Indhold. Anmeldelse af justering af gældende tarifmetode. Til. 8. oktober 2015 NSY/PHN

Transkript

1 Til Anmeldelse af justering af gældende tarifmetode 8. oktober 2015 NSY/PHN Indhold 1. Forlængelse af gældende tarifmetode ud over gasåret Indledning Ansøgning om forlænget godkendelse Anvendelse af kompressor i perioden efter oktober Formål De første driftsår Driftsscenarier Timer i forskellige scenarier og faktiske driftstimer Delkonklusion Markedseffekten af differentierede tariffer og værdien for slutkunder af Ellund/Egtved-udbygningen Markedseffekter af differentierede tariffer Markedsværdi af Ellund/Egtved-udbygningen Nødforsyningseffekter af Ellund-Egtved-udvidelsen Justering af omkostningsfordeling og sæsonfaktorer/multiplikatorer Justering af omkostningsfordeling Sæsonfaktorer/multiplikatorer Dok. 15/ /17

2 1. Forlængelse af gældende tarifmetode ud over gasåret Indledning Energitilsynet traf afgørelse 17. december 2014 om en forlængelse af Energinet.dk s pilot-periode for differentierede entry-/exit-tariffer. Energitilsynet godkendte en forlængelse af metoden for en tidsbegrænset periode for gasåret 2015/2016. Energinet.dk s anvendelse af den reviderede metode fra 1. oktober 2016 og frem kræver en ny metodegodkendelse. Energitilsynets afgørelse er truffet på følgende vilkår: At Energinet.dk senest 1. oktober 2015 skal indsende en ny metodeanmeldelse, der indeholder en redegørelse for den faktiske brug af rørdubleringen, kompressorstationen og det resterende transmissionssystem, således at Energitilsynet har mulighed for at kunne godkende en metode for gasåret 2016/17. At Energinet.dk i den ny metodeanmeldelse vedrørende differentierede tariffer skal angive og redegøre for objektive, gennemsigtige og ikkediskriminerende kriterier for fastsættelsen af kapacitetstariffer og volumentariffer fra gasåret 2016/17, der indebærer, at tarifferne afspejler de faktiske omkostninger i systemet og brugernes faktiske anvendelse af systemet sammenholdt med den gavn, de enkelte aktører i systemet får af et mere robust, samlet system. 1.2 Ansøgning om forlænget godkendelse Energinet.dk ansøger om forlængelse af den gældende metode, dog med en justering af den gældende omkostningsfordeling for nye anlæg (differentierede tariffer) 1 og ændret kapacitets- og volumenforhold i tarifsætningen for gasåret 2016/17. Baggrunden for dette ønske om forlængelse med justering af omkostningsfordelingen er anført nedenfor: o o o o Som der bliver redegjort for i afsnit 2, har kompressorens driftstimer vist sig mere begrænsede end forventet ved den første metodeanmeldelse. Det er på det foreliggende grundlag vanskeligt at konkludere, hvorledes den fremadrettede brug af kompressoren kan forventes at udvikle sig og dermed også den fremadrettede omkostningsallokering i tarifsætningen. I afsnit 3 påvises det, at differentieringen som følge af den nuværende metode er større end oprindeligt antaget og at dette kan få utilsigtede konsekvenser i forhold til et velfungerende gasmarked med størst mulig konkurrence på engros- og detailmarkedet. Endvidere viser evalueringen i afsnit 3, at udbygningen af kapaciteten i Ellund har haft en væsentlig værdi for slutkunderne på det danske og svenske marked, som forsynes via exit-zonen og Dragør exit. Derudover vil der i afsnit 4 vedrørende Nødforsyningseffekter af Ellund- Egtved-udvidelsen blive redegjort for kompressorens betydning for nødforsyningsomkostningerne, hvor der er opnået ganske betydelige besparelser for danske gasforbrugere efter udvidelsen. 1 Jf. afsnit 5 Justering af omkostningsfordeling Dok. 15/ /17

3 o Endelig vil der i afsnit 5 blive redegjort for to justeringsforslag til harmonisering af den danske tarifstruktur med naboområdet i Nordtyskland, Gasunie Deutschland (GUD), og for den samlede justering af omkostningsfordelingen, som foreslås af Energinet.dk. En forlængelse af prøveperioden vil tilvejebringe større klarhed om kravene til en harmoniseret tarifmetode på tværs af transmissionssystemer i form af en Tariff Network Code (TAR NC) under udarbejdelse i europæiske organisationer. Det er fortsat Energinet.dk s plan for udvikling af en tarifstruktur for det danske gasmarked at kunne indsende en metodeanmeldelse med en længerevarende tarifstruktur, som lever op til kravene i en kommende TAR NC, senest den 1. oktober 2016 med henblik på ikrafttræden 1. oktober Dok. 15/ /17

4 2. Anvendelse af kompressor i perioden efter oktober 2013 Den nye kompressorstation i Egtved blev idriftsat fra starten af gasåret 2013/14 (oktober 2013). Energitilsynet har i sin metodegodkendelse defineret de følgende to gasår, inklusive gasåret 2014/15, som pilotår, der kan dokumentere den faktiske anvendelse af aktivet. Kompressoren er nødvendig for import af gas over Ellund-grænsepunktet mod Tyskland, men kan altså anvendes bredere i forhold til Nybro Entry (mod Nordsøen), til at øge kapaciteten og effektiviteten i de to lagre og til midlertidigt at øge kapaciteten i systemets østlige del inklusive i Dragør-grænsepunktet mod Sverige. Frem til og med 2015/2016 er de fulde kapitalomkostninger ved Egtved-kompressoren allokeret til Ellund Entry (som et tarifelement), mens dubleringen dækkes af Exitzonen og Dragør Exit (aftag til danske og svenske forbrugere). Det er derfor et eksplicit krav til tarifmetoden, at Energinet.dk med jævne mellemrum dokumenterer anvendelsen af især kompressorstationen som begrundelse for at fastholde den nuværende omkostningsallokering. 2.1 Formål Analysen har til formål at analysere de første driftsår for kompressorstationen i Egtved som grundlag for en vurdering af, hvilke punkter/aktører der inden for perioden har haft nytte af kompressorens anvendelse. Analysen centreres om driftstimer i tilgængelige scenarier, størrelsen af de mængder, som faktisk transporteres gennem kompressoren, og de deraf afledte driftsomkostninger. Det antages, at der er sammenhæng mellem anvendelsestid, afledte brændselsomkostninger og nytteværdi, og derfor med fordelingen af anlæggets kapitalomkostninger. Kompressorstationens driftsomkostninger, inklusive brændslet, dækkes i den gældende tarifmetode af mængdebetalingen (volumentariffer) og fordeles blandt alt aftag fra transmissionssystemet. Analysen er afgrænset fra en vurdering af nytteværdien i forhold til markedspriser, balancering og nødforsyning på individuelle og samlede transportkunder. Egtved kompressorstationen blev idriftsat fra oktober Det års drift er af flere grunde ikke fuldt repræsentativt for den fremtidige forventede anvendelse, fordi: Kapacitetsudvidelser på tysk side af Ellund grænsepunkt tillader gradvist større import til det dansk-svenske marked. Større import forudsætter flere driftstimer, end det har været tilfældet i det forudgående gasår. Produktionsfald i Nordsøen nødvendiggør øget import for at supplere forsyningen. Ny, fleksibel anvendelse af kompressoren til andre, bredere systemformål end import kan øge driftstimer og omkostninger. Det kan være tilfældet, hvis kompressorerne tillader lavere modtagetryk Nybro Entry fra Nordsøen, eller som følge af mere effektiv drift af undergrundslagrene og det østlige system. Dok. 15/ /17

5 Testperioden, hvor kompressordriften har haft til hensigt at undersøge systemfleksibiliteten ved forskellige driftsregimer, er naturligt koncentreret i anlæggets tidlige levetid. Det følgende datagrundlag er hentet ved dataudtræk fra kompressorstationen og fra de associerede elregninger, der er udskrevet i de mellemliggende måneder. 2.2 De første driftsår Kompressorerne kan til enhver tid indstilles til individuelle driftsscenarier, der har forskellige overordnede formål (import via Ellund, øget lagerkapacitet, kapacitet i den østlige del af systemet eller lavere modtagetryk fra Nordsøen). Energinet.dk registrerer antallet af timer i de forskellige scenarieindstillinger, hvor meget gas der transporteres i den enkelte time, og hvilket energiforbrug det afføder (tabel 1) Driftsscenarier Kompressoren har 7 driftsscenarier hvor den kan henholdsvis suge og trykke gas rundt i systemet. Nedenstående diagrammer udtrykker de forskellige scenarier der har været brugt indtil videre. Det bemærkes, at scenarie B tillader simultane leverancer fra Nybro og Ellund, men at transporten fra Nybro ikke forudsætter et brændselsforbrug, idet gas modtages fra Nordsøen med et tilstrækkeligt højt modtagetryk. Gas modtaget fra Tyskland via Ellund Entry er kun garanteret et lavere tryk. Derfor er det på nogle tidspunkter nødvendigt at øge modtagetrykket fra Ellund ved hjælp af kompressoren. Pilene på diagrammerne udtrykker den fysiske flow-retning. Selvom systemet i en given time fysisk importerer gas fra Tyskland, kan der stadig virtuelt eksporteres gas i den modsatte retning. I hvert scenarie er mindst én kompressorenhed holdt i reserve: - A-scenarie: Leverance fra Ellund, alene import fra Tyskland - B-scenarie: Leverance fra Nordsøen og Ellund, nettoimport fra Tyskland Dok. 15/ /17

6 - E-scenarie: Leverance fra Nordsøen, nettoeksport til Tyskland - F-scenarie: Leverance fra Nordsøen og fra Ll. Torup Gaslager Timer i forskellige scenarier og faktiske driftstimer Nedenstående tabel giver et overblik over antallet af driftstimer pr. scenarie og de mængder, som har været igennem kompressoren. I analysen skelnes der mellem scenarie-driftstimer og kompressor-driftstimer: Hver time i et specifikt scenarie tæller som én time Ved optælling af kompressor-driftstimer tæller hver time, hvor der køres med én kompressor. Hvis der køres med to kompressorer i en time, tæller det som to kompressordriftstimer. Selvom kompressoren er indstillet til et givet scenarie, er det kun, når trykforhold nødvendiggør aktiv drift, at kompressorerne aktivt kører. Kompressordriftstimer angiver, hvor mange timer kompressoren faktisk har været i drift. Dok. 15/ /17

7 Tabel 1: Fordeling af drift på scenarier, oktober august driftsmængder er angivet både som mio. Nm 3 og GWh Scenarie driftstimer (h) Kompressor driftstimer (h) Driftsmængder (mio. Nm3) Driftsmængder (GWh) Scenarie Total Total Total Total A ,77-9,77-118,71-118,71 B ,74 111,24 13,16 292, , ,56 159, ,51 C D E ,55 31,38 14,66 51,60 67,49 381,23 178,16 626,89 F ,81 16, ,24 204,24 G Scenarieskift ,42 3,32 0,65 5,38 17,23 40,33 7,84 65,39 Total ,72 155,71 45,27 375, , ,83 550, ,74 Note: Tabellen er opdelt i fire undertabeller med hver deres total. Første deltabel viser scenarie-driftstimer. 72 % af tiden har vi befundet os i E-scenariet. Kompressoren, derimod, har kørt flest timer i B-scenariet (77 % af tiden). I alt har kompressoren kørt i timer, hvilket er 12 % af den samlede driftstid. Kompressoren har transporteret ca. 376 mio. Nm 3 (4.565 GWh). Størstedelen af gassen er import fra Tyskland. Nedenstående figur viser andelen af timer i drift med de respektive scenarier. Andelene dækker over, at varierende mængder er transporteret i de enkelte timer. Større mængder afføder naturligt større brændselsforbrug på kompressoren. Figur 1: Scenarie-driftstimer, andele, oktober 2013 august 2015 Kompressoren har i det forløbne år været brugt primært i scenarierne B og E. Figuren med scenarie-driftsmængder viser mængdeandelen i de forskellige scenarier. Det kan hermed konkluderes, at B-scenariet har transporteret langt den største mængde igennem kompressoren, selvom der har været flere timer i E- scenariet. Det skyldes, at leverancer fra Nordsøen sjældent behøver at blive transporteret gennem kompressoren for at hæve trykket. Dok. 15/ /17

8 Figur 2: Scenarie-driftsmængder, andele, oktober 2013 august 2015 Figuren nedenfor illustrerer forholdet mellem driftstimer i et enkelt scenarie og driftstimer, hvor der er kompressorkørsel i scenariet. Umiddelbart kan det konkluderes, at i langt størstedelen af tiden bruges kompressoren til at øge trykket i den gas, som importeres fra Ellund. Kompressordriftstimer i scenarie E har primært været brugt i forbindelse med diverse tests. Figur 3: Kompressordrift i forhold til scenariedrift, antal driftstimer (h), oktober 2013 august Driftsomkostninger relateret til scenarier og driftsåret Nedenstående figur viser antallet af driftstimer pr. måned i de respektive scenarier. Dok. 15/ /17

9 Figur 4: Scenarie-driftstimer og driftsomkostninger pr. måned, oktober 2013 august 2015 Omkostningerne er størst i juni og juli 2014, hvor der dels var et planlagt eftersyn i Nordsøen, som afbrød forsyningen, og dels importeredes gas fra Tyskland til lagerfyldning. I de første måneder af 2015 har der stort set kun været eksport til Tyskland, hvilket har resulteret i de lave kompressoromkostninger. Trykforhold i nabosystemer, flowretning og mængder har alle betydning for energiforbruget i Egtved-kompressoren Sammenhængen mellem kompressorbrug og fysisk flow Figuren nedenfor viser fordelingen af forsyning fra Nordsøen (Nybro) og Tyskland (Ellund). I længere perioder af gasåret 2013/14 og det meste af 2015 har det danske system fysisk eksporteret gas over Ellund. Figur 5: Forsyning fra Ellund og Nybro, 1. okt aug. 2015, Nm 3 /time Dok. 15/ /17

10 I perioderne med Ellund-import har vi kørt A- eller B-scenarie, og i perioderne med Ellund-eksport har vi kørt med E- eller F-scenarie. 2.3 Delkonklusion Det konkluderes på baggrund af begrænsede data, testperioder og forholdsvis lille transport over grænsepunktet til Tyskland, at når kompressorstationen i Egtved har været i drift, har det været af hensyn til import fra Tyskland, og at i hvert fald dele af driftsomkostningerne (brændsel/elektricitet) kan henføres til behovet for at løfte trykket på importeret gas. Kompressoren har dermed kørt mindre end det blev antaget forud for kompressorens idriftsættelse. Dette skyldes, at der i perioden siden idriftsættelsen har været holdt et konkurrencemæssigt fordelagtigt tarifniveau i det danske system (grundet afvikling af overdækning) i forhold til transport fra Nordsøen mod Holland gennem Nogat-ledningen. Dermed er der kommet betydeligt flere mængder gas til Danmark end før antaget og behovet for at importere gas fra Tyskland har dermed ikke været så stort. Den nuværende omkostningsallokering af kapitalomkostninger til Ellund Entry- (import)kapacitetstariffer er således begrundet historisk. Usikkerhed om fremtidige transportstrømme, validiteten i begrænsede data og eventuel mere fleksibel kompressoranvendelse kan begrunde, at analysen gentages jævnligt gennem aktivets levetid. Dok. 15/ /17

11 3. Markedseffekten af differentierede tariffer og værdien for slutkunder af Ellund/Egtvedudbygningen 3.1 Markedseffekter af differentierede tariffer Ved en forlængelse af gældende tarifmetode uden justeringer af omkostningsfordelingen vil tarifferne for gasår 2016/2017 fordelt på punkter i systemet forventeligt se ud, som følger: Tabel 2: Tariffer 2015/2016 og indikative tariffer 2016/2017 Transport tariffer Entry-kapacitet (DKK/kWh/time/år) Tariffer Ind. Tariffer Diff. Diff. fra uniform 2015/ /2017 % tariff % 9,45 10,13 7% - Ellund 12,32 13,89 13% 37% Nybro, Dragør, BNG 7,24 7,51 4% -26% Exit-kapacitet (kr./kwh/time/år) 9,45 10,13 7% - Ellund, Nybro 7,24 7,51 4% -26% Exit-zonen, Dragør 9,81 10,67 9% 5% Volumen (mængdebetaling) (kr./kwh) 0, , % - Den forventede tarifdifferentiering som følge af Energinet.dk s omkostningsallokeringsmetode er større end antaget i forbindelse med ansøgningen om metodegodkendelse, hvor Energinet.dk over for markedsaktørerne udtrykte en målsætning om en maksimal differentiering som følge af metoden på +/-20 %. Det skyldes først og fremmest, at det forventede flow over Ellund Entry er lavere end oprindelig antaget, jf. beskrivelsen i afsnit 2. En for høj tarifdifferentiering mellem entry-punkterne kan medføre forvridende effekter på konkurrencen på gasmarkedet og mindske likviditeten på den danske gasbørsen Gaspoint Nordic (GPN). Konkurrencen kan påvirkes på grund af omkostningsforskelle mellem markedsaktører med gasporteføljer, som passerer henholdsvis Nybro Entry og Ellund Entry med henblik på videresalg på det danske gasmarked. Likviditeten kan mindskes, såfremt tarifniveauet bliver en barriere for at flytte gassen mellem Gaspool/NCG og GPN. 3.2 Markedsværdi af Ellund/Egtved-udbygningen Med Ellund/Egtved-udbygningen er den fysiske flaskehals mellem Danmark og det nordvesteuropæiske marked elimineret. Dermed er der grundlag for ensartede spotgaspriser i forhold til gashubs i Tyskland og Holland i næsten alle markedssituationer. Dette har en væsentlig værdi for danske slutbrugere, da mange slutbrugerkontrakter netop er bundet op på spotprisen på GPN. Dok. 15/ /17

12 Hvis Ellund/Egtved-udbygningen ikke havde været foretaget, ville prisen på spotgas i Danmark stige signifikant, hver gang der var mangel på gas fra andre kilder, her primært Nordsøen. Dette var tilfældet før Energinet.dk s indgåelse af tryk/service-aftalen med GUD i 2010, hvor spotprisen i gennemsnit kom op på ca. 2 EUR/MWh over den tyske pris, med peaks op over 10 EUR/MWh i forskel på nogle dage. Under normale markedsforhold ligger spotprisen i Danmark på ca. 0,5 EUR/MWh over Tyskland og Holland. Under forudsætning af, at prisforskellen kan forventes at være på samme niveau som i 2009 på de tidspunkter, hvor der er behov for gas fra Tyskland, kan denne prisforskel bruges som udtryk for markedsværdien af Ellund/Egtvedudbygningen i de første 2 år af udbygningens levetid. Selvom gasflowet primært har været sydgående, siden udbygningen åbnede 1. oktober 2013, har der været flere perioder med nordgående flow. For at udregne den betydning, dette nordgående flow har for markedet, har vi først taget forudsætningen for den forventede prisforskel på spotgas mellem Danmark og Tyskland på 1,5 EUR/MWh (2 EUR/MWh i forventet forskel minus den almindelige prisforskel i en normalsituation). Ved at gange den antagne prisforskel med den mængde gas, der er leveret i henholdsvis Danmark og Sverige, på de tidspunkter, hvor der har været nordgående flow i Ellund, kan der beregnes en indikation af merprisen for slutkunderne i Danmark og Sverige, hvis Ellund/Egtved-udvidelsen ikke var blevet realiseret. Beregningen viser, at markederne under ovennævnte forudsætninger har sparet over 200 mio. kr. i det første 2 år af udbygningens levetid, hvoraf omkring 150 mio. kr. knytter sig til det danske marked. Dette indikerer, at slutkunderne på det danske og svenske marked konkret har haft økonomisk gavn af elimineringen af den fysiske flaskehals i Ellund som følge af lavere prisforskelle på spotmarkedet grundet udbygning i Ellund. Dok. 15/ /17

13 4. Nødforsyningseffekter af Ellund-Egtved-udvidelsen Energinet.dk har ansvaret for den overordnede forsyningssikkerhed i det danske gasmarked og foretager på den basis årlige indkøb af nødforsyningsredskaber, der i kombination afdækker forbrugernes forsyning. Beslutningen om systemudvidelser mod Ellund blev truffet i 2009 og 2010 på baggrund af Open Season 2009, der identificerede efterspørgslen i Ellund Entry, men i høj grad også på baggrund af analyser, der belyste behovet for importinfrastruktur til at understøtte svindende forsyningssikkerhed for leverancer fra Nordsøen. Tidligere års produktionsoverskud kombineret med lagre og afbrydelige kunder tillod en høj forsyningssikkerhed i Danmark baseret på nationale redskaber. Etableringen af en ny forsyningsstreng fra Ellund udgør et betydeligt supplement til Nordsø-produktionen, hvis der er udfald i denne, og nedbringer derfor behovet for indkøb af nødforsyningsredskaber. Der er således en andel af de væsentligt reducerede nødforsyningsomkostninger i perioden siden 2009, der kan tilskrives etableringen af ny importinfrastruktur. Nødforsyningsbetalingen opkræves gennem en forbrugsafhængig nødforsyningstarif ved aftag fra transmissionsnettet. Modsat volumentariffen, som opkræves ved alt aftag, også i grænsepunkter, er nødforsyningstariffen alene pålagt aftag i Exitzonen mod danske forbrugere. Figuren nedenfor viser udviklingen i omkostninger til nødforsyningsindkøb. En andel af de årlige besparelser kan henføres til ny importinfrastruktur. Figur 6 Udviklingen i nødforsyningsomkostninger, 2006/ /15 På baggrund af ovenstående har Energinet.dk udarbejdet en analyse, der ser på, hvad de forventede nødforsyningsomkostninger for 2016 ville have været, såfremt udvidelsen af Ellund-Egtved ikke var blevet foretaget. De forventede nødforsyningsomkostninger i 2015/2016 er 47 mio. kr. Dok. 15/ /17

14 Nødforsyningsbehovet beregnes årligt ud fra potentielle forsyningsmuligheder og kapacitet. Her spiller kompressoren en vigtig rolle, da dens tilstedeværelse har betydet en øget kapacitet mellem Tyskland og Danmark og dermed reduceret nødforsyningsbehovet væsentligt. Antages det for nødforsyningsbehovet i 2015/2016, at kompressoren ikke var bygget, ville det betyde et øget behov for afdækning på mere traditionel vis, via øget lagerkapacitet og fyldningskrav, hvilket ville medføre samlede nødforsyningsomkostninger på 124,6 mio. kr. Ovenstående analyse viser, at der alt andet lige er sparet ca. 78 mio. kr. i nødforsyningsomkostninger som følge af Ellund-Egtved udvidelsen. Dok. 15/ /17

15 5. Justering af omkostningsfordeling og sæsonfaktorer/multiplikatorer 5.1 Justering af omkostningsfordeling På baggrund af ovenstående analyser ønsker Energinet.dk at rykke en andel af udgifterne til kompressoren fra Ellund Entry til Exitzonen og Dragør Exit. Dette begrundes i, at brugere af andre punkter end Ellund entry har haft markant gavn af Ellund kompressor-investeringen. Dette princip harmonerer med det generelle princip om, at omkostningerne allokeres derhen hvor der drages nytte af investeringen. Derfor foreslår Energinet.dk en fordeling som illustreret nedenfor: Tabel 3: Fordeling af kapitalomkostninger Ellund-Egtved-udvidelse i 2016/17 (mio. kr.) Fordeling før: Fordeling efter: Ellund Entry 25,7 12,8 Exit-zonen 20,8 25,6 Dragør Exit 7,0 8,6 Nødforsyningssegment 0 6,4 I alt 53,5 53,5 Kilde: Energinet.dk s budget Note: Kapitalomkostningerne er fratrukket et investeringsbidrag fra EU Structural Funds svarende til omtrent halvdelen af investeringen. Der foreslås en om-allokering af halvdelen af kompressoromkostningerne til Exitzonen og Dragør Exit, da det har vist sig, at de markedsmæssige gevinster af Ellund-Egtved-udvidelsen er større end de omkostninger, der i dag er pålagt brugerne af de to punkter. Den anden halvdel af de omkostninger (i 2016/17 svarende til 6,4 mio. kr.), der bliver fjernet fra Ellund Entry, ønsker Energinet.dk med baggrund i afsnit 4 at overføre til nødsegmentet. Det er begrundet med at nødsegmentet har vist sig at have haft markant gavn af udvidelsen af importkapaciteten, som redegjort for ovenfor, idet Ellund-kapacitet både nedbringer behovet for indkøb af nødforsyningsredskaber og tilbyder billigere redskaber. Den overordnede omkostningsallokering og ændringerne hertil er illustreret i nedenstående figur. Figur 7: Illustration af gældende og ny omkostningsallokering Dok. 15/ /17

16 Afsnit 3 redegjorde for væsentlige markedsmæssige effekter af nye anlæg (Ellund-udvidelsen) og mulige uhensigtsmæssige markedseffekter forbundet med en forholdsvis høj tarifdifferentiering. Disse effekter kan begrænses ved at gennemføre denne om-allokering af Ellund kompressoromkostningerne. Figuren nedenfor illustrerer tarifmæssige konsekvenser af ændringen på indikative (forventede) tariffer for 2016/2017. Tabel 4: Tarifeffekt af ændret omkostningsallokering, indikative tariffer 2016/2017 Transport tariffer Entry-kapacitet (kr./kwh/time/år) Tariffer med gældende omkostningsallokering Note: *Uniform tarif, udmeldes ikke til markedet. Tariffer med ny omkostningsallokering Diff. 2015/ /2017 Diff. fra uniform 2016/ /2017 % tariff % 10,13* 9,85* 4% - Ellund % 16% Nybro, Dragør, BNG % -24% Exit-kapacitet (kr./kwh/time/år) 10,13* 9,85* 4% - Ellund, Nybro % -24% Exit-zonen, Dragør % 16% Volumen (mængdebetaling) (kr./kwh) % - Af ovenstående tabel ses det, at med den foreslåede justering af omkostningsfordelingen sænkes den procentvise spredning fra den uniforme tarif til Ellund Entry-tariffen fra 37% til 16%, hvilket vil begrænse de beskrevne konkurrenceforvridende effekter. Derudover bemærkes det, at den relativt høje Ellund Entry-tarif ved justering vil blive sænket fra et forventet niveau på 13,89 kr./kwh/år til 11,46 kr./kwh/h/år. Det er et fald på ca. 18 %, som alt andet lige vil sænke eventuelle handelsbarrierer mellem det danske og det tyske gasmarked. Tabellen nedenfor viser effekterne på de indikative nødforsyningstariffer for 2016/2017 illustreret. Det fremgår, at nødforsyningstariffen vil stige med 16 % som følge af justeringen. Tabel 5: Indikative nødforsyningstariffer 2016/2017 Indikative nødforsyningstarif Før Efter Diff. % Beskyttede (kr./kwh) 0, , % Ikke-beskyttede (kr./kwh) 0, , % Gennemsnit (kr./kwh) 0, , % Det bemærkes samtidigt, at nødforsyningstariffen i øjeblikket er på et historisk lavt niveau - dels som følge af et fald i omkostningerne til nødforsyning i de Dok. 15/ /17

17 seneste 5 år fra 183 mio. kr./år til 47 mio. kr./år, jf. figur 6, og dels som følge af tilbagebetaling af overdækning fra Energinet.dk til forbrugerne. Den procentuelle stigning dækker med andre ord over en beskeden nominel stigning. For en husholdning med et forbrug på m 3 /år svarer det til 6,08 kr./år, og for en stor virksomhed med et forbrug på 6 mio. m 3 /år er merudgiften kr./år Sæsonfaktorer/multiplikatorer Med den kommende netværkskode på tariffer (TAR NC) er der opstillet intervaller for multiplikatorer for henholdsvis kvartals- og månedsprodukter på 1-1,5 og for dags- og within-day-produkter på 1-3. Tabel 6: Gældende prisstruktur Uafbrydelig kapacitetsbetaling/reservationspriser (kortere aftaler) - pris i % af årskapacitetsbetalingen, startpris ved auktion Okt Nov Dec Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Kvt 38,5% 38,5% 38,5% 70,0% 70,0% 70,0% 21,7% 21,7% 21,7% 16,8% 16,8% 16,8% Md 7,0% 10,5% 21,0% 24,5% 24,5% 21,0% 10,5% 5,6% 5,6% 5,6% 5,6% 5,6% Dag 0,29% 0,40% 0,80% 0,99% 0,99% 0,80% 0,40% 0,26% 0,26% 0,26% 0,26% 0,26% Det vurderes, at de gældende sæsonfaktorer og multiplikatorer vil være indenfor bestemmelserne i den kommende tarifnetværkskode. Systemets brugere udtrykker dog et ønske 3 om fuldstændig fjernelse af sæsonfaktorerne og sænkning af multiplikatorerne, der samtidig vil tilvejebringehøjere grad af harmonisering til prisstrukturerne i tilstødende tyske systemer. I Tyskland vedtog den tyske regulator i starten af året BEATE 4, som blandt andet fastsætter nye multiplikatorer. På den baggrund ønsker Energinet.dk at justere prisstrukturen til nedenstående. Energinet.dk gennemførte primo september 2015 en User Group, hvor dette emne blev behandlet og diskuteret med transportkunderne. Der var generelt enighed og tilslutning til nedenstående ændring af prisstrukturen. Tabel 7: Ny prisstruktur pr. 1. oktober 2016 Uafbrydelig kapacitetsbetaling/reservationspriser (kortere aftaler) - pris i % af årskapacitetsbetalingen, startpris ved auktion Okt Nov Dec Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Kvt 27,5% 27,5% 27,5% 27,5% 27,5% 27,5% 27,5% 27,5% 27,5% 27,5% 27,5% 27,5% Md 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% Dag 0,38% 0,38% 0,38% 0,38% 0,38% 0,38% 0,38% 0,38% 0,38% 0,38% 0,38% 0,38% Den ønskede ændring er begrundet i at der ikke længere er flaskehalse i det danske system, sammen med et ønske om at understøtte markedskobling til Tyskland med fleksible korte produkter og konsistente prissignaler på grænsepunktet, som understøtter bundtede produkter. 2 Ud af en samlet nødforsyningsbetaling på kr./år. 3 Senest udtrykt ved User Group 8. september Ny tysk lov: Funktionen/Beschlusskammern/1BK-Geschaeftszeichen-Datenbank/BK9- GZ/2014/2014_600bis699/BK /BK _Festlegungsverfahren_Beschluss.html?nn= Dok. 15/ /17