlig virksomhed m.v. blev der fra 1. juli 2002 gennemført en detaljeret regulering af transmissionskapaciteterne. Energinet.dk skulle dog i henhold til 7 stk. 2, nr. 1, stadig respektere Vattenfalls privilegerede transmissionsret for 350 MW i sydgående retning. I henhold til Kontekaftalen var der aftalt en fast pris. Efter at der nu var kommet spotmarkeder, elbørser, i Tyskland og Danmark, viste det sig, at spot-elpriserne i visse perioder kunne være højere i Danmark end i Tyskland, og at det derfor var mere hensigtsmæssigt at bevare elektriciteten i Danmark. Vattenfall og Energi E2 indgik herefter i 2003 den første koooperationsaftale som supplement til Kontekaftalen med det formål at sikre bedst mulige økonomisk udnyttelse af elleverancerne under Kontekaftalen. Den første Kooperationsaftale Med ikrafttræden den 1. november 2003 indgik Vattenfall og Energi E2 den første Cooperation Agreement. Af aftalen fremgik bl.a.:

38 - 38 -

39 - 39 -

40 - 40 -

41 Aftalen indførte således nogle fremgangsmåder afhængig af prissituationen på markederne i Danmark og Tyskland: Hvis spotprisen for elektricitet i Tyskland (EEX-spotprisen) for den efterfølgende dag eller dele af den efterfølgende dag forventedes at være lavere end spotprisen for elektricitet i Østdanmark (DK 2-spotprisen), accepterede Vattenfall at undlade

42 at bestille den fulde 350 MW leverance og lod dermed elektriciteten blive i Østdanmark ( Delivery North ), 1 (a). Hvis EEX-spotprisen for den efterfølgende dag eller dele af den efterfølgende dag forventedes at være højere end DK 2-spotprisen, var det fortsat Kontekaftalen, der fandt anvendelse, ( Delivery South ), 1 (b). Kooperationsaftale 2 (2004), af 1. januar 2005 mv. Aftalen, Co-operation Agreement No. 2, er bl.a. en tidsmæssig forlængelse og præcisering af den første aftale. Fra aftalen citeres følgende (nyt i forhold til den første aftale): (e) VE-TD will submit a final Delivery South Schedule after the EEX-price is published usually prior to 13:00 hrs. (2) Calculation (a) Settlement for each delivery mode Delivery North VE-TD buys the daily scheduled electricity from E2 in Elkraft-grid at the original contract price (se sec. (2) (g) below). Delivery South Settlement will be effected according to the provisions of the Kontek-Agreement

43 Den 1. januar 2006 trådte en ny bekendtgørelse (nr af 19. december 2005) om systemansvarlig virksomhed og anvendelse af eltransmissionsnettet mv. i kraft. I henhold til den nye bekendtgørelse, der erstattede den tidligere bekendtgørelse fra 2002, bortfaldt alle privilegerede transmissionsrettigheder i gamle aftaler. Som resultat heraf blev også de privilegerede rettigheder til de reserverede 350 MW transmissionskapacitet for leverancer til Vattenfall fra den 5. januar 2006 overført til Nord Pool. Denne situation er baggrunden for Cooperation Agreement 3, som er udarbejdet som følge af etableringen af Kontek-prisområdet i Nord Pool s regi og overdragelsen af transmissionskapaciteten på Kontek-kablet til Nord Pool Spot. Kooperationsaftale 3 (2006) af 5. januar 2006 Fra Co-operation Agreement No. 3 citeres [til dels efter parternes afskrift som følge af vanskelig læsbar tekstudgave]:

44 Delivery South Settlement will be effected according to the provisions of the Kontek Agreement with the exception that the delivery of electricity shall be effected in the German grid in the control area ( Flegelzone ) of Vattenfall Europe Transmission GmbH and that no Start-up costs will apply (c) Flexibility VE-TD may not any longer make use of the flexibility in the electricity deliveries as stipulated in the Kontek-Agreement. As a compensation for this E2 shall pay EUR excluding VAT in a lump sum to VE-TD. This sum shall fall due on 31 March 2006.

45 Cooperation Agreement nr. 3 ændrede således bl.a. på Kontekaftalens bestillingssystem, idet Vattenfall nu senest skulle afgive bestilling kl dagen før levering til Tyskland. A. VATTENFALLS PÅSTANDE (A1, A2, B1 og B2) Vattenfalls Påstand A1: ,70 kr. Reduktion af effektbetalinger for 2004 Kabelafbrydelser generelle bemærkninger I perioden fra Kontek-forbindelsens idriftsættelse fra årsskiftet 1996 og indtil 2002 var forbindelsen kun ude af drift i de årlige revisionsperioder, dog med en enkelt undtagelse i 1997, hvor der på grund af materialefejl ved en samlemuffe opstod en olielækage. En samlemuffe er en anordning, der forbinder 2 kabelstykker med hinanden. Fejlen blev udbedret af leverandøren NKT Cables Group i henhold til en afgivet garanti. Som tiden gik, opstod der flere problemer med kabelmufferne, der begyndte at lække olie. I 2002 måtte Kontek-forbindelsen således tages ud af drift, da der opstod en revne på blykappen i overgangen mellem søkabeldelene, hvilket medførte en olielækage. Denne fejl opstod på ny i efteråret 2003, hvor kablet igen måtte tages ud af drift for at udbedre en revne på en samlemuffe på landkablet i Danmark. En undersøgelse i 2003 af de fejlramte muffer viste bl.a., at der højst sandsynligt var tale om en systematisk fejl, der ifølge en udarbejdet rapport om problemet formentlig [er] forårsaget af, at blykonussen i overgangen mellem kabel og gennemgangsmuffe ikke er tilstrækkeligt fikseret.

46 Energinet.dk reklamerede overfor NKT Cables Group, der ikke denne gang foretog udbedring, da reklamationen skete efter garantiperiodens udløb. Kabelafbrydelse i 2002 Fejlen i 2002 krævede reparation af en defekt søkabelmuffe, der lå 4 km fra den tyske kyst i en dybde på ca. 15 m vand. Dette førte til en afbrydelse af kablet i 50 dage (17. oktober - 5. december 2002). Energi E2 accepterede en reduktion af effektbetalingerne i henhold til Kontekaftalens 42.2.(force majeure) for 20 dage (50-30 dage) og udstedte den 31. december 2002 en kreditnota på DKK ,80, svarende til en 50 % reduktion af effektbetalingerne. Af et brev fra Energi E2 til Vattenfall af 4. juli 2003 om forløbet, fremgik bl.a., at der var blevet iværksat en nærmere undersøgelse af hændelsesforløbet i forbindelse med Kontekaftalen, og at det bl.a. var Energi E2 s opfattelse, at de to systemansvarlige havde aftalt, at forbindelsen skulle afbrydes med henblik på reparation af kablet i henhold til aftalens 29, og at denne reparation skulle påbegyndes den 17. oktober og afsluttes planmæssigt den 31. oktober Det fremgik videre, at der kort tid inden den planmæssige afslutning opstod et voldsomt uvejr, som medførte at kabelskibet blev løsrevet fra sin position, hvorfor kablet af sikkerhedsmæssige årsager måtte frigøres fra skibet. Det var Energi E2 s opfattelse, at der var tale om et tilfælde af force majeure som beskrevet i Kontekaftalens Det var videre anført, at Energi E2 på intet tidspunkt i forløbet [har] modtaget en effektplan fra Vattenfall over ønskede leveringer. Vattenfall besvarede Energi E2 s brev i et brev af 1. august 2003, i hvilket Vattenfall bl.a. erklærede sig enig i, at kabelafbrydelsen var en force majeure-situation, men at der skulle ske en endelig regulering af beløbet i henhold til kreditnotaen under hensyn til de nu kendte endelige kapacitetsbetalinger. Dette tiltrådte Energi E2 i brev af 22. oktober 2003, og reduktionsbeløbet blev forhøjet med DKK ,60 (kreditnota af 12. november 2003). Den endelige reduktion i effektbetalingerne blev således DKK ,40. Kabelafbrydelser i 2003

47 Også i 2003 var der problemer med kabelmufferne, som førte til afbrydelse på Kontekforbindelsen (4. januar 28. januar 2003 og 25 dage i september/oktober 2003). Kabelafbrydelse i 2004 (omfattet af Vattenfalls påstand) I 2004 var Kontek-forbindelsen afbrudt i i alt 115 dage, idet landkablet undergik omfattende reparationer. Der blev foretaget istandsættelse af 85 landkabelmuffer i Danmark og 14 landkabelmuffer i Tyskland. Før arbejderne gik i gang sendte Elkraft System den 10. februar 2004 en mail til SEAS, bl.a. om at udetid på Kontek-forbindelsen i 2004 nu var afstemt med Nordisk netafbydelsesplanlægningsgruppe og Vattenfall, og at planen, da der ikke havde været indvendinger, nu var aftalt således, at Kontek-forbindelsen blev taget ud af drift fra den 3. maj (uge 19) til den 12. november (uge 46), mens forbindelsen tages i drift i ugerne 24, og Det fremgik videre, at tidspunktet for forbindelsens egentlige revisionsperiode på formentlig ca. 14 dage endnu ikke var endeligt fastlagt, men at denne formentlig ville blive i september. Af et brev af 16. april 2004 med overskriften (dansk oversættelse) Tidspunkter for driftsafbrydelse af Kontek i forbindelse med reparation af landkablets kabelmuffer fra Vattenfall til Elkraft System og Energi E2 fremgår, at Vattenfall tiltræder, at Kontekforbindelsen i 2004 tages ud af drift i kalenderugerne 19-23, og med henblik på reparation af alle landkablets muffer. Samtykket var betinget af, at Vattenfalls kapacitetsbetalinger for grund- og spidsleverancer reduceres, da Kontek-forbindelsen ikke er i drift som følge af reparationerne af kabelmufferne. Af brevet fremgår endvidere bl.a.: Reduktionen af kapacitetsbetalingerne for hhv. grund- og spidsleverancer finder sted på basis af 42.1 og 42.2 i [Kontekaftalen] og under hensynstagen til følgende betingelser: - Reparationen af alle landkablets og alle søkablets kabelmuffer hhv. den fuldstændige udskiftning af dette skal anses for at være et fejlafhjælpningstiltag og betegnes derfor efterfølgende sammenfattende som reparationsarbejderne. Det er fuldstændigt uden betydning, om reparationsarbejderne udføres uden afbrydelser i et træk eller om de

48 afbrydes og derfor strækker sig over en længere periode, i givet fald også over flere år. - For de første 30 dage efter påbegyndelsen af reparationsarbejdet (første afbrydelse, hvor Kontek-forbindelsen ikke er i drift på grund af reparationsarbejderne ) betaler VE-T altid det fulde kapacitetsbetalingsbeløb [ kapacitetsbetalinger svarer til effektbetalinger ] for grund- og spidsleverancerne. Fra den 31. dag og frem til Kontekforbindelsen igen tages i drift efter afslutningen af reparationsarbejderne er det dog kun det halve af kapacitetsbetalingsbeløbet, der forfalder til betaling. - Fra og med påbegyndelsen af reparationsarbejderne foretages der en sammenlægning af Kontek-forbindelsens afbrydelsesperioder, som forårsages af reparationsarbejderne eller ved forstyrrelser i land- og søkablets kabelmuffer eller af tredjemand. Skulle Kontek-forbindelsen af ovenstående årsager, som optræder inden afslutningen på reparationsarbejderne, være ude af drift i mere end 200 dage, bortfalder kapacitetsbetalingerne for grund- og spidsleverancer fuldstændigt fra Kontek-forbindelsens 201. afbrydelsesdag. - I forbindelse med afregningen af de kvartalsvise forudbetalinger mht. kapacitetsbetalingerne for grund- og spidsleverancer tilgodeses de reduktioner i kapacitetsbetalingerne, som er fremkommet på baggrund af de afbrydelser i Kontek-forbindelsen, som der til enhver tid har været frem til faktureringen af den pågældende faktura. Såfremt Elkraft System som bebudet påbegynder reparationsarbejderne uden forinden at have meldt tilbage vedrørende vores ovenfor anførte redegørelse, anser vi dette som et udtryk for, at de er indforstået med vores betingelser. Den 3. maj 2004 blev arbejderne påbegyndt. Der er enighed mellem parterne om, at den samlede varighed af afbrydelsen i 2004 var 115 dage, og at afbrydelsesperioderne var: 3. maj til 6. juni, eller 35 dage. 14. juni til 4. juli, eller 21 dage 16. august til 13. oktober, eller 59 dage. Det er Vattenfalls opfattelse, at disse 115 dage må anses som en sammenhængende afhjælpningsperiode, selvom perioderne (som følge af tekniske omstændigheder) var adskilte. Det er Energi E2 s opfattelse, at de 115 dage skal anses for at være flere perioder.

49 Det er Energinet.dk og Energi E2 s opfattelse, at den sidste periode (16. august til 13. oktober 2004) skal korrigeres med 14 revisionsdage i henhold til Kontekaftalens 31 i perioden september Det er endvidere Energinet.dk og Energi E2 s opfattelse, at Vattenfall ikke kan gøre krav på reduktioner i effektbetalingerne for perioden fra den 16. august til 10. september 2004 (26 dage), hvor der blev foretaget arbejder på Vattenfalls anlæg i Tyskland, og hvor kabelafbrydelsen skyldtes fejl i landkablerne i Tyskland. Det er Vattenfalls synspunkt, at det ikke har nogen betydning, hvilke anlæg der er berørt af reparationsarbejderne, når årsagen til kabelafbrydelsen anerkendes at være force majeure. De økonomiske konsekvenser af Energi E2 og Energinet.dk s indsigelser er beregnet i sagens bilag BM og er ubestridte. Efterfølgende diskussioner om kravets berettigelse Spørgsmålet om reduktion af betalingerne efter 37 har efterfølgende være diskuteret flere gange mellem parterne: Af Vattenfalls brev af 11. maj 2004 til Energi E2 fremgår bl.a.: Elkraft System har med skrivelse af 23. april 2004 svaret på vores i skrivelse af 16. april 2004 erklærede principielle samtykke til tidspunkterne for driftsafbrydelsen af Kontek mht. reparationen af landkabelmufferne. Da vi ikke kan se, om Elkraft System har afstemt dette svar med Energi E2 eller i det mindste har sendt det i kopi til Energi E2 fremsender vi Dem en (som bilag vedlagt) kopi til Deres information. Vi afviser det af Elkraft System fremsatte standpunkt, idet dette efter vores mening ikke stemmer overens med aftalegrundlaget. Samarbejdsaftalens 42.1 og 42.2 regulerer entydigt, at der i forbindelse med driftsafbrydelser af Kontek-forbindelsen skal ydes en reduktion i kapacitetsbetalingerne for grund- og spidsleverancer. En ændring af denne situation er efter vores mening udelukket, så længe der ikke er truffet aftale om nogen anden regulering mellem parterne. Energi E2 besvarede Vattenfalls brev i et brev af 1. juni Af brevet fremgår det bl.a.:

50 KONTEK s outageperiods In Your letter of May 11, 2004, You dimiss Elkraft System s point of view as concerns Your payments during the announced outage periods of KONTEK Referring to Elkraft s letter, may we please draw your attention to, that 42 does not entitle You to reduce Your payments during the outage period, as the outage of the transmission connection is not due to Force Majeure. Further let me draw Your attention to 44 in our cooperation agreement according to which neither counter claim ( Kürzen ) nor reduction is possible without an agreement to this effect. We therefore expect that [Vattenfall] as usual pays in accordance with the provisions in the contract. Finally, may I remind You that the question on payments during outages is included in the on going negotiations and it is our opinion that these negotiations will lead to a suitable solution for all parties. Af et brev af 21. juni 2004 fra ELKRAFT System til Energi E2 fremgår det bl.a.: Ombygningen af landkablet påbegyndtes den 3. maj i år og forventes afsluttet i midten af oktober. [Vattenfall] har i den forbindelse meddelt, at de faste betalinger i henhold til [Kontekftalen] skal reduceres i overensstemmelse med aftalens 42. Med brev af 23. april 2004 har vi gjort det klart, at dette ikke er acceptabelt for os og bl.a. henvist til de pågående drøftelser af spørgsmålet. Som svar herpå har [Vattenfall] med brev af 4. maj 2004 meddelt jer som den formelle kontraktpartner, at man fastholder sit synspunkt og ensidigt vil reducere betalingen. Den 1. juni 2004 sendte Energi E2 som svar herpå et brev til [Vattenfall], der gentog forventningen om, at [Vattenfall] erlagde den fulde faste betaling. Efterfølgende meddelte Energi E2 følgende til Elkraft System, jf. mail af 7. juni 2004 fra Steen Mücke: Det er klart at i det omfang vi modtager betalingen fra [Vattenfall], som ønsket af os, vil vi viderefakturere det normale beløb til Elkraft. Hvis [Vattenfall], mod vores forventning, ikke betaler den fulde effektbetaling, vil vi på samme måde viderefakturere den sædvanlige procentandel af dette beløb. Eftersom Energi E2 A/S er part i samarbejdsaftalen med [Vattenfall] tilkommer det naturligvis Energi E2 for sit vedkommende at tage stilling til, hvorledes man vil reagere overfor [Vattenfalls] bebudede undladelse af at foretage de fulde kontraktmæssige faste betalinger, medens reparationen af Kontek-forbindelsen pågår. En hel eller delvis imødekommelse fra Energi E2 A/S side overfor [Vattenfall] kan imidlertid ikke berøre

51 ELKRAFT Systems krav i henhold til overdragelsesaftalen af 15. december 1999 vedrørende systemansvarlig virksomhed på løbende at modtage et beløb svarende til ¼ af de faste betalinger, som påhviler [Vattenfall] i henhold til samarbejdsaftalen. Det er Elkraft Systems vurdering, at samarbejdsaftalen med [Vattenfall] ikke under de aktuelle omstændigheder berettiger til reduktion af [Vattenfalls] faste betalinger. Elkraft System går derfor ud fra, at Energi E2 A/S, uanset hvorledes Energi E2 A/S måtte ordne sig med [Vattenfall], løbende og til sædvanlig tid betaler Elkraft System, hvad der svarer til ¼ af [Vattenfalls] ifølge samarbejdsaftalen skyldige beløb også for den periode, hvor forbindelsen er ude af drift i forbindelse med den aktuelle reparation. Af Energi E2' besvarelse [udateret]af Elkraft Systems brev af 21. juni 2004 fremgår bl.a.: På det foreliggende grundlag er vi enige i vurderingen af, at [Vattenfalls] synspunkter om reduktion af betalinger i henhold til kontraktens 42 ikke er korrekte. Vi vil derfor i de kommende forhandlinger forsøge at overbevise [Vattenfall] om at de er forpligtede til at foretage betalingerne uden reduktion og vil ikke indgå aftale med [Vattenfall] om andet med mindre en sådan aftale er godkendt af Elkraft System. Såfremt [Vattenfall] ensidigt skulle tilbageholde betalinger i henhold til kontrakten vil vi i samråd med Elkraft System vurdere, hvilke tiltag der skal gøres i den anledning. Hvis det uanset Elkraft Systems og vor opfattelse måtte vise sig, at [Vattenfall] er berettiget til hel eller delvis reduktion i henhold til kontrakten, er det fortsat vor vurdering at risikoen herfor i det indbyrdes forhold mellem os påhviler Elkraft System. Vedrørende samarbejdet om KONTEK-aftalen bemærkes i øvrigt, at nye retningslinjer som berører aftalegrundlaget med Vattenfall må tilpasses således at overholdelsen af disse aftaler ikke umuliggøres eller vanskeliggøres unødigt. Vi tillader os at gå ud fra, at De kan bekræfte, at Elkraft System vil dispensere i det omfang det er nødvendigt for at overholde aftalerne med Vattenfalll. Vi henviser i den forbindelse blandt andet til Driftsaftalens bilag F1 og mail fra O. J. Olesen fra sidste uge. Af et brev af 24. juni 2004 fra Vattenfall til Energi E2 fremgår bl.a. (oversættelse): Vi har modtaget fakturaen fra Energi E2 for forudbetalingen på kapacitetsbetalingerne for grund- og spidsleverancer for 3. kvartal 2004 (faktura nr af 7. juni 2004) og Deres skrivelse af 1. juni 2004 vedr. KONTEK S outageperiode. Som vi allerede har fremført, skal reparationen af alle Kontek-forbindelsens kabelmuffer i henhold til den i 1 i [Kontekaftalen] indeholdte og relativ vidt affattede begrebsdefinition karakteriseres som et force majeure tilfælde. Hermed skal kapacitetsbetalingerne for grund- og spidsleverancer i henhold til 32.1 og 42.2 i

52 [Kontekaftalen] betales i fuld beløbsstørrelse i de første 30 dage, hvor Kontekforbindelsen er afbrudt. Fra den 31. dag med kabelafbrydelse skal der dog kun betales halvdelen. På det tidspunkt, hvor den ovennævnte faktura blev udstedt til [Vattenfall], var fristen på 30 dage allerede udløbet. Derfor ville Energi E2 i henhold til 41.1 i [Kontekaftalen] have været forpligtet til at tilgodese de i 2. kvartal 2004 indtrufne kabelafbrydelser i fakturaen vedrørende kapacitetsbetalingsforudbetalinger for 3. kvartal 2004, dvs. til at reducere kapacitetsbetalingsforudbetalinger for 3. kvartal 2004, dvs. til at reducere kapacitetsforudbetalinger for 3. kvartal 2004 med de kabelafbrydelser, der har været i 2. kvartal og som ligger ud over grænsen på 30 dage. I stedet for har Energi E2 beregnet sig ikke reducerede kapacitetsbetaliner for 3. kvartal 2004, idet man har fraveget denne bestemmelse i samarbejdsaftalen. Med henvisning til Vattenfalls brev af 24. juni 2004 rettede Energi E2 i brev af 2. juli 2004 henvendelse til Elkraft System, hvoraf bl.a. fremgik: Vattenfall Europe Transmissions faste betaling til Elkraft System I den forbindelse bemærkes for god ordens skyld at vore betalinger til Elkraft System vil være undergivet det samme forbehold, herunder således at hvis ENERGI E2 A/S måtte skulle fortage hel eller delvis tilbagebetaling til [Vattenfall], vil ENERGI E2 A/S foretage en tilsvarende tilbagesøgning af betalingen til Elkraft System. I efterfølgende korrespondance fastholdt parterne deres standpunkter. Vattenfalls Påstand A2: ,00 - Erstatning for undladt leverance i 2006 Kabelafbrydelser i 2006 Af en af den 24. januar 2006 fra Energinet.dk til Vattenfall fremgik det bl.a.: Planlægningen af revisionsperioderne for forbindelserne mellem de nordiske lande og for forbindelserne mellem de nordiske lande og kontinentet foregår koordineret mellem de nordiske systemansvarlige transmissionsselskaber. Der koordineres i denne forbindelse også med revisionsplanerne for de vigtigste forbindelser og kraftværker inde i landene og med de nabosystemansvarlige i Tyskland og Polen. I efteråret 2005 blev der konstateret en mindre olielækage i en søkabelmuffe på Kontek. Lækagen er af mindre omfang og den undvigende olie bliver opsamlet. Kablet kan derfor fortsat holdes i drift men af hensyn til, at skaden kan udvikle sig, skal den repareres så snart vejrforholdene tillader det. Det er vurderet, at dette vil kunne ske i den tidlige forsommer. Udetiden på Kontek i 2006 er således planlagt til ude (dagene 1. maj 21. maj). Denne afbrydelsesperiode er koordineret med [Vattenfall] og blev offentliggjort på Nord Pools

53 hjemmeside 7. november På den ovenstående baggrund vurderes det, at det i praksis vil være umuligt at flytte reparationsperioden for Kontek. I ugerne vil der udover den ovennævnte reparation blive foretaget det årlige revisionsarbejde på Kontek. Vattenfall opfordrede ved skrivelse af 28. april 2006 Energi E2 til at levere elektricitet fra Tyskland i den pågældende afbrydelsesperiode. Energi E2 svarede i en af 28. april 2006, at kablet is not in operation from og henviste til, at In the Kontek agreement you will find, that there is no delivery when the Cable is out for maintenance. So no delivery sorry. I brev af 8. maj 2006 til Energi E2 henviste Vattenfall bl.a. til, at det allerede siden slutningen af 2003 har stået entydigt fast, at søkablet var beskadiget (for tidligt opbrugt levetid). Vattenfall fastholdt derfor uanset vores samtykke til tidspunktet for den årlige revision 2006, som blev givet under hensyntagen til søkablets olielækager sit tidligere fremførte standpunkt, om at Energi E2 skal indestå for samtlige risici, som fremkommer ved, at arbejderne til reetablering af søkablet ikke er blevet påbegyndt så hurtigt som muligt. Under nærværende sag kræver Vattenfall i forbindelse med disse afbrydelser i 2006 ikke reduktion i effektbetalingerne, men erstatning, idet de undladte leverancer i modsætning til 2004 efter Vattenfalls opfattelse kunne være undgået ved sædvanlig agtpågivenhed og med rimelige omkostninger, idet Energi E2 kunne og skulle have indkøbt og leveret elektricitet til Vattenfall i Tyskland. Vattenfall har bl.a. henvist til, at Energi E2 allerede i 2001 og 2002 har forsynet Vattenfall med elektricitet fra Tyskland. Vattenfall har herved henvist til et internt mødenotat af 15. marts 2001, hvor Kontek-forbindelsen faldt helt ud i to kortere perioder, og hvor Energi E2 uanset dette tilbød Vattenfall at stille den aftalte elektricitetsmængde til rådighed i Bentwisch (ved omdirigering af en del af den af Beweg leverede elektricitetsmængde) [og] at sælge den som følge af Beweg-leverancen opståede overskudsmængde til [Vattenfall] til de i samarbejdsaftalen aftalte kontraktpriser. Vattenfall har endvidere henvist til Energi E2 s skrivelse af 21. marts 2002 med overskriften Forslag til en bedre udnyttelse af den gamle aftale (Kontek 1+2), hvor det under pkt. 5 er anført: Det

54 står E2 frit for at levere Kontek 1+2 fra en tysk portefølje i punkt Bentwisch (oversat). Vattenfall har endelig henvist til et eget internt notat af 25. marts 2002 fra et møde med Energi E2 den 22 marts 2002, hvor det er anført leverancerne af spidslast (KONTEK-2) gennemføres andetsteds i Tyskland efter følgende procedure:. Afbrydelsesperioden og ertsatningsopgørelsen Der er mellem parterne enighed om, at afbrydelsesperioden i forbindelse med reparationen af defekte kabelmuffer på søkablet i maj 2006 varede fra 1. maj til 21. maj 2006 (21 dage). Ifølge 52.1 sammenholdt med 42.3 i Kontekaftalen, er Vattenfall ved uagtsomhed berettiget til erstatning for afbrydelsesperioder, der overstiger 15 dage. Vattenfall kræver som følge heraf erstatning for undladte leverancer i maj 2006 for en periode på 6 dage (21 dage -15 dage). Det er med hensyn til afbrydelsesperioden Energinet.dk og Energi E2 s standpunkt, at perioden skal reduceres med 14 dage i ugerne 18 til 20, idet vedligeholdelsesperioden lå i samme tidsrum, hvorefter afbrydelsesperioden kun udgør 7 dage, hvilket ikke er tilstrækkelig til at udløse erstatning efter Kontekaftalen. Vattenfall har beregnet sit tab som differencen mellem spotprisen for elektricitet i Tyskland (EEX-spotprisen) og Kontek-elprisen (grund- og spidspris for grundlast og spidslast i henhold til Kontekaftalens 38 og 40). Der kræves erstatning for hver time, hvor den tyske EEX-spotpris var højere end den respektive Kontek-elpris. Påstandsbeløbet er i beregningsmæssig henseende ubestridt. Vattenfalls Påstand B1: DKK ,03 - Krav om reduktion af effektbetalingerne I forbindelse med transmissionsbegrænsninger ( eksportbegrænsninger ), som har til formål at holde elektricitet i Danmark med henblik på at sikre systembalancen på det danske elmarked, gør Vattenfall principalt krav på fradrag i effektbetaling og herudover erstatning for en periode på 73 dage i tidsrummet , idet Vattenfall ikke har fået leveret den ønskede elektricitet, selvom der fysisk var mulighed herfor. Subsidiært kræver Vattenfall

55 alene fradrag i effektbetalingen for det tilfælde, at transmissionskapacitetsbegrænsningerne ikke kan anses som uagtsomt forhold, men alene force majeure. Tidligere transmissionsbegrænsning (2001) I oktober 2001 begrænsede Energinet.dk transmissionskapaciteten på Kontek-forbindelsen på grund af elektricitetsmangel i Østdanmark, der skyldtes vedligeholdelsesarbejder på Kyndby-kraftværket. I brev af 8. november 2001 til Energi E2 opgjorde Vattenfall, at der i begrænsningsperioden var bortfaldet grundleverancer på 27 MW af en samlet varighed på 60 timer og spidsleverancer på 100 MW af en samlet varighed på 11 timer. Vattenfall gjorde gældende, at forholdet var omfattet af Kontekaftalens 42.5, 1. pkt. (forsæt/uagtsomhed) og gjorde gældende, at Vattenfalls kapacitetsbetalinger måtte bortfalde svarende til den delleverance, der ikke var til rådighed. Vattenfall forbeholdt sig endvidere at kræve erstatning. I brev af 13. november 2001 rettede Energi E2 henvendelse til Elkraft System. Af brevet fremgik bl.a.: Energi E2 konstaterede på Elkraft Systems hjemmeside, at kapaciteten både på Kontekforbindelsen og på Øresundsforbindelsen blev reduceret uden noget forsøg på at finde en alternativ løsning f.eks. med Energi E2. Konsekvensen af reduktionerne har bl.a. betydet, at det ikke har været muligt at leve op til [Kontekaftalens] forpligtelse om en sikker leverance. Energi E2 er overrasket over at kapaciteten på Øresundsforbindelsen ikke blot reduceres i fornødent omfang, så der opnås en tilfredsstillende systemsikkerhed på Sjælland. Herved havde man kunnet undgå at begrænse kapaciteten på Kontekforbindelsen og sikret, at der ville blive transporteret energi fra det billigste område til det dyrere område og samtidigt overholdt den eksisterende gamle aftale med VEAG. Ved at reducere kapaciteten på Kontekforbindelsen kunne det se ud som om den systemansvarlige forsøger at påvirke en naturlig prisdannelse i markedet på Sjælland, hvilket ligeledes også er indikeret på hjemmesiden i teksten: For at mindske virkningen af denne kapacitetsbegrænsning på det østdanske elmarked mest muligt reduceres endvidere eksportkapaciteten tilsvarende på Kontekforbindelsen. Vi mener, at en markedspåvirkning på lang sigt er uheldig og at markedet selv kan finde en fornuftig løsning.

56 Enhver begrænsning bør efter vor opfattelse kun gennemføres, hvis det er absolut nødvendigt og må ske i mindst muligt omfang, mod en kompensation samt med skyldig hensynstagen til gamle aftaler, herunder [Kontekaftalen]. På et møde mellem [Vattenfall], Elkraft System og Energi E2 fredag den 20. oktober om opdeling af den gamle aftale, fremførte [Vattenfall] en alvorlig klage over hændelsen. På mødet lykkedes det Elkraft System at finde en midlertidig løsning for den omtalte periode. At det på et møde er muligt hurtigt at finde en brugbar løsning er selvfølgelig godt. Alligevel undrer det os, at den samme dialog ikke har fundet sted med [Vattenfall] eller Energi E2 lang tid før gennemførelsen af revisionen, idet man antagelig ville have opnået det samme resultat og undgået evt. kommende sag med [Vattenfall]. Maskinrevisionsplanen var efter vor opfattelse godkendt af Elkraft System året før. At det så få dage efter viser sig, at den aftale vi troede skulle gælde for den resterende periode ej heller holdt, kommer noget bag på os. Vi må konstatere, at [Vattenfall] heller ikke kan få den leverance som de ønsker. Vi får herefter for første gang præsenteret et forslag til en aftale mellem Elkraft System og Energi E2 om ekstra ekstra rullende reserve. I aftaleudkastet står der, at vi ikke får omkostningsdækning for at yde denne ekstra reserve og dernæst får at vide, at der vil være uændret begrænsning på Kontekforbindelsen til og med uge 46, hvis ikke vi underskriver. Vi underskriver aftalen for at sikre en fremadrettet løsning for [Kontekaftalen], og gør opmærksom på at vi fortsat mener, at en reduktion på Øresundsforbindelsen på f.eks. 200 MW ville have løst problemet på en elegant måde. Vi må for en ordens skyld forbeholde vores stilling i det omfang vi lider tab ved det passerede. Med baggrund i det ovenstående vil Energi E2 ikke undlade at gøre opmærksom på at et evt. krav fra [Vattenfall] iht. [Kontekaftalens] præmisser vil blive videreført til Elkraft System i en intern opgørelse. Vi går ud fra, at vi gennem dialog med Elkraft System undgår tilsvarende situationer i fremtiden og at fremtidige begrænsninger vil være mere i overensstemmelse med, hvad der fremgår ovenfor. Den 16. november 2001 blev der afholdt et møde mellem Vattenfall og Energi E2 om bl.a. transmissionsbegrænsningerne i oktober Af mødereferatet fremgår det bl.a., at Vattenfall betragtede begrænsningerne som uagtsomme i henhold til Kontekaftalen og forbeholdt sig reduktion i effektbetalingerne og erstatning. Parterne var enige om, at Kontekaftalen ikke indeholdt bestemmelser om, hvordan Vattenfalls effektbetalinger skal reduceres i sådanne tilfælde, men at den foreliggende situation viste, at en sådan bestemmelse er nødvendig. Vattenfall ville efterfølgende meddele Energi E2 de timer, hvor de kontraktlige leverancer fra Energi E2 manglede, samt hvilke leverancer Vattenfall måtte

57 indkøbe som erstatningskøb. I brev af 22. marts 2002 til Energi E2 meddelte Vattenfall, at reduktionen i effektpriser nu var beregnet til kr. for grundlast og kr. for spidslast. Hertil kom et erstatningskrav i forbindelse med indkøbte erstatningsleverancer på det tyske marked på ,99 kr. Det samlede beløb, som Vattenfall gjorde gældende, var herefter ,99 kr., for hvilket beløb Vattenfall ønskede en kreditnota efter betaling af Energi E2 s slutopkrævninger for året Af et [tidligere omtalt] referat vedr. et møde mellem parterne 25. marts 2002 fremgår bl.a., at Energi E2 tvivlede på, at Vattenfalls krav om reduktion i effektbetalingerne kunne udledes af Kontekaftalens 42.5, men at Energi E2 alligevel var indstillet på at godtgøre Vattenfall dette krav. Energi E2 ønskede Vattenfalls krav rettet direkte mod Elkraft System, hvilket Vattenfall afviste under henvisning til, at Vattenfall ikke havde direkte kontraktrelationer med Elkraft System. Dette var Energi E2 enig i, men erklærede desuden, at en del af rettighederne og pligterne i henhold til den eksisterende aftale er overgået til Elkraft System, således eksempelvis pligten til at bevilge den transmissionskapacitet på KONTEK-forbindelsen, som er nødvendig til realisering af de kontraktmæssige elektricitetsleverancer. Parterne aftalte herefter, at Vattenfall ville sende en kopi af den skrivelse, hvori det tab, som er opstået på grund af de bortfaldne leverancer, gøres gældende over for Energi E2, til Elkraft System til orientering. Der er fremlagt en udateret, ikke underskrevet kopi af et brev på dansk, betegnet brev til Veag, der fremstår som udarbejdet af Energi E2. Bilaget, der har overskriften Manglende leverancer af basis- og spidslasteffekt i oktober 2001 som følge af begrænsninger af transmissionskapaciteten på Kontek-forbindelsen, har følgende ordlyd: Vi har i brev af modtaget Deres beregningsmæssige opgørelse for ovennævnte situation og er principielt enig i at beregningen er udført korrekt og at det kontraktyelle grundlag er som anført i brevet. Som tidligere nævnt både telefonisk og på møder er det ikke nødvendigvis vor opfattelse, at situationen i oktober opfylder betingelserne for at gøre brug af de relevante bestemmelser i kontrakten.

58 Vi har som også drøftet på de seneste møder, accepteret at betale Veag i overensstemmelse med brevet af dog uden præjudice. Betaling fra Energi E2 A/S side er således ikke en anerkendelse af ansvar m.v. i henhold til kontrakten. Vattenfall har oplyst, at man ikke har modtaget et sådant brev fra Energi E2. Den 12. juli 2002 udstedte Energi E2 en kreditnota til Vattenfall på det opgjorte beløb, DKK ,99, med 3 poster, grundleverance DKK , Spidsleverance DKK ,99 og 52.1, oktober 2001 DKK ,99. Begrænsninger i transmissionskapaciteten Efter den ovenfor omtalte kapacitetsreduktion i oktober 2001 pga. forhold ved Kyndbyværket foretog Energinet dk i medfør af elforsyningslovens 27a jævnlige begrænsninger i transmissionskapaciteterne i forbindelse med yderlige udviklinger på elmarkedet. I i de tekniske regler af 29. juni 2004 for ELKRAFT System a.m.b.a. (Energinet.dk), fremgår det, at eksporttransmissionskapaciteten til Tyskland om nødvendigt kan begrænses med henblik på at sikre det østdanske elforbrug, hvor elmarkedet ikke af sig selv sikrer, at strømmen løber den rigtige vej i det nødvendige omfang. Kl kan det blive nødvendigt at begrænse nettoeksportkapaciteten. Efter kl kan det blive nødvendigt at begrænse eksporten for de gamle aftaler [fx Kontekaftalen] forholdsmæssigt. Transmissionsbegrænsninger på Kontek-forbindelsen blev dagligt offentliggjort på Energinet.dk s hjemmeside kl for det efterfølgende driftsdøgn. Et oversigtseksempel er fremlagt som bilag Adc 1 G. På Vattenfalls anmodning i mail af 7. oktober 2005 forklarede Energinet.dk i en af 12. oktober 2005 kapacitetsbegrænsningerne og disses baggrund. Af en fremgik: The export-tradingcapacity on Kontek is sometimes reduced (e.g. on 5-7 October as you mention) for security-of-supply reasons, c. f. our technical regulations, section

59 The regulations became effective from simultaneously with the termination of an agreement with Energi E2 which obliged Energi E2 to maintain sufficient available capacity to ensure the security-of-supply in Eastern Denmark. Limitations on the export-tradingcapacity on Kontek is in practice calculated on the basis of the equation: 1) available commercial capacity on major powerplants (i.e. excl. capacity reserved for ancillary services) + expected production from windturbines & small CHP-plants + importcapacity from Sweden expected demand in Eastern Denmark = max export to Germany. Any reduction in the export-capacity is made pro rata for the 350 MW available to Vattenfall Europe Transmission and the 200 MW now available to Nord Pool Spot according to agreement with Vattenfall AB. As you are aware of, the Danish party in the old agreement from 1991 between [Vattenfall] and ELKRAFT is today Energi E2. It is therefore appropriate that you discuss any consequence of the mentioned limitations for this agreement with Energi E Den diskussion, der har været mellem Vattenfall og Energi E2 vedrørende transmissionsbegrænsningerne på kablet, er illustreret ved forskellige mødereferater. Af et referat fra et møde den 12. januar 2005 fremgår det således bl.a.: På det seneste møde den fremlagde [Vattenfall] en situation, hvor der havde været foretaget begrænsninger af Kontek-forbindelsens kapacitet i sydgående retning. Denne reduktion havde medført, a [Vattenfall] havde fået en større omkostning ved at skulle købe den nu manglende energi bilateralt i dagmarkedet. Man havde ligeledes på det samme møde fremført kravet mod E2 som aftalepart. E2 mener endvidere at [Vattenfall] selv bør tage kontakt til Elkraft System, når der er begrænsninger på Kontek-forbindelsen, selvom E2 er den formelle aftalepart, idet E2 ikke har indflydelse på handelskapaciteten på Kontek-forbindelsen. Begrænsninger af handelskapaciteten begrundes med systemmæssige årsager. [Vattenfall] mener ikke det er rimeligt at begrænse kapaciteten med den begrundelse, eneste gyldige begrundelse er force majeure. Af et mødereferat den 24. februar 2005 fremgår bl.a.: [Vattenfall] informerede E2 om at der nu er etableret en intern Vattenfall forretningsgang for håndtering af fremtidige begrænsninger af Kontek, frem for stille spørgsmål til E2 og efterfølgende stille et formelt krav over for E2 om kompensation.

60 E2 gjorde opmærksom på at Elkraft var suveræn i afgørelser om kapaciteter på kablerne til udlandet Det er derfor vigtigt at Vattenfall selv rejser krav og spørgsmål mod Elkraft, meget gerne med kopi til E2. Det er klart, at den gamle aftale skal respekteres af Elkraft og E2. STM [formentlig Steen Mücke, Energi E2] pointerede, at efter hans opfattelse havde E2 kunnet levere i.h.t. den gamle aftale i alle situationer, hvor der havde været begrænsninger i sydgående retning på Kontekforbindelsen. Af et mødereferat den 2. marts 2005 fremgår bl.a., at der efter Vattenfalls opfattelse eksisterer to forskellige begrænsninger, nemlig en begrænsning den følgende dag og den følgende dag, når EEX er lukket, dvs. søndag og mandag. Den første situation ville resultere i mistede indtægter, den anden i direkte tab. Energi E2 henviste igen til, at man naturligvis var den formelle aftalepart, men at ny lovgivning havde gjort Elkraft [Elkraft System] uafhængig af Energi E2.. Begrænsninger i Kontek-kapaciteten blev derfor foranstaltet uden Energi E2 s vidende, og Vattenfall måtte derfor rette krav og henvendelser direkte til Elkraft som systemansvarlig. Steen [formentlig Steen Mücke, Energi E2] gentog, at Energi E2 efter hans opfattelse ikke havde haft nogen problemer med at leve op til forsyningskravene. I et brev af 11. november 2005 til Vattenfall anførte Energi E2 [Steen Mücke] bl.a.: Fra E2 s side mener vi, at der ved eventuelle anstrengte kapacitetssituationer kunne forekomme højere DK2-priser, som ville kunne tiltrække tysk kapacitet. Dette ville efter vores mening have kunnet føre til, at det ikke ville have været nødvendigt at begrænse den i sydlig retning løbende kapacitet. E2 vil i denne sammenhæng udtrykkelig gøre opmærksom på aftalen mellem Vattenfall og E2, efter hvilken energistrømmen i den oprindelige aftale bevæger sig i den retning, hvor markedsprisen er højest. En aftale som efter vores opfattelse for så vidt har fungeret tilfredsstillende. I henhold til aftalens 33.1 er E2 på opfordring fra Vattenfall til enhver tid forpligtet til at levere strøm, hvilket efter vores opfattelse også er sket. Vi mener således ikke, at Vattenfall har fordringer mod Energi E i henhold til den gamle aftale. Efter at have modtaget en bestillingsmail fra Vattenfall den 3. december 2005 (bilag 46) bekræftede Energi E2 i en mail den 4. december 2005 overfor Vattenfall [et eksempel på parternes handelsmåde]:

61 ENERGI E2 confirm reception of Vattenfall s reguest for Kontek deliveries. We received your wishes for Sunday the 4th of december yesterday. ENERGI E2 has not received any new requests from Vattenfall. We will deliver what is possible according to Energinet.dk capacities, the residual we expect Vattenfall to buy as cheep as possible. Energinet.dk oplyste i februar 2006, at der efter den 10. februar 2006 som følge af indførelsen af Nord Pool-systemet ikke i fremtiden ville blive pålagt transmissionsbegrænsninger på Kontek-forbindelsen som følge af anstrengt effektbalance. Om modhandel En måde at undgå transmissionsbegrænsninger på er modhandel. Ifølge Energinet.dk benyttede man sig som nærmere beskrevet på Energinet.dk s hjemmeside - efter transmissionskapacitetens overdragelse til Nord Pool af modhandel, når der er begrænsninger i transmissionsnettets overføringsevne ( flaskehalse ). Virkningen af disse flaskehalse elimineres ved, at der på den ene side af en flaskehals sker et køb og på den anden side et tilsvarende salg. Modhandlen gennemføres og betales af Energinet.dk. Begrænsningsperioden og kravets beregning Vattenfall kræver reduktion i effektbetalingerne for 73 dage (tidsrummet 8. juni 2004 til 6. februar 2006) i henhold til Kontekaftalens 42.5, svarende til ,03 kr. Subsidiært kræves reduktion i effektbetalingerne i henhold til 42.4 (force majeure) svarende til ,83 kr. Vattenfalls opgørelser er i beregningsmæssig henseende ikke bestridt af Energi E2. Opgørelserne er baseret på de kapaciteter, som blev offentliggjort dagen før kl Energinet.dk har gjort gældende, at der er leveret mere el end angivet af Vattenfall og har henvist til en opgørelse, revideret ved bilag Adc 1M. Hvis dette bilag lægges til grund, skal Vattenfalls krav reduceres til DKK ,30 kr., subsidiært ,40 kr.

62 Energinet.dk har endvidere fremlagt bilag Adc 1L, der skal vise, at transmissionskapaciteten var større end lagt til grund af Vattenfall. Hvis bilag Adc 1L lægges til grund, skal Vattenfalls krav reduceres til følgende ,91 kr., subsidiært ,45 kr. Påstand B2: ,00 Erstatningskrav for samme periode som påstand B1 Uagtsomhed som ansvarsgrundlag Vattenfall gør gældende, at Energi E2 har handlet uagtsomt ved i samme periode som påstand B1 - ikke at have forsynet Vattenfall med elektricitet som aftalt. Der henvises til Kontek-aftalens 52.1 sammenholdt med Vattenfalls erstatningskrav angår tab som følge af manglende elforsyninger. Tabet opgøres som prisdifferencen mellem spotprisen for elektricitet i Tyskland (EEX-spotprisen) og den pris, som Vattenfall skulle have betalt Energi E2 for elforsyninger (Kontek-elprisen). Erstatningsbeløbet er i beregningsmæssig henseende ikke bestridt af Energi E2. Hvis bilag Adc 1M lægges til grund indebærer det, at Vattenfalls krav skal reduceres til Hvis bilag Adc 1L lægges til grund indebærer det, at Vattenfalls krav skal reduceres til ,43. For så vidt angår begyndelsestidspunktet for erstatningskravets renter har Vattenfall henvist til et møde mellem parterne den 17. juni 2004, hvor det af mødereferatet fremgår bl.a.: During week 24 limitations occurred on the Kontek cable. These limitations were set from Elkraft system due to security reasons, because the Öresund connection had limitations. Due to this we have two issues to clarify: i) Problems on the The final limitations were set from Elkraft System on Sunday afternoon. The limitations meant that Vattenfall had to acquire energy from other sources. HK [fra Vattenfall] claimed that in this situation is 34.1 applicable. Nothing was wrong with the cable and the limitations were set for other reasons, then Energi E2 carries the risk. This will be discussed further. Vattenfall har endvidere henvist til et møde mellem parterne den 12. juli 2004, hvor parterne ifølge mødereferatets pkt. 2 om Southbound limitations redegjorde for deres tidligere

63 omtalte standpunkter med hensyn til, hvem der bærer risikoen for begrænsninger i leverancerne. Det fremgik af mødereferatet bl.a., at both parties will consult with legal advisors in this matter and this will be further discussed on the next meeting. B. ENERGI E2 s CO2 KRAV MOD VATTENFALL ( kr.) Indledning. Parternes hovedanbringender I forbindelse med introduktionen af EUs CO2-kvotesystem i Danmark i 2005 fik Energi E2 tildelt gratis CO2-kvoter. Energi E2 s påstand vedrører markedsværdien af disse kvoter, som blev anvendt i forbindelse med den elektricitet, der blev leveret til Vattenfall i 2005 og første halvdel af 2006, hvor leveringsperioden ophørte. Energi E2 gør overordnet gældende, at anvendelse af CO2-kvoter er udtryk for opportunity costs ( alternativomkostninger ), som Energi E2 har måttet afholde i forbindelse med elproduktion til Vattenfall, og som kan videregives til Vattenfall efter Kontekaftalens Vattenfall gør overordnet gældende, at anvendelse af gratis CO2-kvoter ved produktion af elektricitet i kulfyrede kraftværker ikke har påført Energi E2 øgede omkostninger i forbindelse med el-leverancer til Vattenfall. Kyoto-protokollen og CO2-loven 1999 (den første lov) CO2-udledninger er skadelige for miljøet, idet høje koncentrationer af CO2 fører til drivhuseffekt. På denne baggrund blev FN s Kyoto-protokol vedtaget i Denne aftale forpligtede EU til en samlet reduktion af udledningen af CO2. Allerede inden en fælles EU-regulering indførte Danmark i 2000 for at opfylde Kyotoprotokollens mål på egen hånd et CO2-kvotesystem (lov nr. 376 af 2. juni 1999 om CO2-kvoter for el-produktion). Som led i kvotesystemet modtog danske el-producenter, herunder Energi E2, i årlige CO2-kvoter på grundlag af tidligere udledninger af CO2 i årene ( grandfathering-princip ). CO2-kvoterne var frit omsættelige og kunne overføres til efterfølgende år. Kvoterne blev faktisk handlet, men kun i begrænset omfang,

64 EU-direktivet Med EU's kvotedirektiv (2003/87/EF), der trådte i kraft 1. januar 2005, blev der indført et ensartet system for handel med CO2-kvoter. Af forarbejderne til direktivet fremgår bl.a.: Forslaget placerer direkte emissioner af de drivhusgasser, der er omfattet af Kyotoprotokollen, i en regulatorisk ramme. Ordningen vil kun omfatte en begrænset mængde drivhusgasemissioner. Endvidere skal anlæggene have mulighed for at deltage i EUdækkende emissionshandel. Denne mulighed er en nøglefaktor for, at det omkostningseffektive emissionsreduktionspotentiale kan udnyttes. Emissionsreduktioner vil derefter blive gennemført på de steder i Fællesskabet, hvor det kan gøres billigst. Fordelen ved disse billigere reduktioner vil komme andre til gode andre steder i Fællesskabet, som måske ikke selv har adgang til billige reduktionsmuligheder. Det er derfor, emmissionshandel både er til gavn for dem, der køber, og dem der sælger. Første fase af ordningen, mellem 2005 og udgangen af 2007, går forud for Kyotoprotokollens forpligtelsesperiode. I denne forudgående fase vil Fællesskabet efter Kommissionens mening kunne drage stor fordel af erfaringerne med handel med drivhusgasemissioner, så det vil være forberedt på den internationale emissionshandel ifølge Kyoto-protokollen, som vil starte i I nærværende forslag anerkendes det imidlertid, at der i den foreløbige fase fra 2005 til udgangen af 2007 ikke er juridisk bindende mål, der begrænser medlemsstaterne drivhusgasemissioner. Den foreløbige fase adskiller sig derved fra Kyoto-ordningen på en række punkter. Disse forskelle består bl.a. i, at kvoterne i startfasen tildeles de deltagende anlæg gratis, og at det fælles niveau for sanktioner for overskridelse af ordningens bestemmelser er lavere. Den vigtigste økonomiske grund til emissionshandel er, at det hermed sikres, at de emissionsreduktioner, der kræves til at opnå en forud fastsat miljøgevinst, finder sted dér, hvor reduktionsomkostningerne er lavest. Takket være emissionshandel kan en given virksomhed udlede større mængder end virksomhedens oprindelige kvote, forudsat at den kan finde en anden virksomhed, som har udledt mindre end sin kvote og er villig til at sælge sin overskydende kvote. Den samlede miljøgevinst er den samme, som hvis begge virksomheder udnyttede deres kvoter fuldt ud, men med den vigtige forskel, at både køber- og sælgervirksomheden drager fordel af den fleksibilitet, som handelen giver mulighed for, uden at dette skader miljøet. Forslaget vil skabe et europæisk marked for kvoter. Herved undgås en fragmenteret tilgang, som ville opstå uden sådanne fællesskabsregler, fordi medlemsstaterne gradvis ville opbygge deres egne ordninger og derefter søge at koble dem sammen. Ifølge direktivets art.9 skulle hver medlemsstat udarbejde en national tildelingsplan. Efter art. 10 skulle medlemsstaterne for den treårsperiode, der begyndte den 1. januar 2005, tildele

65 mindst 95 % af kvoterne gratis. For den femårsperiode, der begyndte den 1. januar 2008, skulle medlemsstaterne tildele mindst 90 % af kvoterne gratis. CO2-loven 2005 (den anden lov) CO2-kvotesystemet trådte i kraft i Danmark den 1. januar 2005 (lov nr. 493 af 9. juni 2004 om CO2-kvoter (CO2-kvoteloven)). Loven, der gennemførte direktiv 2003/87/EF, bestemte, at CO2 kun må udledes i overensstemmelse med særligt tildelte kvoter. I 2, nr. 11 er en kvote defineret som et bevis for retten til at udlede ét ton CO2 i en nærmere bestemt periode. I henhold til 25 skal ethvert køb eller salg af en kvote indberettes til miljøministeren og registreres af denne. Efter lovens 15, stk. 1 var det samlede antal kvoter fastsat til 100,5 mio. stk. fordelt over årene i den første periode, dvs. 2005, 2006 og Miljøministeriet udgav i marts 2004 en national allokeringsplan for Danmark Af planen fremgik bl.a., at af de 100,5 mio. kvoter tilgik der 65,0 mio. kvoter til El- og varmeproduktion, heraf 15,9 mio. stk. til varmeproduktion, mens 27,5 mio. stk. tilgik Øvrig kvotebelagt industri incl. offshore. 3,0 mio. stk. var afsat til Pulje til ny aktivitet, mens 5,0 mio. stk. var afsat til Bortauktionering. Det var hensigten, at de produktionsenheder, der var omfattet af lovgivningen, i som udgangspunkt skulle have dækket størstedelen af deres behov for CO2-kvoter ved tildeling af gratis kvoter. Af det samlede antal kvoter til udledning af CO2 for den første periode på 100,5 mio. kvoter blev 40 % tildelt for 2005, 30 % for 2006 og 30 % for 2007, jf. lovens 20. I henhold til lovens 16 og 17 skete CO2-kvotetildelingen på grundlag af den gennemsnitlige historiske udledning af CO2 i forbindelse med el- og varmeproduktionen i årene ( basisårene ). Kvoter, der ikke blev benyttet i tildelingsåret (overskudskvoter), blev erstattet med et tilsvarende antal kvoter for de efterfølgende år.

66 CO2-kvoteloven førte til ændringer i andre love, herunder ligningsloven og afskrivningsloven, hvor den skattemæssige behandling af CO2-kvoter er nærmere beskrevet, samt varmeforsyningsloven bl.a. med ændrede regler for, hvornår kvoterne må medregnes i varmeforsyningsvirksomheders udgifter. Energi E2 har oplyst, at Energi E2 vederlagsfrit blev tildelt kvoter for 2005 og for I perioden 1. januar 2005 til 30. juni 2006 købte Energi E kvoter. Fra og med 2005 til og med 1. halvår 2006 anvendte Energi E CO2-kvoter til elproduktion. I samme periode solgte Energi E kvoter. Salg af overskydende CO2- kvoter udgjorde 307 mio. kr. i 2005 for hele Energi E2. Det er ubestridt, at Energi E2 ikke havde brug for at købe kvoter, og at tildelingen af kvoterne også omfattede leverancerne til Vattenfall. Handel med kvoter Prisen på CO2-kvoter afhænger af udbud og efterspørgsel på de internationale kvotemarkeder. Der er som bilag AM fremlagt en oversigt over Energi E2 s salg af kvoter i 1. halvdel af En af Energistyrelsen offentliggjort oversigt over børspriserne på EEX er fremlagt som bilag 56. Bilaget viser, at priserne varierer en del, og at der medio 2006 opstod et markant prisfald. Drøftelser mellem parterne om betaling for CO2-kvoter Af et referat fra et møde mellem parterne den 17. juni 2004 [mødet omtalt tidligere i dommen] fremgår bl.a.: 1. Presentation of Danish Nation Allocation Plan According to [Steen Mücke], Energi E2 will have to buy certificates. Until now Energi E2 has not made any estimation of if/how this could affect the Kontek agreement. This shall be discussed after the summer. According to [Andres Mönnig] the increased costs of CO2 are included in the market prices for 2005 in Germany. [Steen Mücke] doesn t see clearly pricing of CO2 in the Nordic forward prices.

67 Af et brev af 12. november 2004 fra Energi E2 til Vattenfall fremgik det bl.a.: CO- costs during 2005 At our latest meeting in Kastrup on Tuesday 12 October 2004, we agreed that E2 should state in writing the reasons for the view expressed on the implications of the CO2 costs on the 10-year capacity agreement. Clause 43.2 of the agreement stipulates that regulatory provisions with the effect of directly or indirectly making supplies considerably more expensive or cheaper will result in a corresponding increase or reduction in prices (clause 37-40) from time the change enters into force. January 2005 will see the introduction of a CO2 market which will mean that E2 s energy supply costs will increase, and, in our opinion, the value of the supplies will increase similarly for Vattenfall Europe in line with the CO2 effect of the market. ENERGI E2 suggests a meeting as soon as possible to find a solution. ENERGI E2 suggests that the basis for the payment should be E2 s additional market costs, alternatively, the market savings which Vattenfall Europe achieves on supplies in accordance with the old agreement. I et brev af 10. december 2004 rettede Energi E2 sålydende henvendelse til Vattenfall: ENERGI E2 has informed Vattenfall Europe Trading that as of 1 January 2005 the EU has introduced CO2 legislation that entails rising production costs for our 10-year agreement. ENERGI E2 has initiated negotiations with Vattenfall to find a solution, which both parties can agree to. E2 prefers to await the results of the negotiations and, consequently, postpone changes to the principles on payment on account resulting from this cost increase. Af et brev af 7. april 2005 fra Vattenfall til Energi E2 fremgik det bl.a. (oversat): EU-bestemmelser vedrørende CO2-emissioner I Deres breve af til [Vattenfall] informerer De om, at EU-bestemmelserne om CO2-emissioner er trådt i kraft pr Disse bestemmelser medfører efter Deres opfattelse øgede elproduktionsomkostninger for de leverancer af grund- og spidslasteffekt (kontraktretlige leverancer), der er aftalt i [Kontekaftalen]mellem Energi E2 og [Vattenfall] af for den tiårige leveringsperiode. Vi har sammen afholdt flere møder i slutningen af 2004 og starten af 2005 Vi gjorde i denne forbindelse udtrykkeligt opmærksom på, at Energi E2 i henhold til [Kontekaftalens] 43.2 har pligt til at fremkomme med dokumentation, i tilfælde af at Energi E2 skulle stille krav om, at energipriserne og startgebyrerne for de kontraktlige elleverancer skal hæves på grundlag af ovennævnte EU-bestemmelser om CO2- emissioner.

68 Der er i mellemtiden gået tre måneder af Indtil dags dato har vi ikke modtaget nogen dokumentation fra Energi E2. Energi E2 besvarede Vattenfalls brev i brev af 2. juni 2005, hvoraf bl.a. fremgik: Ifølge Energi E2 A/S opfattelse er der ingen tvivl om, at det CO2-system, der er indført i Danmark, er en fordyrelse i henhold til samarbejdsaftalens I henhold til samarbejdsaftalens ordlyd betyder det, at fordyrelsen overvæltes på priserne direkte efter ikrafttrædelsen. Passagen om oplysninger og dokumentation ændrer ikke noget herved. Vi har allerede berørt dette spørgsmål under tidligere møder, og vi har også drøftet det skriftligt. Efter et møde mellem parterne den 7. juli 2005 i Stockholm sendte Steen Mücke, Energi E2, den 13. juli 2005 en mail til Per Swenzen og Bo Wahrgren, Vattenfall, hvoraf bl.a. fremgik: Det var dejligt at I kunne afse tid til mødet således at E2 kunne præsentere principperne for CO2 afregningen. På mødet blev der af E2 udleveret en kort tekst med en grafisk forklaring på hvordan afregningen er tænkt foretaget. Jeg lovede at nedskrive nogle facts om CO2 kvoteordningen: Indført i Danmark og øvrige EU lande. E2 har fået tildelt kvoter til kraftværkerne ud fra produktionen Alle der har en konto i et europæisk register kan købe og sælge kvoter. Den daglige CO2 pris indgår som parameter i det daglige bud mod markedet. CO2 indvirkningen kan være forskelligt på Nord Pool og EEX. [Vattenfall] bad om at få en henvendelse før en regning ville blive fremsendt, hvilket hermed er sket. Vi regner med at fremsende en regning for CO2 for perioden primo august. Den 31. juli 2005 fakturerede Energi E2 Vattenfall kr. for CO2-tillæg vedrørende grundlast ( kr.) og spidslast ( kr.) i henhold til Kontekaftalen. I anledning af modtagelsen af fakturaen rettede Vattenfall henvendelse til Energi E2 i brev af 26. august 2005, hvoraf bl.a. fremgik: Vi bekræfter modtagelsen af faktura Regningen vedrører ekstraomkostninger, som skal være opstået i forbindelse med gennemførelsen af de grund- og spidslastleverancer

69 (kontraktmæssige strømleverancer), som følge af de love og forordninger om CO2- kvoter, der trådte i kraft i Danmark pr [Vattenfall] fastholder, at de danske love og bekendtgørelser om CO2-kvoter ikke har betydet en fordyrelse af de kontraktmæssige strømleverancer i henhold til i [Kontekaftalen] Vi har allerede flere gange gjort Dem udtrykkeligt opmærksom på, at Energi E2 A/S først kan gøre krav om forhøjelse af energipriser og startgebyrer gældende, når der er blevet fremlagt dokumentation herfor over for [Vattenfall] Trods disse gentagne opfordringer har [Vattenfall] pr. dags dato ikke modtaget en sådan dokumentation. Først når denne dokumentation foreligger, kan det afgøres, om der reelt er indtrådt en fordyrelse af de kontraktmæssige strømleverancer og først dernæst kan det udledes, hvordan energipriserne for de kontraktmæssige strømleverancer skal reguleres. Indtil da indeholder samarbejdsaftalen ingen bestemmelser om nogen form for regulering af energipriserne for de kontraktmæssige strømleverancer på baggrund af de danske love og bekendtgørelser om CO2-kvoter. Ovennævnte regning er ikke i overensstemmelse med aftalen og [Vattenfall] [er] derfor heller ikke forpligtet til at betale denne faktura. Energi E2 sendte efterfølgende yderligere fakturaer til Vattenfall vedrørende CO2-tillæg. Med henvisning til tidligere korrespondance vedr. CO2 sendte Energi E2 den 5. oktober 2005 et brev til Vattenfall, hvoraf fremgik bl.a.: Deres betalingsnægtelse udgør en væsentlig misligholdelse af aftalen ENERGI E2 er således blandt andet berettiget til at hæve aftalen eller til at standse leveringen i henhold til aftalen, indtil betalingsforpligtelserne er fuldt ud opfyldt. ENERGI E2 A/S er på nuværende tidspunkt nødsaget til at forbeholde sin retsstilling i enhver henseende. Uanset vores rettigheder anført ovenfor vil vi i det følgende kommentere de indsigelser, der er rejst i Deres brev. Det ligger os på sinde at finde en mindelig løsning, hvorefter [Vattenfall] foretager de skyldige betalinger under aftalen. De fremhæver indledningsvis, at [Vattenfalls] betalingspligt først indtræder, når de har modtaget en for Dem tilfredsstillende dokumentation for kravet. Hertil bemærker vi følgende: Deres opfattelse har ikke støtte i aftalen. Betalingspligten er ikke betinget af dokumentation. Vi har løbende holdt dem orienteret om implementeringen af CO2-systemet i Danmark. De har derfor modtaget dokumentation i henhold til aftalen siden 2004

70 Det danske CO2-system er baseret på en offentlig regulering, der er offentlig tilgængelig [og er i øvrigt i sin fundamentale struktur ikke væsentlig forskelligt fra det system, der gælder i andre europæiske lande, herunder i Tyskland]. Systemet er eller burde således være Dem fuldt ud bekendt. Det danske CO2-system medfører således helt evident og ubestrideligt en meromkostning ved at producere elektricitet på samme måde som i de øvrige EU-lande, herunder i Tyskland. Udover de rent formelle argumenter indeholder Deres brev ingen form for begrundelse for synspunktet om, at CO2-omkostningerne ikke skulle være en fordyrelse i henhold til Vi har allerede tidligere redegjort for den metode, der er anvendt ved opgørelsen af kravet. Hovedprincippet er, at Vattenfall Europe Transmission GmbH skal betale den kontraktmæssige pris på energien med tillæg af de daglige CO2-omkostninger, der udgør fordyrelsen. I forbindelse med håndteringen af køb og salg på Nord Pool har vi anvendt følgende principper: 1. Hvis ENERGI E2 A/S har købt energi på Nord Pool DK 2 til en pris, der er lavere end den pris, der følger af hovedprincippet, reduceres CO2-prisen til forskellen mellem den kontraktmæssige pris og Nord Pools DK 2-pris. 2. Hvis ENERGI E2 har solgt energi på Nord Pool DK 2, bliver Vattenfall Europe Transmission GmbH faktureret for de daglige CO2-omkostninger for den leverede mængde. 3. Hvis ENERGI E2 A/S s køb på Nord Pool er mindre end leverancen til Vattenfall Europe Transmission GmbH, opgøres den mængde, der købes på Nord Pool, efter principperne formuleret i pkt. 1. Den resterende mængde opgøres efter hovedprincippet. Energi E2 s brev blev besvaret af Vattenfall ved brev af , hvoraf bl.a. fremgik [oversættelse]: Der vil kun kunne opnås meromkostninger for Energi E2 A/S på grund af det nye CO2- kvotesystem i forbindelse med elproduktionen, hvis Energi E2 A/S allerede på nuværende tidspunkt har opbrugt alle de CO2-kvoter, man har fået tildelt uden beregning, og derfor er tvunget til at købe yderligere CO2-kvoter af tredjepart for at kunne gennemføre de kontraktretlige elleverancer. Skulle det forholde sig sådan, at disse meromkostninger virkelig er opstået eller vil opstå, må der ved fastsættelsen af deres omfang tages højde for Energi E2 A/S mulige overskud, fremkommet ved et eventuelt salg til tredjepart af CO2-kvoter, som man har fået tildelt uden beregning. I ovennævnte brev fra Dem kommer De ind på selve beregningsmetoden i forbindelse med Energi E2 A/S krav over for [Vattenfall], som er opstået på grund af det nye CO2- kvotesystem. Vi kan for så vidt være enige med Dem i, at der for de kontraktretlige elleverancer ikke kan beregnes højere energipriser end de priser, der fremkommer, når de i [Kontekaftalens] 38 og 40 fastsatte bestemmelser overholdes. Vi kan derimod på ingen måde være enige i, at eventuelle omkostninger kan påvirke de kontraktmæssige energipriser, som Energi E2 A/S på grund af det nye CO2-kvotesystem skal udrede i

71 forbindelse med den produktion af elektricitet, som ikke sælges til [Vattenfall], men i prisområdet DK 2 til Nord Pool. Vores holdning er, at der i bedste fald kan blive tale om en forholdsmæssig fordeling svarende til forholdet mellem den energimængde, som er solgt til [Vattenfall] inden for rammerne af de kontraktretlige elleverancer og Energi E2 A/S s samlede produktion af elektricitet i det pågældende tidsrum. Det forudsætter imidlertid, at den forholdsmæssige fordeling fører til en fordyrelse i henhold til [Kontekaftalens] 43.2 med sig, dvs. at omkostningerne for de kontraktretlige elleverancer stiger med mindst 2 %. Dette er hidtil ikke dokumenteret. Vi tillader os at minde Dem om, at vi gentagne udtrykkelig har påpeget, at Energi E2 A/S først kan gøre krav på forhøjede energipriser (og eventuelt startgebyrer) for de kontraktretlige elleverancer, efter at De over for [Vattenfall] har dokumenteret, at det nye CO2-kvotesystem har medført en reel fordyrelse af de kontraktretlige elleverancer i henhold til [Kontekaftalens] 43.2 på mindst 2 %. Selvom vi gentagne gange udtrykkeligt har bedt om det, har Energi E2 A/S hidtil ikke fremlagt denne dokumentation Derfor har [Vattenfall] heller ikke misligholdt kontrakten ved at undlade at betale ikke kontraktretlige fakturaer. Med underskrifter henholdsvis den 28. februar 2006, Energinet.dk, og 2. marts 2006, Energi E2, indgik disse parter Aftale om Kontek mellem Energi E2 og Energinet.dk. Ifølge aftalen overdrog Energi E2 til Energinet.dk rådigheden over den kapacitet på Kontek, som omtales i 24.2 i [Kontekaftalen] på de vilkår, der fremgår af bilag 1 Vilkår om Aftalen, der udgør en integreret del af Aftalen. Aftalen gælder fra den 5. januar 2006 og indtil den 1. juli 2006, hvor den automatisk udløber. Energi E2 har som bilag AS, fremsendt ved skrivelse af 7. oktober 2009 til Sø- og Handelsretten, fremlagt en Vejledning til regneark (bilag AR). Af bilag AS fremgår vedr. Beregningen af CO2-kvotebetalingen bl.a.: Hovedregel: Den opkrævede betaling for forbruget af CO2-kvoter er som hovedregel beregnet ud fra den markedspris, som en CO2-kvote blev handlet til på den nordiske elbørs Nord Pool på dagen, hvor elektriciteten blev leveret til Vattenfall (markedsprisen er dagens lukkepris ) Undtagelse: Under forudsætning af at Energi E2 købte el fra Nord Pool (elbørsen), og elprisen på Nord Pool var lavere end el-prisen efter Kontek-aftalen inkl. markedsprisen for en CO2- kvote, har Energi E2 ikke opkrævet den fulde markedspris for CO2-kvoten.

72 I så fald lod Energi E2 den billige elektricitet på Nord Pool komme Vattenfall til gode. I disse situationer blev prisen for de faktiske forbrugte CO2-kvoter nedsat til forskellen mellem den umiddelbare el-pris efter Kontek-aftalen og den billige el-pris på Nord Pool (dog minimum 0 DKK). Provokation I brev af 15. september 2010 til Sø- og Handelsretten opfordrede Energi E2 Vattenfall til at oplyse, om Vattenfall ved salg af produceret elektricitet i Tyskland indregner forbruget af CO2-kvoter i de omkostninger, som Vattenfall lægger til grund for sine indmeldinger til EEX. Vattenfall besvarede i brev af 9. november 2010 det stillede spørgsmål bekræftende og anførte, at dette spørgsmål efter Vattenfalls opfattelse er uden betydning for retssagen. Den regnskabsmæssige behandling af kvoterne I Energi E2 s regnskabsmeddelelse for perioden 1. januar 30. juni 2005 fremgik følgende om Regnskabsmæssig behandling af CO2-kvoter : E2 s valg af model for den regnskabsmæssige behandling af tildelte CO2-kvoter er baseret på et ønske om at skabe et retvisende billede heraf i regnskabet. Modellen betyder, at der skal hensættes omkostninger til køb af de manglende kvoter, hvis E2 udleder mere CO2 end den kvote, selskabet har fået tildelt. Hensættelsen sker til gældende markedspriser. Omvendt vil E2 indtægtsføre markedsværdien af den mængde CO2, som virksomheden i tilfælde af lav produktion ikke udleder i henhold til kvoten. Konkret indebærer modellen følgende: 1. Værdien af de tildelte CO2-kvoter for 2005 aktiveres primo året og nedskrives i løbet af året med det forventede forbrug fra budgettet. Værdien af de tildelte CO2-kvoter behandles som et immaterielt aktiv. 2. Modposten til aktivering af de tildelte CO2-kvoter primo året er en passivering af forudbetalt tilskud fra det offentlige. Der indtægtsføres løbende i henhold til det forventede forbrug under Såfremt det realiserede udledning afviger fra den tildelte udledningskvote, sker der enten en indtægtsføring eller udgiftsindføring af forskellen. I denne forbindelse er det den registrerede markedspris på CO2-kvoter, som danner grundlag for indtægts- og udgiftsføringen. I Balance pr var beholdningen af CO2-kvoter under anlægsaktiver opgjort til 248 mio. kr. Overskydende CO2-kvoter var under omsætningsaktiver anført med 131 mio. kr.

73 Det fremgår af bl.a. Energi E2s årsrapport for 2005, at Energi E2 i regnskabsåret 2005 havde en indtægt fra salg af overskydende CO2-kvoter på 307 mio. kr. og at salget indgik i nettoomsætningen. Under Anvendt regnskabspraksis fremgik det under overskriften Varebeholdninger bl.a.: Årets balance af CO2 kvoter opgøres som forskellen mellem tildelte kvoter og de i året anvendte kvoter til produktion. Overskydende kvoter indregnes som aktiver og manglende kvoter indregnes som passiver. Kvoterne værdiansættes til markedsprisen ultimo året eller faktisk handelspris såfremt kvoterne er solgt eller købt. Værdien af de tildelte CO2 kvoter for året aktiveres primo året og nedskrives i løbet af året med det forventede forbrug fra budgettet. Modposten til de aktiverede kvoter er en passivering af forudbetalt tilskud fra det offentlige. Der indtægtsføres løbende i henhold til det forventede forbrug. Det anføres under Balance pr Aktiver, at Energi E2 pr havde aktiveret overskydende CO2 udledningsrettigheder til en værdi af ca. 91 mio. kroner. Under Noter fremgik det bl.a.: ENERGI E2 A/S har en tvist med [Vattenfall] omkring viderefakturering af omkostninger til CO2-emissioner for leveret el til [Vattenfall]. Det er E2 s opfattelse, at faktureringen er i henhold til den indgåede aftale, hvorfor der ikke er hensat til tab på det tilgodehavende beløb. Vattenfalls regnskabsmæssige behandling af kvoterne Af Vattenfalls årsrapport af 2005 fremgår det bl.a.: Emission allowances affect electricity prices Trading in emission allowances has functioned well, but prices have been higher than most analysts expected. The average price in 2005 was 16 EUR/tonne with a peak of about 29 EUR/tonne in July. High oil and gas prices during the year led to increased use of coal in the electricity generation. This increased demand for and price of emissions allowances, which in turn led to higher electricity prices. As there is a market price for emission allowances (regardless if the emission allowances have been purchased or received free of charge), electricity producers must include this as an opportunity cost. The emission allowance is either used to generate electricity, which creates emissions, or sold in the market. As more players become involved in the selling of emission allowance, prices will be moderated and eventually

74 stabilise. However, uncertainty about which allocation principles will apply to the next trading period, , is great, and it is therefore difficult to make any reliable price forecasts. Generelle redegørelser og analyser Af Baggrundsrapport til Miljøberetning 2006, udarbejdet af Energinet.dk, fremgår bl.a.: CO2-kvoteprisens betydning for elmarkedet Korrelationen mellem elprisen og CO2-kvoteprisen er (ikke overraskende) relativt kraftig: Marginalomkostningen ved at udlede CO2 tvinger producenterne til at lægge kvoteprisen oveni den marginale elproduktionspris. En klar korrelation blev i 2005 set mellem prisen på elspotmarkedet og CO2-kvotemarkedet, som følge af introduktionen af kvotedirektivet. 46 % af variationen i elprisen kan forklares ved udviklingen i CO2- kvoteprisen. I en EA Energianalyse (efter det oplyste udarbejdet af et konsulentfirma formentlig til brug for Energistyrelsen) fra 1. december 2006 fremgår det bl.a.: Sammenfatning Kvotehandelssystemet iværksat med direktiv 2003/87EF fra Alle kvotebelagte virksomheder skal råde over kvoter svarende til deres udledning (efterspørgsel) Da der kun udstedes et begrænset antal kvoter (udbud) dannes en kvotepris. Det nye kvotesystem i EU medfører, at alle kvotebelagte virksomheder får påført ekstraomkostning, for hver enhed CO2 der udledes. Denne ekstraomkostning vil bl.a. kunne dokumenteres i selskabets regnskab ved budgetperiodens udløb. Ekstraomkostningen gælder, uanset hvilket antal kvoter virksomheden råder over, og uanset om disse kvoter er erhvervet ved køb eller ved gratisallokering. CO2-kvotemarkedet og elprisen Det nordiske elmarked fungerer ved, at systemprisen hver time fastlægges af krydset mellem udbuds- og efterspørgselskurven. Elprisen dannes derfor af det til enhver tid marginale produktionsanlæg. Producenternes marginale omkostninger, og dermed den pris, de i henhold til økonomisk teori tilbyder deres elproduktion til på markedet, indeholder også værdien af den mængde CO2, der udledes. Dette gælder uanset, om aktørerne modtager kvoterne gratis, eller om de betaler for dem, idet kvoterne alternativt ville kunne sælges til den aktuelle pris på det europæiske marked (opportunity cost tankegang). Det at CO2-omkostningerne indregnes i værkernes marginale produktionsomkostninger er centralt for at skabe de rette samfundsøkonomiske incitamenter i elmarkedet. Tillæg af CO2 omkostninger kan eksempelvis ændre lastfordelingen i spotmarkedet, således at

75 gas- eller biomassefyrede kraftværker med lav eller ingen CO2-udledning prioriteres før kulfyrede kraftværker Opportunity Cost Begrebet opportunity cost eller på dansk offeromkostning er centralt for at forstå hvordan kvotesystemet virker på aktørerne i elsektoren. Offeromkostning er ifølge Konkurrencestyrelsen en betegnelse i økonomisk teori for ofret ved, at et økonomisk aktiv bruges til andre formål, end det ellers kunne være blevet brugt til. En sådan mistet indtægt svarer fuldt ud til en omkostning, idet den har fuldt ud samme indvirkning på de økonomiske agenters tilskyndelser til produktion, forbrug eller andre økonomiske dispositioner Praksis viser dog, at elselskaberne inddrager den fulde kvotepris i deres marginale produktionsomkostninger. Dette kan f.eks. ses ved at sammenligne ændringer i kvotepriser og elpriser I et brev af 12. april 2007 til Konkurrencestyrelsen besvarede Vattenfall en henvendelse med to spørgsmål fra Konkurrencestyrelsen vedr. Undersøgelse af elmarkedet i Vestdanmark og Østdanmark. Af brevet fremgik bl.a.: Vedr. spørgsmål 1 Om elpriserne er steget som følge af CO2 og i givet fald hvor meget? Vores vurdering er, at elpriserne generelt er steget med et beløb, som svarer til den til enhver tid gældende pris på handlebare CO2 kvoter. Vedr. spørgsmål 2 i hvor høj grad en elproducent vil kunne overvælte en alternativomkostning til CO2 i elprisen, når denne er tildelt gratis? I fuldkommen konkurrence vil CO2 priserne indgå i de omkostninger, som den enkelte producent lægger til grund for sin marginalprisfastsættelse af el. Dette vil ske så længe man har behov for at købe CO2 kvoter, og uanset om man har fået tildelt 50%, 70% eller ingen kvoter gratis. I øvrigt kan det tilføjes, at der er mange andre faktorer, som spiller ind på prisen f.eks. brændselspriser, fragtrater samt vandmagasinreserverne i Norge og Sverige, og det er derfor vanskeligt at afgøre, hvilke faktorer som slutteligt har påvirket priserne. I en mail af 13. april 2007 besvarede Energistyrelsen to spørgsmål fra Konkurrencestyrelsen. Af besvarelsen fremgik det bl.a.: 1. Energistyrelsen vurderer, at elspot-prisen i hele Europa, herunder i Vest- og Østdanmark, er steget på grund af indførelse af CO2-kvoter. Det er ikke noget specielt dansk fænomen. Der kan f.eks. henvises til de to vedlagte undersøgelser. Der er nogen usikkerhed om, hvor meget kvoterne slår igennem på elprisen. Energistyrelsen har i forbindelse med de seneste energifremskrivninger i 2006/7 vurderet, at en kvotepris på 150 kr/ton medfører en elprisstigning på det nordiske spotmarked i størrelsesordenen 9 øre/kwh. Der henvises i øvrigt til notatet Elværkernes indtjening, som svarer på et spørgsmål stillet af ordførerne i forbindelse med kvoteallokeringsplanen

76 Når en elproducent skal tage stilling til produktion af en ekstra kwh, vil CO2-kvoterne optræde som en ekstra produktionsomkostning på marginalen. Dette gælder uanset hvor mange gratiskvoter, elproducenten har modtaget. Som elmarkedet fungerer, vil elproducenten være tilbøjelig til at indregne kvoteprisen i sit bud på elbørsen. Dette er en konsekvens af elmarkedets funktionsmåde. Som et analogt eksempel kan nævnes: Hvis en elproducent har modtaget et læs gratis kul på et tidspunkt, vil producenten ikke desto mindre være tilbøjelig til at byde el ind til en pris, der svarer til den aktuelle kulpris, uanset at kullet oprindeligt var gratis. Til illustration af spørgsmålet om, hvorvidt forbrug af CO2-kvoter udgør en omkostning, er der fremlagt (bilag AC) Konkurrencesstyrelsens afgørelse af 20. juni 2007 om Elsams elpriser i 2005 og Der er som bilag BC fremlagt nedenstående grafik, der illustrerer prisforhøjelser på det tyske marked efter indførelse af CO2-kvoter: Af en rapport fra EU-Kommissionen The impact of the EU ETS on electricity prices fra december 2008 fremgår bl.a.

77 The impact of allocation on passing through CO2 costs The opportunity costs of CO2 emission allowance In an emissions trading system, a CO2 allowance is a scarce and, therefore, valuable commodity that can be traded on the market at a certain price. A producer, such as a power generator, who owns certain amount of carbon allowances can either use these allowances to cover the CO2 emissions resulting from the production of electricity or sell them on the market to other participants who need additional allowances. Hence, for a producer, using emission allowances represents a so-called opportunity cost i.e. the cost of not selling the allowance regardless of whether the allowances have been allocated for free or purchased at an auction or market. Therefore in line with economic theory on optimal market behavior and the efficiency of emissions trading, power generators who aim at profit maximization are expected to include the opportunity costs of a CO2 allowance into their operational decisions and to pass-through these costs into their price bids on the electricity wholesale market, even if the allowances are granted for free The concept of opportunity costs is fundamental to economics and not restricted to the analysis of using free emission allowances but also accepted in other respects. For instance, if a power company has acquired the right to use coal or gas at some contract prices, it is nevertheless expected that the current market price of fuels dictates the price setting of electricity, provided the company could otherwise sell the fuel to someone else at the current market price, including transaction costs Beregningen af CO2-kvotekravet Den talmæssige opgørelse af Energi E2s krav på kr. er ubestridt, såfremt Energi E2 s beregningsmetode lægges til grund. Der er som bilag BG fremlagt en opgørelse over de beløbsmæssige konsekvenser af hver enkelt af Vattenfalls indsigelser mod kravet. Indsigelserne påvirker hinanden indbyrdes. Bilag BG, som i beregningsmæssig henseende er uomtvistet, ser ud som følger: