Energinet.dk s indkøb af frekvensstyrede reserver. 1. Indledning. Til. 28. november 2013 Revideret 7. april og 25. august 2014 JSS/JSS

Transkript

1 Til Energinet.dk s indkøb af frekvensstyrede reserver 1. Indledning Svenska Kraftnät og Energinet.dk indførte i oktober 2012 et fælles indkøb af frekvensstyrede reserver frekvensstyret normaldriftsreserve (FNR) og frekvensstyret driftsforstyrrelsesreserve (FDR). Det skete som et led i implementeringen af Energinet.dk s strategi for systemydelser. 28. november 2013 Revideret 7. april og 25. august 2014 JSS/JSS Der var tre vigtige argumenter for indførelsen af et fælles indkøb: Den danske efterspørgsel efter frekvensstyrede reserver er relativt begrænset, og det lille volumen blev af markedsaktørerne fremhævet som en barriere for et effektivt marked. Den svenske efterspørgsel er ca. 10 gange større end den danske, og dannelsen af et fælles indkøb ville dermed give danske aktører adgang til at sælge deres produkter på et større marked. Et stort, likvidt marked skærper konkurrencen og bidrager derigennem til en bedre samlet udnyttelse af de tilgængelige ressourcer og sikrer en samfundsøkonomisk gevinst. Priserne i det svenske marked for frekvensstyrede reserver var betydeligt lavere end priserne i det østdanske marked, og integrationen af de to markeder forventedes at medvirke til at sikre Energinet.dk en mere effektiv drift til gavn for de danske elforbrugere. Energitilsynet godkendte den 30. maj 2012 Energinet.dk s metode for indkøb af frekvensstyrede reserver i Østdanmark og Sverige. Godkendelsen var ledsaget af en række betingelser, som Energinet.dk efterfølgende skulle opfylde: Ved udgangen af 2012 skal (Energinet.dk) have implementeret den svenske afregningsmodel for energi i den ordinære, danske afregning, i forbindelse med Energinet.dk s køb af reserver hos Svenska Kraftnät. Senest 1 år efter ikrafttrædelse af metoden gennemfører (Energinet.dk) en evaluering af om etableringen af et fælles marked for frekvensydelser har levet op til de overordnede formål, herunder (1) øgede Dok. 13/ /15

2 afsætningsmuligheder for markedsaktørerne, (2) samfundsøkonomiske gevinst som følge af skærpet konkurrence og (3) opnåelse af en mere effektiv drift af Energinet.dk. Endvidere skal Energinet.dk i samarbejde med Svenska Kraftnät gennemføre en analyse af muligheden for indførelse af asymmetriske bud i det fælles dansk-svenske marked for frekvensydelser og opstille en implementeringsplan herfor. Evalueringen og analysen skal sendes til Energitilsynet. Dette notat redegør for Energinet.dk s opfyldelse af betingelserne, som fulgte med metodegodkendelsen, herunder en evaluering af de første erfaringer med det fælles dansk/svenske indkøb. Med mindre andet er nævnt, så vedrører evalueringen perioden 6. oktober november Dette notat indeholder fortrolige kommercielle oplysninger og kan ikke offentliggøres uden forudgående aftale med Energinet.dk. 2. Økonomiske gevinster ved fælles indkøb Erfaringerne fra det første år med et fælles indkøb af frekvensstyrede reserver viser, at det har reduceret priserne i Danmark markant og dermed også reduceret Energinet.dk s omkostninger til indkøb af frekvensstyrede reserver til gavn for de danske elforbrugere. 2.1 Samfundsøkonomiske gevinster De samfundsøkonomiske gevinster kommer til udtryk ved lavere priser som følge af, at der sker en bedre udnyttelse af de samlede tilgængelige reserver i Sverige og Danmark. Buddene i markedet forventes at afspejle de faktiske (alternativ)omkostninger, ellers ville producenter, hvis ydelser ikke blev købt, kunne byde lavere ind og dermed tjene en overnormal profit. Ved samhandel reduceres prisen i Danmark, når billigere svenske producenter vinder ordrer, hvilket fjerner dansk profit. Den bortfaldne profit tilfalder i stedet de danske forbrugere via de lavere priser. Denne del er et nul-sumsspil set i et samfundsøkonomisk perspektiv. Omkostningerne ved at levere den nødvendige mængde reserver er imidlertid faldet, så der er en yderligere profit, der skal "fordeles". Denne deles mellem de danske forbrugere og de svenske producenter. Den danske andel af dette omkostningsfald udgør den samfundsøkonomiske gevinst for Danmark ved samhandlen. Som det ses af Figur 1 og Figur 2 nedenfor er priserne faldet markant. Den gennemsnitlige pris for FNR er faldet fra cirka kr./mw/måned i perioden før det fælles indkøb til cirka kr./mw/måned efter indførelsen af fælles indkøb. Den gennemsnitlige pris for FDR er faldet fra cirka kr./mw/måned til kr./mw/måned. De samfundsøkonomiske gevinster kommer både Sverige og Danmark til gode. I Danmark oplever forbrugerne en gevinst ved de lavere priser danske forbrugere har dog ikke fået den fulde gevinst af prisfaldet i. Det skyldes, at Energinet.dk i 2013 ikke har betalt den gennemsnitlige pris for reserverne, men den marginale pris på auktionen dagen før driftsdøgnet. Energinet.dk har således gennemsnitligt betalt kr./mw/måned for FNR og Dok. 13/ /15

3 kr./mw/måned for FDR. Samlet set skønnes konsumentnytten i Danmark at være steget med cirka 75 mio. kr. som følge af det fælles indkøb. 1 De danske producenter har oplevet en omsætningsnedgang for FNR og en omsætningsfremgang for FDR. Samlet set har de oplevet en omsætningsnedgang, hvoraf en del af dette vil være tabt fortjeneste. På baggrund af erfaringerne fra det tidligere østdanske marked skønnes det, at producenterne har haft en fortjeneste på 25 % i de danske FNR/FDR markeder med marginalprissætning. Denne fortjeneste bortfalder ved et fælles marked med prissætning efter pay as bid-princippet og kan groft skønnes til cirka 50 mio. kr. Energinet.dk har dog ikke kunnet vurdere, hvorvidt disse ressourcer har kunnet anvendes på andre markeder (Spot, Intraday eller lignende) og tabet kan således være mindre. De danske aktørers afsætning er beskrevet uddybende i afsnit 3. Figur 1 Gennemsnitlig rådighedsbetaling for FNR 1 Gevinsten er beregnet som forskellen mellem gennemsnitspriserne for FNR på det danske marked og det fælles svensk-danske marked ganget med Energinet.dk s øgede indkøb i Sverige [( kr./mw/måned) x 15 MW x 13 måneder]. Energinet.dk s indkøb af FDR i Sverige blev ikke ændret ved overgangen til det fælles marked og påvirker således ikke konsumentnytten. Dok. 13/ /15

4 Figur 2 Gennemsnitlig rådighedsbetaling for FDR Sverige/Svenska Kraftnät har oplevet en (samfunds)økonomisk gevinst ved, at danske producenter leverer reserver til det fælles marked ud over de reserver som Energinet.dk efterspørger (øget konsumentnytte i Sverige) og vice versa, når svenske producenter leverer reserver til Danmark. For Danmark og Sverige som helhed opstår der en samfundsøkonomisk besparelse, da billigere værker nu leverer den samme ydelse som før. De danske producenter er særligt konkurrencedygtige om vinteren i lavlastperioder. Dette illustreres af Figur 3 nedenfor, som viser danske producenters afsætning af FNR fordelt over døgnet. Det skønnes, at Sverige/Svenska Kraftnät har haft en gevinst på cirka 10 mio. kr. ved, at Danmark i visse driftstimer er nettoeksportør af FNR/FDR. Beløbet er beregnet som forskellen mellem den gennemsnitlige betaling til danske aktører og den svenske marginalpris, som Svenska Kraftnät alternativt skulle have betalt ganget med den mængde FNR/FDR som Svenska Kraftnät har købt fra danske aktører. 2 2 Gevinsten på 10 mio. kr. er fordelt med cirka 3,5 mio. kr. vedrørende FDR og cirka 6,5 mio. kr. vedrørende FNR. Der har været eksport af FDR i cirka timer, hvor der i gennemsnit er eksporteret 14 MW FDR til Sverige. Prisen i Sverige har i de timer i gennemsnit (vægtet med eksporteret mængde) været 57 kr./mw/h højere. I perioden er der i tilsvarende en gennemsnitlig eksport af 7,3 MW FNR i cirka timer, hvor den vægtede gennemsnitlige prisforskel var 380 kr./mw/h. Dok. 13/ /15

5 Herudover har Svenska Kraftnät haft en selskabsøkonomisk gevinst på cirka 48 mio. kr. ved at købe reserver til den tilbudte pris (pay-as-bid) og sælge den videre til marginalpris til Energinet.dk. 3 Figur 3 Danske producenters salg af FNR fordelt over døgnet Samlet set er de samfundsøkonomiske gevinster skønnet til 28 mio. kr. for perioden Forbrugernytte DK Producentnytte DK Forbrugernytte SV Producentnytte SV Modhandel I alt Mio. kr mio. kr mio. kr mio. kr. 0 mio. kr. - 2 mio. kr mio. kr. 2.2 Mere effektiv drift af Energinet.dk Det fælles indkøb af frekvensstyrede reserver har reduceret Energinet.dk s omkostninger til FNR og FDR. I 2010/2011 var Energinet.dk s omkostninger til frekvensstyrede reserver i Østdanmark på cirka 250 mio. kr. om året. Det fælles indkøb startede officielt i oktober 2012, men allerede fra juli 2012 øgede Energinet.dk indkøbet i Sverige. I perioden juli-september vurderede Energinet.dk løbende, hvor stor en del af FNR/FDR, der skulle købes i henholdsvis Østdanmark og Sverige under skyldig hensyntagen til de 3 Svenska Kraftnät har i cirka timer solgt i gennemsnit 36 MW FDR tilbage til Energinet.dk, som var solgt til en pris, der i gennemsnit (vægtet) lå 60 kr./mw/h over prisen, som var betalt til de danske aktører. Det gav Svenska Kraftnät en gevinst på 15 mio. kr. Tilsvarende har Svenska Kraftnät haft en gevinst på 33 mio. kr. ved i cirka timer at sælge gennemsnitlig 17 MW FDR tilbage til Energinet.dk, til en pris der i gennemsnit (vægtet) lå 215 kr./mw/h over prisen, som var betalt til de danske aktører. Dok. 13/ /15

6 omkostninger som indkøbene udløste. Figur 4 viser Energinet.dk s omkostninger til indkøb af frekvensstyrede reserver i , hvor beløbet i 2013 er den forventede omkostning for hele året. Figur 4 Energinet.dk s omkostninger til FNR og FDR Omkostningerne til FDR er steget fra 2012 til Det skyldes dels, at priserne i Sverige generelt er steget (fra gennemsnitlig 67 kr./mw/time i 2012 til gennemsnitlig 168 kr./mw/time i 2013) og dels, at Energinet.dk har skullet købe flere reserver i 2013 i forhold til 2012, jævnfør kravene i Nordisk Systemdriftsaftale beskrevet nedenfor i afsnit I bilag 1 er timerne for FNR og FDR vist på timebasis. Heraf fremgår det, at variationen i priserne også er faldet markant efter indførelsen af det fælles svensk-danske marked. 3. Afsætning for danske aktører På det tidligere Østdanske marked for FDR var der to aktører, mens der var 6 aktører på FNR markedet. Alle aktører har også efterfølgende deltaget på det fælles dansk/svenske marked. FNR DONG Energy (DONG) Vattenfall (VF) Nordjysk Elhandel (NEAS) Energi Danmark (EDK) Markedskraft (MAKDK) DANCOM FDR DONG Energy (DONG) Vattenfall (VF) Tabel 1 Danske aktører på FDR og FNR markederne. 4 Se Nordisk Systemdriftsaftale ( ) bilag 2 afsnit 4. Dok. 13/ /15

7 3.1 Afsætning af FDR Energinet.dk skal råde over cirka MW FDR. 5 Ifølge Nordisk systemdriftsaftale kan Energinet.dk placere en stor del af FDR på udlandsforbindelserne (cirka MW fordelt på Konti Skan, Kontek og Storebælt) ligesom en andel (typisk 33 MW) kunne købes i udlandet. Muligheden for at placere reserven på udlandsforbindelserne og for at købe en del i udlandet betød i praksis, at Energinet.dk stort set ikke efterspurgte FDR på det tidligere østdanske marked fra marts Indførelsen af det fælles marked ændrede således ikke på Energinet.dk s indkøb af FDR. På det fælles dansk/svenske marked efterspørges cirka 410 MW FDR. Der er ingen begrænsninger for, hvor mange MW de danske aktører kan byde ind på det fælles marked, så som udgangspunkt er afsætningsmulighederne for de danske aktører blevet meget større. Som vist i Figur 5 har de danske aktører i gennemsnit solgt 26,4 MW/time FDR på det fælles marked og da Energinet.dk stort set ikke købte FDR på det østdanske marked efter marts 2012, så har det fælles marked givet de danske markedsaktører en ny afsætningsmulighed. Samtidig er der nu indført reciprocitet, da Energinet.dk også tidligere købte FDR reserver i Sverige/Norge. De danske aktørers afsætning ligger i gennemsnit 7 MW/time under Energinet.dk s indkøb af cirka 33 MW på det fælles marked. Figur 5 Salg af FDR på fælles marked fordelt på danske aktører (MW/time). 5 Den samlede mængde FDR i ENTSO-E RG Nordic er den dimensionerende fejl (største atomkraftværk i drift) minus 200 MW og fordeles i forhold til de enkelte områders dimensionerende fejl. Energinet.dk's andel er bestemt af den største dimensionerende fejl i Østdanmark og fastlægges hver torsdag for den kommende uge. 6 Energinet.dk købte i gennemsnit 3 MW FDR på det østdanske marked i perioden aprilseptember 2012 det dækker over lange perioder, hvor der ikke er købt noget og kortere perioder, hvor der er købt MW, fordi reserven ikke har kunnet leveres via udlandsforbindelserne. Dok. 13/ /15

8 Det er stort set kun DONG Energy, som sælger FDR på det fælles marked, jævnfør Figur 5. DONG Energy har oplyst, at det større marked gør det muligt for DONG Energy at byde større mængder ind mængder, som ikke tidligere blev efterspurgt på det lille østdanske marked. Ved at hæve budstørrelsen har DONG Energy kunnet reducere enhedsprisen, da omkostningen ved at levere FDR via fjernvarmebortkobling (primært om vinteren) stort set er fast. Så vidt Energinet.dk har fået oplyst, så skyldes Vattenfalls fravær på markedet et mindre delhavari på Amagerværket, så værket ikke har været i stand til at levere FDR. FDR-leverancen fra Amagerværket kunne først genetableres, når anlægget tages ud til en større revision. Herudover kan det også have spillet ind, at Amagerværket har været sat til salg af Vattenfall, og at Vattenfall i forvejen er langt den største aktør på det svenske marked. De danske aktører har omsat for cirka 21 mio. kr. på det fælles marked for FDR dette er en omsætning, som de ellers ikke ville have haft, da Energinet.dk s allerede før indførelsen af det fælles marked som nævnt havde placeret stort set hele FDR efterspørgslen i udlandet eller på udlandsforbindelserne. 3.2 Afsætning af FNR Ifølge Nordisk Systemdriftsaftale skal Energinet.dk råde over 23 MW/time FNR, hvoraf Energinet.dk tidligere købte MW på det østdanske marked og 5-7 MW i Sverige eller Norge. 7 Med indførelsen af det fælles marked bliver alle 23 MW/time købt på den fælles auktion. På det fælles dansk/svenske marked efterspørges cirka 250 MW FNR. Ligesom for FDR er der ingen begrænsninger for, hvor mange MW de danske aktører kan byde ind på det fælles marked, så som udgangspunkt er afsætningsmulighederne for de danske aktører også her blevet meget større. De danske aktører har i gennemsnit solgt 16 MW/time FNR på det fælles marked, så målt i mængder er afsætningen faldet med gennemsnitlig 2 MW/time (se Figur 6). DONG Energy har øget afsætningen, mens afsætningen er faldet for Vattenfall, NEAS og EDK og den er stort set uændret for MAKDK og DANCOM. 7 Energinet.dk's andel af den samlede nordiske FNR er bestemt af forbruget i det Østdanske område i forhold til hele forbruget i ENTSO-E RG Nordic og fastlægges en gang årligt for et kalenderår. Dok. 13/ /15

9 Figur 6 Fordeling af salg af FDR på danske markedsaktører De danske aktører har omsat for cirka 30 mio. kr. på det fælles marked for FNR. Det er væsentligt lavere end deres omsætning på det tidligere østdanske marked, som var på cirka 150 mio. kr. i 2011 og på cirka 60 mio. kr. i januarseptember Faldet skyldes de meget lavere afregningspriser på det fælles marked i forhold til priserne på det tidligere østdanske marked, jævnfør Figur Harmonisering og udvikling af det fælles marked For at få indført et fælles dansk/svensk indkøb af frekvensstyrede reserver og for at kunne realisere de gevinster, som er beskrevet ovenfor, så var det fra dansk side nødvendigt at indgå på de vilkår, som var gældende på det tidligere svenske marked. Det indebar blandt andet, at energiafregningen ved aktivering af FNR skulle harmoniseres og at det kun var muligt at indgive symmetriske bud på FNR. Endvidere var det tidsmæssigt ikke muligt at få aftalt og implementeret en fair fordeling af de samlede omkostninger til indkøb af reserver mellem Svenska Kraftnät og Energinet.dk. Siden Energinet.dk tiltrådte det fælles marked har vi søgt at ændre på vilkårene i forhold til de punkter, hvor det var nødvendigt at indgå midlertidige kompromisser for at komme i gang. De enkelte punkter er beskrevet nedenfor. Det har dog været vanskeligere end forventet at få ændret disse vilkår. Det skyldes hovedsageligt, at godkendelsen af det fælles dansk-svenske indkøb i de nordiske ENTSO-E organer Nordic Operation Development (NOD) og Regional Nordic Group Plenary (RGN) blev meget langvarig og Svenska Kraftnät derfor ikke ønskede at udvikle markedet før den endelige godkendelse forelå. NOD/RGN skulle godkende, at Energinet.dk fik dispensation fra det generelle krav i Nordisk Systemdriftsaftale om, at 2/3 af alle reserve skal ligge i eget område (Sjælland). Der var bred enighed om, at de stærke elektriske forbindelser mellem Sjælland og Sydsverige gør det muligt at dele reserver i de to områder, men alligevel blev der i første omgang kun godkendt en testperiode frem til marts 2013, hvorefter forsøget skulle evalueres. Dok. 13/ /15

10 Selve godkendelsen blev langvarig, fordi Finland på den ene side ønskede at bruge sagen som løftestang for at afskaffe 2/3-reglen generelt, mens Norge på den anden side så en risiko for indestængte reserver i Norge og Sverige. Det fælles indkøb blev først godkendt i RGN den 25. september Endvidere blev godkendelsen ledsaget af et krav om, at Energinet.dk skal foretage modhandel på Øresund svarende til den mængde FNR, som købes i udlandet udover den 1/3, som det ifølge systemdriftsaftalen allerede er tilladt at placere uden for eget område. 4.1 Implementering af svensk afregningsmodel for energi Før indførelsen af fælles indkøb med Svenska Kraftnät var energibetalingen til aktører, som leverede FNR forskellig i de to lande. I Sverige får FNR leverandører opreguleringsprisen fra regulerkraftmarkedet, når FNR aktiveres som opregulering og de får nedreguleringsprisen, når FNR aktiveres som nedregulering. I Danmark blev energileverancer i forbindelse med aktiveringer af FNR afregnet som almindelige ubalancer. Det vil sige, at en aktør kunne risikere at få nedreguleringsprisen (som ligger under opreguleringsprisen) for en opregulering og modsat for en nedregulering. Samlet set var betalingen for aktivering af FNR lavere i Danmark end i Sverige. Energitilsynets metodegodkendelse var ledsaget af en betingelse om, at Energinet.dk skulle implementere den svenske model inden udgangen af Den svenske afregningsmodel blev implementeret ved opstarten af det fælles indkøb det vil sige pr. 3. oktober Energinet.dk har siden indførelsen af den nye energiafregning haft en nettoomkostning på 2,5 mio. kr. til energibetaling ved aktivering af FNR. Der har været en omkostning på 7,6 mio. kr. ved opregulering og en indtægt på 5,1 mio. kr. ved nedregulering. 4.2 Omkostningsfordeling Omkostningerne til det fælles svensk/danske indkøb af frekvensstyrede reserver bliver ikke fordelt proportionalt mellem Svenska kraftnät og Energinet.dk og de to parter har ikke indkøbt reserver på lige vilkår. For at komme i gang med det fælles indkøb var det nødvendigt at aftale en model, hvor Svenska Kraftnät opkøber alle reserverne (både fra danske og svenske leverandører) til pay-asbid priser og hvor Svenska Kraftnät efterfølgende sælger reserver videre til Energinet.dk til den marginale pris, der er opnået på auktionen før driftsdøgnet (D-1). Det betyder, at Energinet.dk betaler en højere pris end den, som danske leverandører får. Energinet.dk og Svenska Kraftnät er nu enige om, at fordelingen af omkostninger skal ændres fremadrettet, men forhandler fortsat om den ny aftale. I bedste fald bliver der tale om et egentligt fælles marked, hvor alle omkostninger deles proportionalt og alternativt bliver det en model, hvor hvert land får en form for fortrinsret til egne nationale bud. Energinet.dk foretrækker den første model, men Svenska Kraftnät ønsker ikke en model, som giver dem Dok. 13/ /15

11 et tab i forhold til dengang de havde deres eget marked ligesom de heller ikke ønsker en model hvor alle gevinsterne lander på dansk side. Med virkning fra 1. januar 2014 er en ny omkostningsfordeling trådt i kraft. Den indebærer, at Energinet.dk har fortrinsret til danske bud og køber disse til gennemsnitlig pay-as-bid pris, ligesom Svenska Kraftnät har fortrinsret til svenske bud. Energinet.dk køber eventuelle svenske bud til marginalpris på D-1 auktionen, hvis de danske bud alene ikke dækker Energinet.dk s efterspørgsel. 4.3 Mulighed for asymmetriske bud På grund af den langvarige sagsbehandling af godkendelsen i NOD/RGN er der endnu ikke foretaget en analyse af mulighederne for at indføre asymmetriske bud i det fælles dansk-svenske marked. Svenska Kraftnät ønskede som nævnt ikke at udvikle på markedet før den endelige godkendelse og i den efterfølgende periode har Energinet.dk prioriteret at få løst omkostningsfordelingen først. Den nuværende budstruktur kan udelukke danske aktører, som kun har mulighed for at indsende bud for enten op- eller nedregulering, hvis den balanceansvarlige aktør ikke har mulighed for at pulje forskellige leverandører. De danske aktører (NEAS og EDK), som benyttede sig af asymmetriske bud, har fået reducere deres gennemsnitlige afsætning fra 5,1 MW/time til 1,8 MW/time, jævnfør Figur 6. Energinet.dk vil arbejde videre for en model, hvor såvel symmetriske som asymmetriske bud kan indgå i optimeringsalgoritmen. Det nuværende svenske IT-system, som håndterer auktionerne, kan ikke håndtere asymmetriske bud. Svenska kraftnät vil derfor ikke være med til at inkludere asymmetriske bud, før der skal ske en udskiftning af det nuværende system. Dette forventes at skulle ske om et par år, men på nuværende tidspunkt er der ikke nogen konkret plan herfor. Derfor kan Energinet.dk på nuværende tidspunkt ikke oplyse om og hvornår muligheden for at indgive asymmetriske bud vil blive implementeret. 4.4 Modhandel NOD og RGN s godkendelse af det fælles indkøb betingede, at Energinet.dk skal sikre, at der er ledig kapacitet på Øresund og Snitt 4 til at transportere reserven fra Sverige til Danmark. Betingelsen gælder kun i de driftstimer, hvor Energinet.dk køber over en tredjedel af FNR-behovet i Sverige. Der skal således være kapacitet på forbindelsen til, at 2/3-reglen i realiteten er opfyldt. Energinet.dk sikrer den tilgængelige kapacitet ved modhandel. Energinet.dk s modhandel svarer til forskellen mellem Energinet.dk s 2/3-krav (16 MW FNR) og den mængde, som danske aktører har solgt på det fælles marked. Det svarer således til den mængde af reserver indeholdt i 2/3-kravet, som Energinet.dk nu køber i udlandet. Der foretages således ikke reduktioner i handelskapaciteterne på forbindelserne i forbindelse med det fælles indkøb. Modhandel er et instrument som Energinet.dk (og de øvrige nordiske systemansvarlige) generelt anvender for at sikre, at handelskapaciteten på udlandsforbindelserne er til stede jævnfør blandt andet Forskrift C2, afsnit og Nordisk systemdriftsaftale Bilag 7.6. Dok. 13/ /15

12 Figur 7 viser omfanget af modhandel på Øresund og Snitt 4 i perioden fra oktober 2012 til februar 2014 og Figur 8 viser, at modhandel har været taget i anvendelse i cirka 7-8 % af tiden. Energinet.dk har i perioden brugt cirka 2,1 mio. kr. på modhandel. Figur 7 Modhandel på Øresund og Snitt 4 i perioden oktober 2012 februar 2014 Figur 8 Varighedskurve for modhandel Dok. 13/ /15

13 Måned Omkostning til modhandel Hovedtotal Tabel 2 Energinet.dk s omkostninger til modhandel (i kr.) oktober 2012-februar 2014 Dok. 13/ /15

14 Bilag 1: FNR og FDR priser på timebasis Figur 9 FNR-priser på timebasis (rådighedsbetaling til danske aktører) (Kr./MW/time) Gennemsnit Maksimum Standardafvigelse FNR (Dansk marked) FNR (svensk marked) Tabel 3 FNR-priser på timebasis (rådighedsbetaling til danske aktører) Dok. 13/ /15

15 Figur 10 FDR-priser på timebasis (rådighedsbetaling til danske aktører) (Kr./MW/time) Gennemsnit Maksimum Standardafvigelse FDR (Dansk marked) FDR (svensk marked) Tabel 4 FDR-priser på timebasis (rådighedsbetaling til danske aktører) Dok. 13/ /15