Indførsel af fysiske transmissionsrettigheder på Storebæltsforbindelsen

Transkript

1 Sekretariatet for Energitilsynet 8. oktober 2013 MOS Indførsel af fysiske transmissionsrettigheder på Storebæltsforbindelsen Med henvisning til Elforsyningslovens 73a anmoder Energinet.dk hermed Energitilsynet om metodegodkendelse af indførsel af fysiske transmissionsrettigheder på Storebæltsforbindelsen i Anmeldelsen kan ses i sammenhæng med metodeanmeldelsen omkring indførsel af fysiske transmissionsrettigheder på Kontek-forbindelsen. 1. Baggrund for forslaget En elleverandør, som tilbyder detailkunder en leverance til fast pris, gør det med udgangspunkt i priser i det finansielle elmarked. Elleverandørerne indkøber el på Nord Pools spotmarked til den spotpris, som gælder i det område, hvor forbrugerens fysiske forbrug foregår spotpriser som ikke er faste, men varierer time for time. Det medfører risiko. Derfor har Elleverandørerne behov for at prissikre sig imod høje elpriser på Nord Pool Spot. Imidlertid tyder data på dels, at elleverandørerne i Danmark ikke i særlig stor grad benytter disse finansielle instrumenter, dels at prisdannelsen ikke afspejler et likvidt finansielt marked. Problemet er særlig udtalt i DK2. Årsagen kan være at udbuddet af CfD er, som er forankret i de to danske prisområder, ikke er stort. Det kan betyde, at forbrugerne betaler højere elpriser end nødvendigt, fordi elleverandørerne må håndtere risikoen på anden vis. Formentlig medfører det et risikotillæg til slutbrugerprisen. Indførsel af fysiske transmissionsrettigheder på dele af kapaciteten på Storebælt muliggør, at aktører kan benytte CfD-produkter forankret i DK1-spotpriser som alternativ til CfD er forankret i DK2-spotpriser til prissikring i DK2. Ligeledes kan en elhandler der ønsker at sælge CfD er i DK2 prissikre sig i DK1- CfD er i kombination med en fysisk transmissionsrettighed på Storebælt. Der-

2 med skabes der mere information omkring hvad den rigtige pris er på CfD er i DK2. Virkningen vurderes at være en forbedret konkurrencesituation i DK2 og DK1 via et øget udbud af CfD er, herunder en forbedret likviditet og prisdannelse dog mest i DK2. Herved bindes det finansielle marked i de to landsdele bedre sammen til fordel for slutforbrugerne men også i særdeleshed for små elhandlere og små producenter. 1.1 Fysiske transmissionsrettigheder er et kendt arrangement Energinet.dk og TenneT TSO GmbH udbyder i dag fysiske transmissionsrettigheder med Use-It-Or-Sell-It (UIOSI) på elforbindelsen mellem DK1 og Tyskland. Der har været udbudt fysiske transmissionsrettigheder med UIOSI siden november 2010 på DK1-Tyskland forbindelsen. I perioden 1999 indtil november 2010 blev der udbudt fysiske transmissionsrettigheder med Use-It-Or-Loose-It på DK1-Tyskland (UIOLI). I perioden blev der udbudt fysiske transmissionsrettigheder med UIOLI på Kontek. 1.2 Det juridiske grundlag Det fremgår af 31 i elforsyningsloven at Energinet.dk skal ved udførelsen af sine opgaver bidrage til at sikre, at der skabes de bedst mulige betingelser for konkurrence på markeder for produktion og handel med elektricitet Hertil kommer forordning 714/2009, der fordrer indførsel af transmissionsrettigheder, hvis likviditeten i det eksisterende finansielle elmarked ikke er tilfredsstillende. 2. Hvad er problemet med det nuværende finansielle marked? Elleverandørerne kan i dag benytte to finansielle kontrakttyper, System forward som afdækker udsving i Systemprisen og Contracts for Difference (herefter CfD) som afdækker udsving i forskellen mellem Systemprisen og områdeprisen. Til sammen udgør disse kontrakter en forward som forsikring mod fremtidige variationer i områdespotprisen; således, at hvis spotprisen bliver over det forsikrede niveau betaler forsikringsselskabet forskellen, og omvendt hvis prisen bliver lavere. 2.1 Mangel på CfD er Forudsætningen for, at det kan lade sig gøre at afdække forbruget, og sælge el til forbrugerne til lavest mulige priser, er at det kan lade sig gøre for elleverandørerne at købe kontrakter til rimelige priser. Det lader imidlertid til, at elleverandørerne ikke vil eller kan bruge disse forwards, da størrelsen på elforbruget som prissikres ligger en del lavere end det fysiske forbrug. Benyttes størrelsen på den såkaldte open interest som indikator for mængden af forbrug som er afdækket, ses i nedenstående tabel, at kun maksimalt halvdelen af elforbruget er afdækket. For DK2 i 2012 ses at open interest udgør det langt under halvdelen, og ligger således at stykke under DK1.

3 Tabel 1: Open interest i CfD kontrakter for 2011 og 2012 i DK 1 og DK2 Prisområde Årskontrakter Kvartalskontrakter Total Forbrug MW TWh/år MW TWh/år TWh/år TWh/år DK , ,01 10,91 20 DK , ,29 7,78 20 DK , ,05 3,85 14 DK , ,08 2,09 14 Kilde: Houmøller Consulting med udgangspunkt i data fra Nasdaq OMX Boks 1: Hvad er open interest? I et marked for derivater eller finansielle kontrakter skelner man imellem det handlede volumen og open interest. Når en elleverandør og elproducent handler en kontrakt (via Nasdaq, som driver den nordiske finansielle markedsplads for el) på 1 MW eksempelvis i 2011 for den første måned i 2012 er både open interest og volumen lig med 1 MWh. Overtages (dvs. sælges videre) kontrakten af en anden elproducent er volumen steget til 2 MWh, men open interest er stadig 1 MWh. Open interest er en netto størrelse og angiver således, hvor mange forskellige CfD er som er i omløb, hvor volumen angiver den samlede mængde finansiel el som er handlet, hvor den samme kontrakt, handlet flere gange inden man går ind i leveringsperioden (1. måned 2012), øger volumen. Da open interest skelner mellem CfD er giver denne størrelse en idé om mængden af fysisk el som er bundet op på en finansiel kontrakt. Open interest kan ses på den nordiske handelsplads for finansielle kontrakter, Nasdaq OMX. Open interest ændrer sig dag for dag i takt med at der foretages nye handler. Data for Open interest for hhv og 2012 er taget for den sidste handelsdag i hhv og 2011, som netop er den sidste dag, inden kontrakterne går ind i leveringsperioden, altså den periode hvor forskelle mellem den fysiske spotpris og den forsikrede pris afregnes mellem aktørerne. Det er derfor et godt bud på, hvor meget el der er afdækket for de pågældende år. I DK1 gælder yderligere det positive forhold, at aktører benytter DONG Energy s VPP 1 auktioner på 600MW til risikohåndtering. VVP auktionerne var et krav fra konkurrencemyndighederne for at tillade Elsam s overtagelse af NESA i VPP auktionerne betyder, at aktørerne kan købe el fra VVP kraftværket til en pris bestemt i VPP-auktionen, hvorfor det virker som prissikring analogt til CfD er kombineret med en system pris forward. 600 MW svarer til at ca. 5 TWh i DK1 kan afdækkes årligt. Det er ikke nødvendigvis problematisk, at alt elforbrug ikke er afdækket. Forbrugere på spotpriskontrakt har ikke behov for risikoafdækning. Men et lav open interest kan være et udtryk for, at der er mangel på udbud af CfD er eller for høje udbuds-/salgs-priser, således at købelysten er lav. 1 VPP = Virtual Power Plant

4 Lav open interest medfører potentielt to problemer. For det første kan det tænkes, at slutbrugerpriserne er højere end de behøver at være. Det skyldes, at elhandleren må benytte en af tre alternative risikoafdækningsmuligheder som alle betyder, at elhandleren formentlig håndterer risikoen ved at lægge et tillæg på slutbrugerprisen, jf. Tabel 2. Tabel 2: alternative muligheder for risikoafdækning Alternativ mulighed Hvordan kan det virke? Risiko Undlade at købe en CfD, men kun købe en forward som er knyttet til Systemprisen Købe en CfD som er forankret i det tilstødende prisområde Variationer i Systempris er korreleret med relevante områdespotpris. Derfor kan man nøjes med at købe en Systempris forward Tilstødende områdespotpris varierer med områdepris i det relevante område Uforudsete afvigelser mellem Systempris og områdepris Uforudsete afvigelser mellem de to områdepriser Gøre ingenting - Fuld risiko Det første er ikke en velegnet løsning i Danmark, da netop korrelationen mellem Systempris og de to danske prisområder er forholdsvis lav, jf. Tabel 3 Tabel 3: korrelation mellem spotpriser og Systempris i Norden 2012 Område Korrelation med systempris 2012 Systempris 1 FIN 0,80 SE1 0,95 SE2 0,95 SE3 (Stoc.) 0,95 NO1 (Oslo) 0,94 NO2 0,89 SE4 0,88 DK1 0,61 DK2 0,68

5 Derfor kan løsningen ligge i alternativ to, nemlig at benytte CfD er / risikoprodukter knyttet til naboområder, kombineret med et værktøj til at håndtere risikoen for uforudsete afvigelser mellem områdernes spotpriser. Det gennemgås i næste kapitel. 2.2 Lav likviditet For det andet indikerer lav open interest også, at det samlede volumen i markedet er lav (se boks for forskel mellem open interest og volumen). Lav volumen medfører lav likviditet, hvorfor prisdannelsen derfor er sårbar overfor de enkelte handler. Denne sårbarhed giver sig udtryk i, at aktørerne på købssiden (typisk elhandlerne) tenderer mod at sætte købspriser der er lavere end de ellers ville have været (hvorfor betale mere end man behøver, hvis man kan påvirke prisen), hvor aktører på salgssiden (typisk kraftværkejere) tenderer mod at sætte salgspriser der er højere end de ellers ville have været (hvorfor sælge billigere end man behøver, hvis man kan påvirke prisen). Når markedet er kendetegnet ved, at den enkelte aktør kan påvirke prisdannelsen (begrænset konkurrence), således at individuelle aktører på begge sider har interesse i at trække prisen i hver sin retning, opstår der en prisforskel mellem købs- og salgsbud 2. Prisforskel mellem købs- og salgsbud i et marked for derivater, kaldes generelt for et bid-ask spread. Der vil altid være et bid-ask spread i et marked for derivater, men jo større spread, jo mere indikerer det, at aktørerne forsøger at påvirke prisen i retning af det som gavner egen forretning. Det er svært at definere et korrekt spread i et konkurrence marked, hvorfor det er mere relevant at se på forskelle mellem områder. Spread på CfD er Østdanmark ligger ca. 1 kr./mwh højere end i Vestdanmark. Det svarer til 12-13% af det Østdanske CfD-afdækningspris, som gennemsnitlig ligger omkring 8 kr./mwh. 3. Hvordan bidrager fysiske transmissionsrettigheder til at løse problemet? Manglende lyst til at købe og/eller lille udbud af CfD er samt lav likviditet i handlen er problemet. Problemet er primært tilstede i DK2. Indførsel af transmissionsrettigheder på Storebælt kan bidrage til at løse problemet. 3.1 Adgang til finansielle produkter i naboprisområder Transmissionsrettigheder på Storebælt giver adgang til at købe en CfD knyttet til spotpris i et naboområde, således, at elleverandører i DK2 kan risikoafdække salget til slutkunder via et hedge i spotprisen i DK1. Det finansielle marked i DK1 vurderes mere likvidt end i DK2. For at give fuld risikoafdækning til en elhandler i DK2 skal et hedge bestående af en DK1-CfD suppleres af en transmissionsrettighed. Dette fordi der kan opstå forskelle i spotpriserne mellem DK1 og DK2. Løsningen på dette er at købe en transmissionsrettighed, som afdækker risiko for uforudsete forskelle i spotpriser mellem DK1 og DK2. Med en transmissionsrettighed køber man retten til den 2 Det finansielle elmarked er i modsætning til Nord Pool Spot ikke kendetegnet ved egentlig marginalpris sætning, men pay-as-bid, hvor aktørerne for en pris, svarende til prisen på prisskiltet. Det finansielle elmarked fungerer dermed principielt som det normale børsmarked for aktier og obligationer.

6 fremtidige flaskehalsindtægt fra markedskoblingen i spotmarkedet. Det betyder eksempelvis, at stiger spotprisen i DK2 (dvs. elleverandørens købspris) og dermed prisforskellen, udbetales der mere i flaskehalsindtægt, og dermed dækkes tabet ved den højere DK2 spotpris ind. Transmissionsrettigheder er således forudsætningen for, at aktører med detailkunder i DK2 kan benytte finansielle produkter i DK1 som et hedge til risikoafdækning. 3.2 Understøtte mangel på likviditet i CfD er Indførsel af transmissionsrettigheder på Storebælt kan understøtte prisdannelsen på CfD er i de to danske prisområder. Indførsel af transmissionsrettigheder betyder nemlig, at markedet for finansielle produkter i DK2 tilføres konkurrence fra DK1. Via en transmissionsrettighed kan en DK1-CfD benyttes i DK2 CfD er knyttet til et af de danske prisområder udbydes typisk af ejere af kraftværker placeret i det respektive område. Udbud af CfD er betegnes at indtage en salgsposition (ask). Andre aktører kan indtage salgspositioner i CfD er. Kraftværkejere er naturlige udbydere, fordi de kan risikoafdække deres forpligtigelse ved høje spotpriser (dvs. aflevere penge til modpart) ved at skrue op for elproduktionen og sælge el til høje spotpriser. Hvis aktører uden kraftværker indtager salgspositioner, kræver det meget skarp risikostyring, da man ikke har kraftværket i baghånden. Vattenfall og DONG Energy er derfor formentlig de facto de eneste aktører, som reelt kan indtage salgspositioner i CfD er. Disse to selskaber er således dem, der sætter prisen på det finansielle marked, dvs. foretager et gæt på den fremtidige spotpris. Indføres transmissionsrettigheder vil gættet på fremtidige spotpriser også kunne foretages af andre på salgssiden. Betalingsvilligheden for, og dermed prisen på, en transmissionsrettigheden vil afspejle forventningen til den fremtidige prisforskel mellem eksempelvis DK1 og DK2 og dermed også selve DK2 spotprisen. Udbudsprisen (askprisen) på CfD er vil derfor komme under pres, hvis denne sættes for højt sammenlignet med prisen på transmissionsrettigheder. Det forventes, at indførsel af fysiske transmissionsrettigheder på dele af kapaciteten på Storebælt understøtter afdækningen af slutbrugerpriser særligt i DK2, fordi de finansielle priser dermed i mindre grad er følsomme overfor mangel på likviditet i DK2-CfD erne. 4. Forslagets konkrete elementer Energinet.dk ønsker at indføre fysiske transmissionsrettigheder med UIOSI på Storebæltsforbindelsen ligesom på DK1-Tyskland i Energinet.dk ønsker at gennemføre indførslen af fysiske transmissionsrettigheder på Storebæltsforbindelsen som et pilot projekt med efterfølgende evaluering. Pilot-projektet gennemføres ved at udbyde 150 MW som fysiske transmissionsrettigheder i månedsauktioner. Forslaget indebærer at der anvendes et fælles regelsæt for fysiske transmissionsrettigheder i 2014 for DK1-Tyskland, Kontek og Storebælt. Det nye regelsæt

7 er udarbejdet af TenneT GmbH, 50 Hertz Transmission og Energinet.dk i fællesskab med deltagelse af Energitilsynet og Bundesnetzagentur. De nye regelsæt indebærer at der foretages ændringer i forhold til de gældende regelsæt for fysiske transmissionsrettigheder på DK1-Tyskland. Der er foretaget en beskrivelse af førnævnte ændringer i metodeanmeldelsen fremsendt for Kontek. 5. Virkning på Energinet.dks økonomi I dag allokeres hele overføringskapaciteten på Storebælt til Day-ahead markedskoblingen. Det betyder, at hele flaskehalsindtægten generes via markedskobling. Hvis dele af kapaciteten i stedet udbydes på lange kontrakter, vil en del af flaskehalsindtægten genereres fra auktioner af transmissionsrettigheder. Virkningen på Energinet.dks økonomi er opgjort med udgangspunkt i den nuværende ordning på DK1-Tyskland. Vi har sammenlignet den faktiske indtægt fra kapacitetsauktioner med prisforskellen mellem DK1 og Tyskland, hvis kapaciteten alternativt var benyttet i markedskoblingen. Data viser at indtægten fra årsauktionerne samlet var 32% og 11% lavere end de realiserede flaskehalsindtægter i hhv og At kapaciteten sælges til en lavere pris end de realiserede flaskehalsindtægter benævnes efterfølgende underselling. For 2011 er vurderes underselling på 32% i høj grad at være påvirket af ulykken på atomkraftværket Fukushima i Japan i marts Ulykken resulterede i en beslutning om at slukke dele af atomkraftværkerne i Tyskland med øjeblik virkning. Herved ændrede priserne sig i betydelig grad i forhold til, hvad aktørerne havde forventet på det tidspunkt, hvor årsauktionerne for 2011 blev afholdt i december Tilsvarende kan situationer medføre at indtægten fra årsauktionerne overstiger de realizerede flaskehalsindtægter. Underselling på 11% vurderes derfor som det mest retvisende for et normal-år for årskapacitet. Der har i gennemsnit været underselling på 37% på månedsauktionerne i 2011 og Beregningerne indikerer således, at aktørerne værdsætter årskapacitet højere end månedskapacitet. Det skal bemærkes at aktørerne højst sandsynligt indregner fænomenerne adverse flows og underudnyttelse af kapaciteten som følge af Interim-Tight- Volume Coupling (ITVC) på DK1-Tyskland forbindelsen. Der forekommer ikke adverse flows og underudnyttelse af kapaciteten på Storebælt der håndteres af Nord Pool Spot. Det vurderes derfor at effekten vil være en reduceret underselling på 2-3 procentpoint på Storebælt i forhold til DK1-Tyskland. I beregning af virkning på flaskehalsindtægter på Storebælt forudsættes underselling på 35% og 10% for hhv. måneds- og årsprodukter.

8 Flaskehalsindtægten på Storebælt var i mio. DKK (600 MW kabel) Forudsættes det, at der udbydes 150 MW på månedsauktioner vil det forventede samlede fald i flaskehalsindtægten med de samme forudsætninger vedr. underselling være på ca. 3 mio. DKK 6. Samfundsøkonomisk gevinst ved indførsel af fysiske transmissionsrettigheder Der er foretaget en opgørelse af den forventede samfundsøkonomiske gevinst ved indførsel af transmissionsrettigheder på både Storebælt og Kontek forbindelserne. Opgørelsen består af to trin: Estimat på mulig reduktion af risikotillæg/-præmie og dermed detailelpris Den samfundsøkonomiske betydning af en reduktion i detailelpris Gevinsten ved indførelse af transmissionsrettigheder er forbedrede afdækningsmuligheder i det finansielle marked, dvs. reduceret risiko for elleverandørerne. Det betyder en lavere elpris for slutbrugere på fastpriskontrakter (hvilket er de fleste), herunder forsyningspligtkunder. Data og samtaler med aktørerne indikerer, at det primært er i DK2, man kan forvente en gevinst ved indførelse af transmissionsrettigheder. Data viser, at prissikringsprisen i DK2 i runde tal gennem de sidste seks år har ligget 3-4 øre/kwh over den gennemsnitlige spotpris. Prissikringsprisen skal ligge højere end leveringsprisen (spotprisen), svarende til at der naturligvis betales en risikopræmie. En rapport fra EA Energianalyse 3 peger imidlertid på, at risikopræmien er for høj. Et konservativt skøn er, at risikopræmien, og dermed elprisen, for slutbrugere på fastpriskontrakter kan sænkes 1 øre/kwh ved en skarpere konkurrence i det finansielle elmarked. Antages det, at 70 % af det danske elforbrug er på fastprisaftaler, kan gevinsten for forbrugerne i DK2 opgøres til: 1 øre/kwh x 14 TWh x 70 % = 98 mio. kr. årligt Lavere detailelpris betyder naturligvis også lavere afregningspris til de producenter som stiller salgspositioner. Ved opgørelse af den samfundsøkonomiske gevinst, skal tabet for aktører med salgspositioner derfor modregnes forbrugernes gevinst. Givet, at risikopræmien er for høj, vil gevinsten ved en lavere pris for forbrugerne imidlertid være større end tabet for salgssiden, hvorfor der netto vil være tale om en samfundsøkonomisk gevinst ved lavere finansielle priser. Finansministeriet regner typisk med, at for hver øre en detailpris er for høj, tabes 20 % i (økonomisk) velfærd, fordi forbrugerne undlader at købe varen 4. Vi kan derfor beregne den samfundsøkonomiske gevinst ved lavere elpris til: 3 EA Energianalyse (2011), Udviklingen af elpriserne 4 Når Finansministeriet regner på samfundsøkonomi, eksempelvis i forbindelse med mulig indførelse af nye skatter og afgifter, regnes med et forvridningstab på 20% af skatte-

9 20 % x 98 mio. kr. = 20 mio. kr. årligt I det samlede samfundsøkonomiske regnskab skal Energinet.dk s omkostninger til indførelse af transmissionsrettigheder medregnes. Omkostningerne antages finansieret via en stigning i tarifferne. Omkostningerne består for Storebælt af et tab i flaskehalsindtægterne på ca. 3 mio. DKK årligt. I den særskilte metodeanmeldelse omkring indførsel af fysiske transmissionsrettigheder på Kontek opgøres tabet i flaskehalsindtægter for Energinet.dk til 9,5 mio. DKK årligt på Kontek. Det samlede tab i flaskehalsindtægter vurderes derfor at være i omegnen af 13 mio. DKK årligt. Omkostninger finansieres via en stigning i tarifferne der medfører et samfundsøkonomisk tab, som følger af den måde tariffer er designet på 5. Tabet kan beregnes til: Forvridningstab, alternativ finansiering: 13 mio. x 20 % = 2,6 mio. kr. Samlet set kan man derfor forvente en samfundsøkonomisk gevinst i omegnen af 17 mio. kr. årligt ved indførsel af fysiske transmissionsrettigheder på Storebælt og Kontek. Det er Energinet.dks vurdering af den samfundsøkonomiske gevinst i store træk kan fordeles til Kontek og Storebælt med hhv. 75% og 25% baseret på det relative tab i flaskehalsindtægter. Fordelingen beregnes som 9,5 mio. DKK /13 mio. DKK = 75% på Kontek og med 100% - 75% = 25% på Storebælt. 7. Virkning på Day-ahead marketskoblingen Det er Energinet.dks forventning at kapaciteten der vil blive auktioneret som PTR på Storebælt vil blive brugt som et finansielt risikoafdækningsprodukt. At PTR overvejende vil blive brugt til finansiel risiko-afdækning bekræftes af data fra DK1-Tyskland grænsen, hvor stort set hele den kapacitet, der udbydes som PTR frigives til Day-ahead markedskoblingen gennem Use-it-or-sell-it mekanismen. Indførsel af PTR på Storebælt er derfor ikke et tilbageskridt for markedskoblingen. Af samme årsag er det ambitionen på længere sigt at erstatte PTR med finansielle transmissionsrettigheder, fordi muligheden for bilaterale handler henover en forbindelse herved helt bortfalder. provenuet. Forvridningstabet følger af, at indførelse af en skat medfører, at den pris som forbrugeren betaler, er højere end de marginale omkostninger ved frembringelse af varen. Hvis manglende konkurrence medfører detailelpriser som er højere den marginale omkostning, giver det anledning til samme type af forvridningstab. 5 Forvridningstab er ved de nuværende eltariffer er helt analog til en almindelig skat eller afgift, fordi tarifdesignet er skåret over samme læst som en provenumotiveret skat.

10 I nedenstående figur ses de gennemsnitlige ugentlige nomineringer af auktionerede fysiske transmissionsrettigheder på DK1-Tyskland siden 2011 uge Aktørernes kommentarer Udkastet til PTR auktionsregler gældende for DK1-Tyskland, Kontek og potentielt Storebælt i 2014 var i høring i perioden 8. august til 22. august. Otte aktører indleverede høringssvar. Hovedparten af aktørerne udtrykker støtte til indførslen af PTR på Storebælt. To aktører skriver dog i deres høringssvar at de ikke ser et behov for fysiske transmissionsrettigheder på Storebælt eftersom de finder CfD systemet tilstrækkeligt velfungerende til prissikring. Ligeledes skriver en aktør at de ønsker begrundelsen for introduktion af PTR på Storebælt grundigere belyst. Energinet.dk er klar over, at indførsel af fysiske transmissionsrettigheder på en intern forbindelse i Nord Pool bryder med sædvanlig nordisk tankegang omkring at CfD systemet er tilstrækkeligt til prissikring. Det er vores forventning at fysiske transmissionsrettigheder på Storebælt vil binde det finansielle marked i de to landsdele bedre sammen resulterende i mere likviditet og en bedre prisdannelse i CfD markedet særligt i DK2. Energinet.dk har valgt at tage ovennævnte to aktørers kommentarer i betragtning ved at indførslen af fysiske transmissionsrettigheder på Storebælt ønskes gennemført som et pilot-projekt med månedsauktioner med efterfølgende evaluering. 9. Evaluering af pilot-projekt på Storebælt Energinet.dk ønsker at foretage en evaluering af pilot-projektet i oktober Evalueringen gennemføres ved dels at undersøge data for virkningen på CfD markedet i DK2 men også i DK1. Ligeledes vil Energinet.dk undersøge sammenhængen mellem auktionspriser på fysiske transmissionsrettigheder på Storebælt og den realiserede prisforskel mellem DK1 og DK2. Endeligt vil Energinet.dk gennemføre en høring for at kende aktørernes syn på virkningen på det finansielle marked af fysiske transmissionsrettigheder på Storebælt.