Energinet.dk s anmeldelse af metode til indkøb af strategiske reserver i Østdanmark for perioderne 2016-18 og 2019-20

Punkt 6 Energitilsynets møde den 27. januar 2015 27/01/2015 ENGROS 14/06211 PCO/BLD/MDP Energinet.dk s anmeldelse af metode til indkøb af strategiske reserver i Østdanmark for perioderne 2016-18 og 2019-20 Resumé 1. Energitilsynet skal i den foreliggende sag tage stilling til Energinet.dk s anmeldelse af metode for indkøb af strategiske reserver i Østdanmark for perioderne 2016-2018 og 2019-2020. Formålet med indkøbet er at fastholde det nuværende niveau for forsyningssikkerhed. Sekretariatet for Energitilsynet Carl Jacobsens Vej 35 2500 Valby tlf. 41 71 54 00 mail post@energitilsynet.dk web www.energitilsynet.dk 2. Energinet.dk ønsker for perioden 2016-2018 at indkøbe 200 MW strategiske reserver, hvoraf de 20 MW kan være på særlige forbrugsvilkår. Behovet for perioden 2019-2020 er endnu ikke fastlagt. Energinet.dk vil indkøbe de strategiske reserver ved afholdelse af udbud. 3. Med den strategiske reserve ønsker Energinet.dk at fastholde forsyningssikkerheden ved at tilføre additionel kapacitet, dvs. ekstra kapacitet (fastholdt eller ny), når der ikke er tilstrækkelig kapacitet på markedet. Energinet.dk vil sikre, at der kun indkøbes additionel kapacitet ved at opsætte visse krav for deltagelse i udbuddet. Energinet.dk ønsker at udelukke værker, som kan modtage støtte i form af Grundbeløb 1, mens værker, som kan modtage støtte i form af Grundbeløb 2, tillades deltagelse i anden udbudsrunde efter nærmere fastsatte kriterier. 4. Grundbeløb 1 og Grundbeløb 2 er produktionsuafhængige tilskud, som en række decentrale kraftvarme værker kan få. Energinet.dk finder, at de decentrale kraftvarmeværker, som kan modtage Grundbeløb 2, alene må deltage i levering af strategiske reserver, hvis værkerne lever op til et af følgende kriterier: den installerede effekt skal minimum være 3 MW, eller Grundbeløb 2 støttebeløbet for 2019 udgør mindre end 60 pct. af de nødvendige omkostninger i 2019. De nødvendige omkostninger er omkostninger ved løbende at holde værket driftsklart. Side 1 af 94

5. Sekretariatet vurderer, at additionalitet for værker, der modtager Grundbeløb 2, ikke kan vurderes ud fra den absolut fastsatte grænse på 3 MW, idet denne ikke nødvendigvis sikrer ligebehandling af værker, der modtager Grundbeløb 2. Kriteriet, om at maksimalt 60 pct. af et værks faktiske nødvendige omkostninger må dækkes af den faktiske støtte, virker rimelig, og sekretariatet finder ikke grundlag for at anfægte metoden eller den fastsatte grænse. Sekretariatet vurderer endvidere, at værker, der modtager Grundbeløb 2, skal kunne deltage i udbuddet om strategiske reserver i første udbudsrunde, idet det ikke kan afvises, at visse værker, der modtager Grundbeløb 2, kan opfylde kriteriet om additionalitet allerede for perioden 2016-2018. 6. Sekretariatet finder, at værker, der modtager Grundbeløb 1, skal kunne deltage i de strategiske reserver, hvis de kan dokumentere, at de lever op til samme krav, som er opsat for værker, der modtager Grundbeløb 2. Sekretariatet lægger vægt på, at der efter det oplyste ikke er grundlag for at behandle værker, der modtager de to typer Grundbeløb forskelligt. Afgørelsen indebærer, at alle værker, som modtager Grundbeløb, kan deltage i begge udbud, såfremt de i henhold til 60 pct.-reglen kan dokumentere additionalitet. 7. Op til 20 MW kan indkøbes på særligt lempelige forbrugsvilkår. Efter sekretariatets opfattelse fremstår denne forskelsbehandling mellem forbrug og produktion saglig og rimelig i den foreliggende sag, særligt af hensyn til markedslæring omkring forbrugsfleksibilitet. 8. SET finder det overordnet set rimligt, at der indføres en tilbagebetalingsklausul i udbuddet. 9. Afslutningsvist bemærkes det, at sekretariatet, på baggrund af det oplyste, i øvrigt finder metoder og vilkår for indkøbet af strategiske reserver rimelige og i overensstemmelse med elforsyningslovens regler. Side 2 af 94

Afgørelse 10. Energitilsynet har på baggrund af vedlagte sagsfremstilling og vurdering truffet afgørelse om følgende: Energitilsynet godkender Energinet.dk s anmeldelse af metode for indkøb af strategiske reserver i Østdanmark for perioderne 2016-2018 og 2019-2020, jf. elforsyningslovens 73 a, stk. 1. 11. Afgørelsen træffes på følgende vilkår: At værker, som kan modtage Grundbeløb 1 og 2, skal have mulighed for at deltage i begge udbudsrunder, hvis de kan dokumentere, at værkets støtte ikke udgør mere end 60 pct. af værkets nødvendige omkostninger. Det indebærer, at Energitilsynets godkendelse ikke omfatter den generelle udelukkelse af værker, som kan modtage Grundbeløb 1, eller den absolut fastsatte grænse på 3 MW installeret effekt som kriterium for, at værker, der modtager Grundbeløb 2, er additionelle. At alle indtægter Energinet.dk har i forbindelse med indkøbet af strategiske reserver, herunder eventuelle bodsbetalinger, skal indgå i det samlede regnskab for den strategiske reserve og medvirke til at sænke den totale omkostning. 12. Afgørelsen vedrører alene metoden for indkøbet af de strategiske reserver. Indkøbet kan kræve andre myndighedsgodkendelser, herunder at Energistyrelsen godkender Energinet.dk s indkøb af strategiske reserver i henhold til elforsyningslovens 27 d, stk. 2, samt at EU- Kommissionen godkender eventuelle statsstøtteforhold. Sekretariatet for Energitilsynet skal orienteres om ændringer i de anmeldte metoder, som foretages i henhold til betingelser for disse godkendelser, med henblik på en vurdering af, om ændringerne medfører et behov for en fornyet godkendelse. Side 3 af 94

Sagsfremstilling Indledning 13. I den foreliggende sag anmodes Energitilsynet om at godkende metoderne for Energinet.dk s planlagte indkøb af strategiske reserver. Formålet med den strategiske reserve er at fastholde det nuværende niveau for forsyningssikkerhed i Østdanmark. 14. Energinet.dk anmeldte den 29. august 2014 i henhold til Elforsyningslovens (EFL) 1 73 a, en metode for indkøb af strategiske reserver i Østdanmark for perioden 2016-20. Sekretariatet for Energitilsynet (SET) har i forbindelse med sagsbehandlingen afholdt en høring af metodeanmeldelsen. SET anmodede i forlængelse af høringen Energinet.dk om yderligere oplysninger, herunder svar på en række spørgsmål. 15. Energinet.dk valgte efterfølgende at fremsende en ny anmeldelse af metode til indkøb af strategiske reserver i Østdanmark for perioderne 2016-18 og 2019-20. Energitilsynet modtog den endelige metodeanmeldelse den 14. november 2014 (se metodeanmeldelsen i sin helhed i bilag 1). Energinet.dk har herefter fremsendt svar på yderligere spørgsmål den 23. november 2014, korrektionspapir af den 1. december 2014, samt notat af 4. december 2014 om støtteordninger for decentrale k/v anlæg og nødvendige omkostninger til at være driftsklar. Energinet.dk har endvidere på SET s forespørgsel fremsendt yderligere datamateriale (grafer)den 9. december 2014. Endelig har Energinet.dk udarbejdet notat af den 6. januar 2015 om forbrugssidens deltagelse i indtradaymarkedet. Disse papirer vedlægges som henholdsvis bilag 2, 3, 4, 5 og 6. 16. Energinet.dk forventer, at de faste omkostninger forbundet med finansieringen af strategiske reserve vil udgøre mellem [XX] og [XX] DKK om året. 17. Energinet.dk s indkøb af strategiske reserver kan betegnes som et indkøb af reservekapacitet, som tilvejebringes via en indgriben i markedet af hensyn til forsyningssikkerheden. Hjemlen herfor findes i EFL 27 d, stk. 2. Det følger af bestemmelsen, at klima-, energi- og bygningsministeren kan fastsætte nærmere regler om, at Energinet.dk skal iværksætte nærmere givne foranstaltninger, som er nødvendige for forsyningssikkerheden. Disse foranstaltninger skal, efter stk. 3 i samme bestemmelse, godkendes af ministeren. 1 Lovbekendtgørelse nr. 1329 af 25. november 2013, som senest ændret ved lov nr. 633 af 16. juni 2014. Side 4 af 94

18. Energistyrelsen har på den baggrund udarbejdet bekendtgørelse nr. 1296 af 10/12/2014 om foranstaltninger til opretholdelse af elforsyningssikkerheden. Det følger heraf, at Energinet.dk skal ansøge Energistyrelsen om tilladelse til at iværksætte nærmere angivne foranstaltninger, hvilket i dette tilfælde er indkøb af strategiske reserver. Energinet.dk skal herefter sende en ansøgning til Energistyrelsen. Energistyrelsen skal godkende, om der er grundlag for at iværksætte disse foranstaltninger af hensyn til forsyningssikkerheden. 19. Energistyrelsen har endnu ikke godkendt Energinet.dk s indkøb af strategiske reserver, og det fulde hjemmelsgrundlag for Energinet.dk s indkøb af strategiske reserver foreligger derfor endnu ikke. 2 Vurderingen, af om hensynet til forsyningssikkerheden i tilstrækkelig grad begrunder indkøbet af strategiske reserver, er derfor ikke tilvejebragt. Det fremgår af Energistyrelsens høringssvar af 21. august 2014 til Energinet.dk s konceptpapir for modellen for indkøb af strategiske reserver, at Energistyrelsen har vurderet, at udbuddet godt kan iværksættes, før indkøbet er godkendt af styrelsen. 20. Sagen indeholder eventuelt også et statsstøtte-element. For at få retlig klarhed herover vil Energistyrelsen efter det oplyste notificere EU-Kommissionen om indkøbet med en principal påstand om, at der ikke er tale om statsstøtte, og en subsidiær påstand om at der er tale om lovlig statsstøtte. Efter det oplyste forventes det, at EU-Kommissionen vil blive notificeret primo 2015. 21. I denne sag tages alene stilling til metoden for Energinet.dk s indkøb af strategiske reserver, idet Energistyrelsen godkender grundlaget for og størrelsen af Energinet.dk s indkøb af strategiske reserver, og EU- Kommissionen accepterer eller godkender eventuelle foranstaltninger, der notificeres efter statsstøtte-reglerne. Energitilsynets godkendelse af metodeanmeldelsen sker under forudsætning af, at disse godkendelser opnås. 22. På den baggrund anmodes Energitilsynet derfor ikke om at vurdere og godkende, om Energinet.dk kan indkøbe strategiske reserver, herunder antallet af MW, men alene om at godkende metoden for Energinet.dk s indkøb af strategiske reserver. 23. Sagen har en vis international betydning, idet der reelt er tale om en indgriben i det frie marked. Denne indgriben kan blandt andet forvride investeringssignaler og kan potentielt påvirke det indre marked for energi, særligt de danske nabolande. SET vil med henblik herpå, i relevant omfang, inddrage Kommissionens og ACER s (Agency for the Co- 2 Efter det oplyste forventes denne proces igangsat i løbet af januar 2015. Side 5 af 94

operation of Energy Regulators) vurderinger af, hvilke hensyn der bør tages ved en indgriben i markedet, således at indgrebet forvrider markedet mindst muligt. Energinet.dk s første anmeldelse har endvidere været sendt i høring blandt de nordiske regulatorer, de omkringliggende TSO er og den tyske regulator Bundesnetzagentur. 24. Sagens fremstilling er struktureret således, at den relevante baggrundsviden først præsenteres, dernæst beskrives metoden i indkøbet, hvorefter erfaringer fra udlandet samt internationale forhold gennemgås. Slutteligt behandles høringssvarene. Side 6 af 94

Tabel 1: Anvendte forkortelser og begreber Forkortelse/begreb Forklaring Additionalitet Afkortning på markedet Balanceansvarlig Combined cycle DE DK2 ENS Forsyningskæde/forsyningslinje Intraday markedet Lazy bidders Maksimal effekt fra forsyningskæden/ maksimumseffekt Maksimalpris Princip, som skal sikre, at der reelt tilføres mere kapacitet til markedet, og ikke blot overflyttes kapacitet fra spotmarkedet til reserven. Afkortning sker, når efterspørgslen på Nord Pool Spot (NPS) er større end udbuddet, så markedet ikke kan cleare. Afkortning kan principielt også ske, hvis udbuddet er større end efterspørgslen, men denne situation er ikke relevant for denne sag. Aktør, der er økonomisk ansvarlig for ubalancer i forbrug, produktion eller handel, og har indgået aftale herom med Energinet.dk. Et combined cycle anlæg kan bestå af to forsyningslinjer, hvor den ene linje er en gasturbine, som driver en generator med indfyring af naturgas, mens den anden linje består af en dampturbine, som driver en generator med indfyring af brændsel i en kedel. Udstødningsgassen fra gasturbinen kan sammen med kedlen benyttes til at producere damp til brug i dampturbinen. De to forsyningskæder kan have hver sin generator eller dele generator. En forkortelse for Tyskland. En forkortelse for det ene af de to budområder i Danmark, hvor NPS skelner mellem DK1 (Vestdanmark; Jylland) og DK2 (Østdanmark; Fyn og Sjælland), når de skal danne priskryds. En forkortelse for Energistyrelsen. Kæden/linjen i et kraftværk der går fra indfyring af brændslet til enten en gasturbine, forbrændingsmotor, eller en kedel/dampturbine. Altså forsyner forsyningslinjen eksempelvis gasturbinen med naturgas. Den handel, som finder sted i selve driftsdøgnet, når day-ahead (spot) markedet er lukket. Et udtryk for producenter (/forbruger) der har kapacitet tilovers, som de ikke har budt ind i markedet. Den mængde el, som maksimalt kan produceres i en periode på en time fra en bestemt forsyningskæde På Nord Pool Spot opereres der med en maksimalpris og en minimumspris, og det betyder, at Side 7 af 94

NPS PSO-tariffen Regulerkraftmarkedet SE4 SET Spotmarkedet Strategisk reserve Systemtariffen markedsprisen skal ligge indenfor dette spænd. Markedsdeltagere kan ikke byde over maksimalprisen eller under minimumsprisen. Maksimalprisen er i dag 3.000/MWh. I regulerkraftmarkedet opereres der også med en maksimalpris, denne er fastsat til 5.000/MWh. En forkortelse for Nord Pool Spot, som er en elbørs for handel af el i de nordiske og baltiske lande. PSO-tariffen dækker omkostninger til offentlige forpligtigelser, der er pålagt Energinet.dk gennem EFL. Omkostningerne består af tilskud til og nettilslutninger af miljøvenlig el-produktion, forskning og udvikling i miljøvenlig el-produktion og øvrige poster. I regulerkraftmarkedet indkøber Energinet.dk (som eneste køber) el gennem op og nedregulering af anlæg/forbrug for at fjerne ubalancer i elsystemet. Regulerkraft er kapacitet, som aktørerne tilbyder Energinet.dk i selve driftsdøgnet. En forkortelse for det ene af de 4 budområder i Sverige. SE4 er Sydsverige. Er en forkortelse for Sekretariatet for Energitilsynet. Spotmarkedet, også kaldet day-ahead markedet, er et af markederne på NPS, hvor aktører kan købe og sælge el frem til kl. 12.00 dagen før driftstimen. Én ud af flere kapacitetsmekanismer. Mere specifikt er det produktions- eller forbrugsressourcer, som mod særlig betaling udtages af markedet og reserveres af hensyn til forsyningssikkerhed. Systemtariffen dækker Energinet.dk's omkostninger til at sikre forsyningssikkerheden og systemets drift samt et velfungerende elmarked. Side 8 af 94

Energinet.dk s indkøb af systemydelser i Danmark 25. Energinet.dk ejer og driver transmissionssystemet for el og naturgas i Danmark. Energinet.dk har det overordnede ansvar for den danske transmission af el og gas, ligesom Energinet.dk har systemansvaret samt ansvaret for forsyningssikkerheden, jf. EFL 27 a. Energinet.dk er en selvstændig offentlig virksomhed ejet af den danske stat ved Klima-, Energi- og Bygningsministeriet. 26. Energitilsynet skal i medfør af EFL 73 a, godkende Energinet.dk s metoder for fastsættelse af priser og vilkår, inden priser og vilkår kan træde i kraft. Formålet hermed er at sikre, at metoderne er i overensstemmelse med loven. System og aktører i elmarkedet 27. I el-systemet skal der altid være balance mellem elproduktion og elforbrug. Ændringer i forbruget og forstyrrelser på produktionsanlæg, som f.eks. produktionsudfald, påvirker balancen i systemet. Pludselige ubalancer kan gøre eltransmissionssystemet ustabilt og i yderste konsekvens få det til at bryde sammen. 28. Kort forklaret kan elmarkedet opdeles i tre overordnede markeder: day-ahead, intraday og regulerkraftmarkedet. Day-ahead markedet (også kaldet el-spotmarkedet) er kommerciel handel af elektricitet, som foregår på den nordiske el-børs Nord Pool Spot (NPS) frem til kl. 12 dagen før driftsdøgnet, hvorefter der beregnes priser for alle driftstimer for det kommende døgn. Intraday markedet er kommerciel handel, som foregår fra 2 timer før driftstimen og indtil 45 minutter før driftstimen. 29. Alle aktører kan handle i day-ahead og intraday markedet. Regulerkraftmarkedet er derimod et marked, som kun Energinet.dk kan købe i (single-buyer-marked) for rent fysisk at sikre balance. Regulerkraft markedet starter 1 time før driftstimen og lukker 45 minutter før driftstimen. 30. Energinet.dk har ansvaret for balancen i det overordnede elsystem, og for at dække opståede ubalancer indkøber Energinet.dk systemydelser ved at indgå aftaler med producenter og forbrugere til op- og nedregulering af produktion og/eller forbrug. Systemydelser opdeles i hovedgrupper, der bl.a. adskiller sig ved, hvor hurtigt ydelsen skal kunne aktiveres. Markederne for indkøb af systemydelser i Østdanmark 31. Ved mindre udsving i den normale drift sørger Energinet.dk for at balancere systemet ved at købe op- eller nedregulering på reguler- Side 9 af 94

kraftmarkedet. For at kunne håndtere større ubalancer, pga. fx udfald af det største produktionsanlæg eller en udenlandsforbindelse, har Energinet.dk indgået såkaldte reserveaftaler på reservemarkedet. Disse aftaler indebærer, at aktører får en rådighedsbetaling for at stå til rådighed og for at lægge bud ind på regulerkraftmarkedet. Reserveaftalerne skal sikre, at der altid er nok reserver til rådighed på regulerkraftmarkedet til, at kunne dække større udfald. Regulerkraftmarkedet bygger ikke på en præmis om additionalitet modsat strategiske reserver, hvor additionalitetsprincippet netop er af afgørende betydning for deltagelse i den strategiske reserve. Se nærmere under punkt 77 og frem. 32. Energinet.dk afholder et nyt udbud af de manuelle reserver i Østdanmark i regulerkraftmarkedet i 2020. Udbuddet af de manuelle reserver i Østdanmark for perioden 2016-2020 blev afholdt i foråret 2014. 33. Den foreliggende sag handler om en særlig situation, der ligger uden for Energinet.dk s gængse indkøb af systemydelser, nemlig den situation hvor Energinet.dk vælger at introducere en særlig mekanisme, der skal sikre tilstedeværelsen af en given kapacitet benævnt strategiske reserver. Denne mekanisme skal blandt andet sikre, at de manuelle reserver i højere grad er til rådighed for uforudsete hændelser i selve driftstimen i overensstemmelse med deres formål. Side 10 af 94

Energinet.dk s anmeldelse af metode for indkøb af strategiske reserver 34. Det fremgår af Energinet.dk s anmeldelse af 14. november 2014, at Energinet.dk ønsker at indkøbe 200 MW strategiske reserver i Østdanmark via et offentligt udbud for perioden 1. januar 2016 til 31. december 2018. Det første udbud for perioden 1. januar 2016 til 31. december 2018 forventes gennemført i første halvdel af 2015. Det er endnu ikke fastlagt, hvor stort behovet er for perioden fra 1. januar 2019 til 31. december 2020. Energinet.dk forventer at afklare dette senest ultimo 2017. 35. Energinet.dk anfører, at formålet med indkøbet først og fremmest er at fastholde det nuværende forsyningssikkerhedsniveau og herunder særligt at sikre effekttilstrækkelighed i Østdanmark. Som et led heri har de strategiske reserver til formål at friholde de manuelle reserver for aktivering i situationer, hvor der ikke kan nås balance mellem udbud og efterspørgsel på day-ahead markedet på Nord Pool Spot. 36. Det bemærkes indledningsvist, at strategiske reserver påtænkes at skulle fungere sideløbende med de såkaldte 2nd auctions, såfremt sidstnævnte indføres for Danmark på NPS. Se nærmere under punkt 189 191. De overordnede principper for Energinet.dk s model for indkøb af strategiske reserver 37. Formålet med de valgte metoder for indkøb af de strategiske reserver er ifølge Energinet.dk at fastholde ikke rentabel produktionskapacitet, eksempelvis blokke, som ikke har en tilpas stor indtjening til at ville blive på markedet i Østdanmark på sigt. Målsætningen er, at helt nye kraftværksblokke eller blokke, som ikke er rentable, udvælges til at levere strategiske reserver. Altså købes der additionel kapacitet, således at der kommer mere elproduktionskapacitet i markedet, end der ville have været uden indkøbet af de strategiske reserver. 38. En del af reserven kan udgøres af forbrug, som afstår fra at forbruge, når prisen ved NPS når et bestemt niveau. For forbrugssiden er hensigten derfor at give et incitament til, at forbrugsressourcer bydes prisfleksibelt ind som strategiske reserver. Det betyder, at deltagende forbrugere afgiver et bud, der afspejler, at de vil ophøre med at forbruge, hvis prisen bliver tilpas høj. Målsætningen er at gøre prisufleksible forbrugsressourcer 3 prisfleksible og dermed købe additionel kapacitet, 3 Forbrugere som vil forbruge, uanset hvor høj prisen bliver. Side 11 af 94

forstået på den måde at forbrugere som vil forbruge uanset pris, i stedet stopper med at forbruge, hvis et tilpas højt prisniveau nås. 39. Produktions- og forbrugsressourcer, der deltager som strategiske reserver, modtager en særlig trekomponentbetaling bestående af; rådighedsbetaling, start/stop omkostninger og variable produktionsomkostninger. 40. Rådighedsbetalingen afholdes uanset aktivering i henhold til aktørernes bud, og de variable omkostninger (start/stop og variabel produktionsomkostninger) afregnes i forbindelse med aktivering efter de variable omkostninger i aktørernes bud. 41. For at sikre additionalitet for produktion indebærer de anmeldte metoder, at produktion, som deltager i den strategiske reserve, afskæres fra det konkurrenceudsatte marked og øremærkes til Energinet.dk s anvendelse i spotmarkedet. Herudover er der krav om, at deltagende værker ikke må oppebære et såkaldt Grundebeløb 1, hvilket forklares nærmere under punkt 82 92. 42. For at sikre additionalitet i forbrug indebærer de anmeldte metoder, at forbrugsressourcer, som deltager i den strategiske reserve, forpligter sig til at byde prisfleksibelt ind i spotmarkedet til priser lige under markedets maksimalpris (3.000 /MWh 4 ) nemlig mellem 2.999,8 2999,9 /MWh. Således vil forbrugeren forbruge ved en pris på 2.999,8 /MWh, men ikke hvis prisen når 2.999,9 /MWh. 43. Energinet.dk skriver i anmeldelsen, at strategiske reserver er et markedsindgribende tiltag, da reserven ikke ville blive indført i et elsystem udelukkende baseret på kommercielle beslutninger. Energinet.dk anfører derfor, at modellen er søgt udformet, så eventuel negativ indvirken på den økonomiske effektivitet i spotmarkedet minimeres. 44. Energinet.dk skelner mellem incitamenter til drift (kort sigt) og incitamenter til investeringer (lang sigt) for henholdsvis produktion og forbrug. 45. For produktion fremgår følgende af anmeldelsen: Kort sigt: Som følge af høj budpris aktiveres reserven som sidste ressource og vil derfor aldrig påvirke udbudskurven. Lang sigt: Prisen i markedet er den samme med og uden den strategiske reserve; bliver den strategiske reserve aktiveret 4 3.000 /MWh er maksimalprisen ved NPS. I regulerkraftmarkedet er der en anden maksimalpris på 5.000 /MWh Side 12 af 94

er prisen 3.000 /MWh, eksisterer den strategiske reserve omvendt ikke, vil prisen alligevel ramme loftsprisen 3.000 /MWh, da der er tale om en afkortningssituation. Den strategiske reserve indvirker derfor ikke på antallet af timer med høje priser. Da investeringerne skal forrentes i de selv samme timer, vil investeringsincitamentet ikke blive påvirket af, om den strategiske reserve er til stede eller ej. 46. For forbrug fremgår følgende af anmeldelsen: Kort sigt: Forslaget forventes kun at have begrænset virkning på prisdannelsen. De aktører, som vil deltage i den strategiske reserve, er i dag prisufleksible. Prisloftet på NPS betyder, at prisfleksibilitet over maksimalprisen ikke er til stede, og introduktion af strategiske reserver kan aktivere denne prisfleksibilitet. Lang sigt: Forslaget forventes ikke at have negativ betydning for investeringer i elforbrugende udstyr, da forslaget isoleret set ikke genererer nyt elforbrug. Budgivning på NPS og strategiske reserver 47. Strategiske reserver aktiveres for at undgå afkortning, når NPS ikke kan danne priskryds. Det sker typisk, når systemet er presset, dvs. når forbruget er højt samtidig med, at indføring af vind- og solenergi er lav, og når leverancen fra udlandet er begrænset. Altså aktiveres strategiske reserver, når forbruget er større end produktionen. 48. Når udbuddet i et givet prisområde ikke svarer til efterspørgslen, kan NPS ikke beregne en områdepris (udbudskurven og efterspørgselskurven har ikke et skæringspunkt). I den situation vil NPS udmelde initial afkortning på et antal MW. 49. Konsekvensen ved afkortning er, at NPS afkorter efterspørgselsbuddene pro rata, således at udbud og efterspørgsel igen matcher hinanden. 50. Forbrug kan dog helt lavpraktisk ikke afkortes, da elhandlerne pt. ikke kan reducere de enkelte kunders elforbrug. Det betyder i praksis, at Energinet.dk går til driftstimen med en forventet ubalance, og at Energinet.dk anvender regulerkraftmarkedet til at balancere udbud og efterspørgsel. 51. Aktivering på udbudssiden (produktionssiden) sker ved, at NPS identificerer et behov for afkortning af efterspørgslen (initial afkort- Side 13 af 94

ning) efter første prisberegning. I næste prisberegning inkluderes de strategiske reserver til maksimalprisen 3.000 /MWh, således at gabet mellem udbud og efterspørgsel reduceres med op til 200 MW, jf. figur 2. Det faktiske antal aktiverede MW afhænger af gabets størrelse. Således aktiveres der netop kun det antal MW, som der er behov for i den pågældende time. Energinet.dk s ansvar i forbindelse med aktivering af produktion er at udpege de reserver, som skal aktiveres. 52. Figur 2 viser mere præcist, at udbuddet i denne situation ikke er tilstrækkeligt til at skabe et priskryds mellem udbuds- og efterspørgselskurven. For at skabe priskryds aktiveres 200 MW produktion i den strategiske reserve til loftsprisen 3.000 /MWh, hvilket gør det muligt at skabe priskrydset. Figur 2: Illustration af strategiske reserver (på produktionssiden) i spotmarkedet Kilde: Energinet.dk 53. Aktiveringen af efterspørgselssiden (forbrugssiden) adskiller sig fra produktionssiden, idet der er tale om forbrug, som allerede er tilstede i spotmarkedet. Det vil sige, at forbrugssiden automatisk aktiveres ved første prisberegning inden den initiale afkortning. Energinet.dk s forsøg på at aktivere prisufleksible forbrugere sker ved, at de prisufleksible forbrugere byder prisfleksibelt ind i spotmarkedet til den aftalte mængde. Til prisen 2.999,8 /MWh køber forbrugerne som normalt, mens de ved 2.999,9 /MWh reducerer deres forbrug med den aftalte mængde. 54. Af figur 3 fremgår det, at udbudskurven ved initial afkortning ikke vil kunne nå efterspørgsel-1 kurven. Ved prisen 2.999,9 /MWh redu- Side 14 af 94

cerer forbrugsressourcerne deres forbrug (maksimalt deltagende forbrug er 20 MW), således at der kan dannes en markedspris ved priskrydset mellem udbudskurven og efterspørgsel-2 kurven. 55. Det er ikke sikkert, at den initiale afkortning kun er 20 MW som vist i figur 3 ovenfor. Er den initiale afkortning større end 20 MW, vil produktionsressourcerne også blive aktiveret. Figur 3 5 : Illustration af strategiske reserver (på forbrugssiden) i spotmarkedet. Kilde: SET 5 Bemærk: Figuren er et illustrativt eksempel på, at en mindre efterspørgsel parallelforskyder efterspørgselskurven (til venstre), således at markedet kan cleare. Side 15 af 94

Energinet.dk s vurdering af behovet for indkøb af strategiske reserver 56. Det fremgår af Energinet.dk s anmeldelse, at Energinet.dk vurderer, at der er behov for strategiske reserver for at opretholde det nuværende niveau for forsyningssikkerheden. 57. Energinet.dk oplyser, at de overvejende årsager til behovet for de strategiske reserver er: lukning af gamle centrale kraftværker/erstatning af anlæg med lavere elkapacitet, mindre stigning i elforbrug samt udløb af Grundbeløb for størstedelen af de decentrale kraftvarmeværker, som efter 2018 forventes at reducere elkapaciteten på de decentrale kraftvarmeværker. 58. Energinet.dk s målsætning for forsyningssikkerheden er, at mangel på energi over en årrække ikke må overstige det østdanske 2013- niveau, som svarer til 5 afbrudsminutter per år for en gennemsnitsforbruger. 59. Energinet.dk har udarbejdet figur 4, som giver et overblik over manglen på energi frem mod 2020, hvis Energinet.dk skal leve op til målsætningen. Opgørelsen er lavet på baggrund af simuleringsresultater i FSI-modellen (beregningsmodellen). Figur 4: Forventet behov for strategiske reserver frem mod 2020 med og uden idriftsættelse af Kriegers Flak interkonnektoren i slutningen af 2018. Kilde: Energinet.dk Side 16 af 94

60. På baggrund af figur 4 vurderer Energinet.dk, at behovet for strategiske reserver er op til 200 MW for perioden 2016-2018 (behovet er stigende i denne periode, men forventes at falde fra 2019 med idriftsættelsen af Krigers Flak DC se de røde søjler). Energinet.dk forventer, at behovet for at aktivere den strategiske reserve vil forekomme gennemsnitlig 5 timer om året. Side 17 af 94

Udbud af strategiske reserver 61. Energinet.dk ønsker at indkøbe strategiske reserver gennem to udbud, et på 200 MW for perioden 2016-2018 og et på en endnu ikke fastlagt mængde for perioden 2019-2020, hvis der vurderes at være behov herfor. Krav til bud i forbindelse med levering af strategiske reserver 62. Energinet.dk har opsat visse krav til buddene for de markedsaktører, der ønsker at levere strategiske reserver. 63. Der stilles krav om bud i hele forsyningslinjer, og buddene skal overordnet set have en minimumsstørrelse på 0,1 MW svarende til minimumsbudstørrelsen på Nord Pool Spot. Herudover er det kun ressourcer fysisk beliggende på Sjælland, der kan deltage i udbuddet, da behovet, der skal dækkes, også er et behov for rent fysisk at kunne afhjælpe effektsituationen på Sjælland. Det betyder, at værker på Bornholm, som ellers er en del af prisområdet Østdanmark, ikke kan deltage. 64. Markedsaktører skal ifølge Energinet.dk herudover fremsende bud med udgangspunkt i de omkostninger, der er forbundet med levering af de strategiske reserver. Omkostningerne skal opgøres på faste og variable omkostninger, som yderligere kan opdeles i følgende tre kategorier: Krav til oplysning om faste omkostninger Rådighedsbetaling. Aktøren skal i budgivningen fastsætte en betaling for at stå til rådighed i DKK per år for perioden 2016-18, samt angive det antal MW som stilles til rådighed. Betalingen skal afholdes, uanset om aktøren aktiveres. Krav til variable omkostninger Start/stop omkostning. Aktøren skal i budgivningen angive omkostninger i DKK ved at starte reserven eller afbryde reserven. Betalingen skal kun afholdes, hvis aktøren aktiveres, og der tillades kun én daglig betaling af start/stop omkostninger. Variable produktionsomkostninger. Aktøren skal i budgivningen oplyse variable produktionsomkostninger afhængigt af leverede MWh i DKK. Denne omkostningspost vil primært dække brændsel. Produktionsomkostningen kan justeres én gang årligt som følge af ændringer i brændselspriserne. Betalingen skal kun afholdes, hvis aktøren aktiveres. Side 18 af 94

65. For at kunne sammenligne de indkomne bud, beregner Energinet.dk ved udvælgelsen de forventede årlige variable produktionsomkostninger ud fra et estimat af sandsynligheden for aktivering af reserven. Energinet.dk forventer i gennemsnit 5 aktiveringstimer om året. Hvorvidt timerne er sammenhængende, kan Energinet.dk ikke estimere. 66. Energinet.dk opgør den forventede årlige omkostning per aktør på følgende vis: BBBBBBBBBBBBBB ffffff aaaaaaørr NNNN (1) = årrrrrrrr rråddddddheeeeeeeeeeeeeeeeeeeeee + ffffffffffffffffffff aaaaaaaaaa årrrrrrrrrr ssssssssss/ssssssss ssssssssss/ssssssss oooooo. + ffffffffffffffffffff antal årlige aaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaammmmmm vvvvvv. oooooo. MMMM 67. Den årlige rådighedsbetaling i ligning (1) er den faste omkostning per år for den tilbudte kapacitet, og leddet (forventede antal årlige start/stop * start/stop omkostning + forventede antal årlige aktiveringstimer * var. omk. * X MW) er den forventede, årlige, totale variable produktionsomkostning ved fuld aktivering af den tilbudte mængde i relevante timer. Energinet.dk s udvælgelsesproces 68. Af Energinet.dk s anmeldelse fremgår det, at markedsaktørerne vil blive udvalgt efter omkostningerne i markedsaktørernes individuelle bud. 69. Energinet.dk tager udgangspunkt i ovenstående ligning (1), når buddene skal udvælges. 70. Ifølge Energinet.dk sker udvælgelsen af bud med udgangspunkt i den sammensætning, som samlet set medfører de laveste (samfundsøkonomiske) omkostninger til reserven. Under sammensætningen kan eksempelvis de billigste aktører per enhed (kr./mwh) blive fravalgt, hvis denne sammensætning nødvendiggør valg af relativt dyrere aktører for at nå 200 MW. Det er således ikke nødvendigvis de billigste aktører per enhed (kr./mwh), der vil blive valgt. 71. Energinet.dk har i selskabets anmeldelse (tabel 2) konstrueret et taleksempel på forskellige budpriser. I nedenstående tilfælde har aktørerne A til I samlet set givet bud på i alt 268 MW. 72. Budprisen tt ii for aktør i er i tabel 2 beregnet på følgende måde tt ii = yy ii qq ii + zz ii + 5 pp ii qq ii i 1.000 kr., hvor 5 henviser til det forventede gennemsnitlige antal aktiveringstimer om året. Tabel 2 er opdelt i henholdsvis produktions- og forbrugsenheder. Side 19 af 94

Tabel 2: Taleksempel på budpris qq ii - yy ii - Total Rådighedsbetaling Parameter effekt (MW) (DKK/MWh) zz ii - Start/stop omk. (DKK /år) pp ii - Variable omk. (DKK/MWh) tt ii - Budprisen (1.000 DKK) A 90 150.000 100.000 600 13.870 B 50 180.000 90.000 650 9.253 C 40 200.000 50.000 550 8.160 Produktion D 30 100.000 30.000 750 3.143 E 25 140.000 25.000 700 3.613 F 15 80.000 25.000 900 1.293 G 8 27.000 15.000 3.200 359 Forbrug H 6 30.000 10.000 3.500 295 I 4 42.000 4.000 4.000 252 Kilde: Energinet.dk 73. Energinet.dk angiver i anmeldelsen et eksempel for, hvordan selskabet vil udvælge bud og opstiller de, efter selskabets opfattelse, relevante kombinationer af bud i tabel 3. I tabel 3 foretrækkes kombinationen A+C+D+E+G+H+I, da denne kombination har den laveste årlige forventede omkostning ved 200 MW (29,7 mio. kr.) i forhold til andre bud. Tabel 3: Eksempel på kombinationer af bud Kombination Total effekt (MW) Omkostning (1.000 DKK) A+B+C+D 0 34.425 B+C+D+E+F+G+H+I 178 26.366 A+B+C+F+H 201 32.870 A+C+D+E+F 200 30.078 A+C+D+E+G+H+I 203 29.691 Kilde: Energinet.dk 74. Kombinationen A+C+D+E+G+H+I udvælges, fordi omkostningerne er ca. 400.000 DKK billigere årligt end næst-billigste alternativ A+C+D+E+F og 3,2 mio. DKK billigere end A+B+C+F+H. 75. Energinet.dk har yderligere specificeret, hvordan fastsættelsen af den præcise mængde opgøres i prioriteret rækkefølge: indkøb af mere end 200 MW sker, hvis budprisen er den samme eller lavere end køb af præcis 200 MW, ellers indkøbes 200 MW. indkøb af mere end 200 MW sker, hvis det ikke er muligt at ramme 200 MW præcist, idet der kun kan indgives bud i hele kraftværker. Side 20 af 94

hvis to pris- og kapacitetsmæssigt enslydende bud udgør det marginale bud for at sikre minimum 200 MW, vælges det bud, som indeholder den mest klimavenlige produktion (jf. retningslinjer fra EU 6 ). Er begge bud lige klimavenlige, foretages en lodtrækning af en uvildig part. 76. Det fremgår af anmeldelsen, at alle bud, der bliver accepteret, vil blive offentliggjort med budpriser og mængder. Bud, der ikke bliver accepteret, vil ikke blive offentliggjort. Alle bud vil efter anmodning herom kunne blive fremsendt til Energitilsynet til orientering. Energinet.dk s sikring af additionalitet i indkøbet 77. Da Energinet.dk vurderer, at der er behov for yderligere kapacitet i markedet, ønsker selskabet at sikre, at indkøbet af strategiske reserver reelt tilfører ny/yderligere kapacitet til markedet i stedet for blot at flytte kapacitet fra spotmarkedet til den strategiske reserve; da der ellers de facto ville være tale om en finansiel transferering til bestemte aktører uden nogen reel effekt. For at sikre yderligere kapacitet i markedet skal deltagerne i den strategiske reserve principielt være nye værker, eller ikke rentable værker som fastholdes i markedet. 78. Under indkøbet af strategiske reserver på produktionssiden skal det sikres, at der ikke betales for en kapacitet, der allerede er til stede i markedet. Derfor stiller Energinet.dk to krav til aktørerne, som de mener, sikrer additionalitet i indkøbet (se nærmere under punkt 153 156 for krav til forbrugssiden): at de deltagende aktører skal levere bud svarende til maksimumseffekten fra en given forsyningskæde 7 i kraftværksblokken på et givet tidspunkt at anlæg, som kan oppebære Grundbeløb 1, ikke må deltage i de år, hvor Grundbeløb 1 kan oppebæres 79. Energinet.dk forventer, at værker, som har en rimelig indtjening gennem salg af el- og varmeproduktion i de kommercielle markeder, ikke vil finde det attraktivt at deltage i udbuddet. 80. Årsagen er, at værkerne skal opgive indtjeningen fra de kommercielle markeder for at deltage i den strategiske reserve. Desto højere et værks indtjening i det kommercielle marked er, desto højere bud må værket forventes at indgive, idet buddene også skal dække den mistede 6 Europa-Kommissionens Retningslinjer for statsstøtte til miljøbeskyttelse og energi 2014-2020 (2014/C 200/01) stk. 3.9.6 nr. 232, e) 7 For definitionen af en forsyningskæde henvises der til ordforklaringen. Side 21 af 94

indtjening (i form af at værket ikke må deltage i det kommercielle marked ved deltagelse i den strategiske reserve), altså har værket en høj alternativ omkostning. Det stiller værker med en høj indtjening i de kommercielle markeder dårligt i konkurrencen om at levere strategiske reserver i forhold til fx ikke rentable værker. 81. Den angivne maksimumseffekt 8 for en forsyningskæde fastsættes af budgiveren, og det vil således være muligt at fastsætte en mindre maksimumseffekt end den, der teknisk set kan leveres 9. I tilfælde af at der fastsættes en mindre maksimumseffekt end den teknisk mulige, vil der typisk være overskydende kapacitet. Denne overskydende kapacitet må ikke anvendes kommercielt for deltagere i de strategiske reserver. Anlæg på grundbeløb 10 82. I det danske energimarked tildeles en række decentrale kraftvarme værker et såkaldt Grundbeløb. Grundbeløbene er godkendt af EU- Kommissionen som lovlig statsstøtte. Der findes to typer grundbeløb Grundbeløb 1 og 2 som begge er produktionsuafhængige tilskud tildelt i henhold til EFL 58, stk. 1, nr. 1 og 2. Grundbeløbene udgør en støtteramme, indenfor hvilken støtteudbetalingen bestemmes. Størrelsen af støtteudbetalingen afhænger af spotprisen på el. 83. Grundbeløb 1 kan for størstedelen af de omfattede værker oppebæres til og med 2018. For en række værker fortsætter støtten dog frem til 2024. I Østdanmark er der samlet set 516 MW på Grundbeløb 1. Værkerne i Østdanmark på Grundbeløb 1 modtog i år 2013 gennemsnitligt 550.000 DKK per installeret MW. Størrelsen af Grundbeløb 1 varierer dog, og for visse værker, der alene modtager Grundbeløb 1, var støtten kun mellem 200.000 og 300.000 DKK/MW. I 2013 blev der i alt udbetalt 284 mio. kr. som Grundbeløb 1. 84. Grundebeløb 2 11 er et fast tilskud for anlæg med en størrelse på op til 25 MW. Grundbeløb 2 er efter det oplyste godkendt af EU- Kommissionen til og med 2019 12. Hvis støtten skal fortsætte herefter kræver det en re-notificering. Efter hvad Energistyrelsen har oplyst for- 8 For definitionen af maksimumseffekten henvises der til ordforklaringen. 9 Baggrunden for at tillade en mindre maksimumseffekt end den teknisk mulige er, dels at undgå uklarheder om størrelsen på maksimal (teknisk) effekt, dels at tilgodese den situation hvor en leverandør ønsker at byde ind med en maksimal effekt, som med større sikkerhed kan leveres 10 Udover denne støtte ydes der støtte i form af treledstarif og kompensation for CO2 afgift. Den første bortfalder ved udgangen af 2015, og den anden behandler Energinet.dk ikke som et problem i forhold til de strategiske reserver. 11 Jf. tilladelse fra EU kommissionen Statsstøttesag SA.30382 (N 45/2010) Danmark, Ændring af elproduktionstilskuddet (DK) til og med 2019. 12 Se nærmere i punkt 240. Side 22 af 94

ventes det ikke, at EU-Kommissionen vil godkende en forlængelse af støtten, da støtten ikke lever op til EU s nye miljøramme-bestemmelser. I Østdanmark er der samlet set 176 MW på Grundbeløb 2. I år 2013 modtog værker på Grundbeløb 2 i gennemsnit 182.000 DKK per MW installeret effekt, men tilskuddet kan maksimalt udgøre 640.000 13 DKK årligt. I 2013 blev der i alt udbetalt 32 mio. kr. som Grundbeløb 2. 85. Udgangspunktet for vurderingen af additionalitet for støttede værker er en betragtning om, at værkerne vil lukke, hvis ikke indtjeningen (herunder støtten) er høj nok til at dække værkets nødvendige omkostninger. Energinet.dk definerer nødvendige omkostninger, som de omkostninger, der skal afholdes for, at værket er driftsklart med kort varsel. På baggrund af en analyse foretaget af Dansk Gasteknisk Center (DGC) redegør Energinet.dk i notat af 4. december 2014 for, hvilke poster de nødvendige omkostninger dækker. Det drejer sig om, lovpligtige eftersyn, varmholdelse af motor, transformertab, forsikring, uddannelse (stærkstrøm/sikkerhed), gas- og elkapacitet samt andet eftersyn (serviceaftale). 86. Samlet set kunne disse poster også betegnes stilstandsomkostninger. DGC vurderer, at disse omkostninger forventeligt udgør mellem 100.000 og 500.000 DKK/MW årligt. De nødvendige omkostninger omfatter ikke omkostninger til brændsel, start/stop, afskrivninger eller forrentning samt en række mindre omkostningsposter. 87. Da de nødvendige omkostninger ikke indsamles systematisk, foreslår Energinet.dk, at værker, der ønsker at deltage i den strategiske reserve, skal indmelde og dokumentere (eksempelvis ved fakturaer) størrelsen af de nødvendige omkostninger baseret på forventningerne til den periode, der bydes på. 88. Energinet.dk s tilgang til additionalitetsvurderingen er således at sammenholde de nødvendige omkostninger ved at være driftsklar med de indtægter, der kan forventes herved. 89. Indtægten kan udover Grundbeløb 1 og 2 principielt komme fra salg af el og varme. Energinet.dk forventer dog ikke, at salg af varme vil bidrage til de nødvendige omkostninger, dels fordi omkostningerne ved at producere varme på kraftvarmeanlæg overstiger indtægten fra salget, dels på grund af hvile-i-sig-selv princippet på varmeområdet. Salg af el forventes heller ikke at bidrage til dækning af de nødvendige omkostninger, da det koster mere at producere el ved gas, end elpriserne kan dække. Denne vurdering baserer Energinet.dk på forventningerne 13 For såkaldte barmarksværker gælder ingen loft for støtten, disse modtog i gennemsnit 349.000 DKK/MW i 2013. Side 23 af 94

til de fremtidige el- og gaspriser. Således kan vurderingen af additionalitet skønsmæssigt bestemmes ved at sammenholde Grundbeløb 1 og 2 med de nødvendige omkostninger. 90. Energinet.dk har i figur 5 vist den udbetalte støtte, i DKK/MW for Grundbeløb 1 og 2 i Østdanmark i 2013, for de enkelte anlæg. For at illustrere sammenhængen med de nødvendige omkostninger per MW per år er DGC s estimat herfor indsat ved de røde horisontale linjer. Figur 5: Udbetalt støtte i DKK/MW for både Grundbeløb 1 og 2 i Østdanmark i 2013. Kilde: Energinet.dk 91. Energinet.dk afviser, at værker der modtager Grundbeløb 1 kan få adgang til at levere strategiske reserver. Årsagen hertil er, at værker, der oppebærer Grundbeløb 1, har adgang til et beløb, som Energinet.dk vurderer, er tilstrækkelig til at sikre, at værket forbliver driftsklart. Dermed kan værker der modtager Grundbeløb 1 ifølge Energinet.dk ikke betragtes som additionelle. 92. Ifølge anmeldelsen er muligheden for at oppebære Grundbeløb 1 afgørende, og værker kan således ikke deltage, selvom de måtte frasige sig modtagelse af Grundbeløb 1. Energinet.dk påpeger dog, at disse værker umiddelbart godt kan deltage i en eventuel anden runde af udbuddet, som løber fra 2019-2020, da Grundbeløb 1 bortfalder med udgangen af 2018 for størstedelen af værker. 93. Ifølge Energinet.dk kan værker, der modtager Grundbeløb 2 14, godt deltage, såfremt de vurderes additionelle. Hvorvidt værker, der modtager Grundbeløb 2, vurderes additionelle, afhænger ifølge Energinet.dk 14 Der er tale om ca. 650 MW i hele Danmark. Side 24 af 94

af, om tilskuddet, som Grundbeløb 2 udgør, dækker en tilstrækkelig stor del af værkets nødvendige omkostninger. Det afgørende kriterium er altså, om støtten kan forventes at holde værket driftsklart, hvilket afhænger af størrelsen på forholdet mellem Grundbeløb 2 og de nødvendige omkostninger. 94. Energinet.dk har beregnet, hvordan forholdet mellem støtte og nødvendige omkostninger ser ud for anlæg med en produktionskapacitet mellem 1 MW og 15 MW, jf. figur 6. Energinet.dk tager her udgangspunkt i data, som vist i tabel 4, hvilket er leveret af danske myndigheder til EU kommissionen i forbindelse med godkendelsen af Grundbeløbene. Tallene i tabel 4 viser, at den årlige nødvendige omkostning per MW i 2019 for et 5 MW decentralt kraftvarmeværk kan opgøres til gennemsnitligt 353.000 DKK/MW. Her antager Energinet.dk, at drift og vedligeholdelse udgør nødvendige omkostninger, for at værket holdes driftsklar til at kunne producere med kort varsel. Tabel 4: Årlige omkostninger per MW installeret effekt for et 5 MW dec. k/v anlæg År Afskrivninger og renter Drift og vedligeholdelse Indkøb af naturgas Samlede omkostninger 2010 1.050.000 295.000 1.239.000 2.584.000 2011 1.050.000 301.000 1.435.000 2.786.000 2012 228.000 307.000 1.562.000 2.097.000 2013 228.000 313.000 1.693.000 2.234.000 2014 228.000 320.000 1.858.000 2.406.000 2015 228.000 326.000 2.034.000 2.588.000 2016 228.000 333.000 2.106.000 2.666.000 2017 228.000 339.000 2.180.000 2.747.000 2018 228.000 346.000 2.256.000 2.830.000 2019 228.000 353.000 2.335.000 2.915.000 Kilde: Energinet.dk 95. Energinet.dk opstiller et scenarium, hvor det antages, at ovenstående omkostningstal kan overføres til anlæg af vilkårlig størrelse mellem 1 og 15 MW. På den baggrund opgør Energinet.dk maksimalstøtten i forhold til de nødvendige omkostninger for værker mellem 1 og 15 MW i figur 6. Derved opnås der en graf for, hvor stor en andel af et værks nødvendige omkostninger, der dækkes, hvis værket får den højst mulige støtte. Figur 6 viser eksempelvis, at maksimalstøtten udgør knap 40 pct. af de nødvendige omkostninger for et 5 MW anlæg. Den stiplede linje viser grænsen mellem additionalitet og ikke-additionalitet. Se punkt 98-102. Side 25 af 94

96. SET har under sagens behandling anmodet Energinet.dk om fremsendelse af figurer svarende til figur 6, hvor de nødvendige omkostninger i stedet for at være fastsat til 353.000 DKK/MW fastsættes i henhold til førnævnte estimat af de nødvendige omkostninger fra DGC, som estimerer, at de nødvendige omkostninger ligger mellem 100.000 og 500.000 DKK/MW. Se disse figurer i bilag 5. 97. På baggrund af figur 6 vurderer Energinet.dk, at spørgsmålet om, hvorvidt et anlæg er additionelt, afhænger af størrelsen på anlægget samt af en vurdering af, hvor meget støtten skal udgøre af de samlede nødvendige omkostninger for at holde anlægget i elsystemet. Herunder vurderer Energinet.dk, at et anlæg på 1 MW ikke er additionelt, da anlægget kan oppebære en støtte på 180 pct. eller derover af den nødvendige omkostning jf. figur 6. Figur 6: Forholdet mellem maksimal støtte og nødvendige omkostninger for værker der modtager Grundbeløb 2 200% 180% 160% 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% Ikke-additionel Additionel 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Anlægsstørelse, MW Kilde: Energinet.dk (dog har SET tilføjet sondringen mellem additionalitet og ikkeadditionalitet) 98. Energinet.dk oplyser, at grænsen mellem additionalitet og ikkeadditionalitet, vurderet ud fra forholdet mellem støtten fra Grundbeløb 2 og et værks nødvendige omkostninger, ikke kan fastsættes præcist. Energinet.dk vurderer, at et anlæg ikke er additionelt, hvis et værk får dækket mere end 60 pct. af de nødvendige omkostninger via det rå 15 Grundbeløb 2. 15 Det vil sige det grundbeløb, som værkerne er tildelt og som sammenholdt med elpriser og rådighed ligger til grund for udregning af udbetalingerne. Side 26 af 94

99. Energinet.dk anfører i notat af 4. december 2014, at støtten derfor principielt burde dække 100 pct. af de nødvendige omkostninger for at holde værket driftsklart. Det skyldes, at der, som nævnt ovenfor, formentlig ikke vil genereres indtægter til dækning af de nødvendige omkostninger fra værkernes el-og varmesalg. 100. Energinet.dk har ud fra et forsigtighedsprincip vurderet, at et værk ikke kan forventes at blive holdt driftsklart, hvis støtten alene dækker op til 60 pct. af de nødvendige omkostninger. Hensynet bag den lave grænse (i forhold til det principielle krav om 100 pct.) er ifølge Energinet.dk, at Grundbeløb 2 kun udbetales i 1 år, hvorfor det har stor betydning for opgørelsen af de nødvendige omkostninger, hvornår enkelte elementer af disse omkostninger aktiveres. Dermed er der en risiko for, at de nødvendige omkostninger overvurderes. Derudover er der en ikke uvæsentlig usikkerhed forbundet med forventningerne til de fremtidige el- og gaspriser. Dermed kan det ikke afvises fuldstændigt, at værkets elsalg kan bidrage til dækning af de nødvendige omkostninger. 101. 60 pct. grænsen er således konservativt sat for at skabe større sikkerhed for additionalitet på trods af de ovennævnte usikkerheder. Af den grund vurderer Energinet.dk, at denne grænse er velegnet, som afgørende princip for vurderingen af additionalitet af værker der modtager Grundbeløb 2. 102. I forhold til figur 6 vil det altså sige, at værket er additionelt, hvis værket befinder sig under den stiplede linje, da støtten maksimalt udgør 60 pct. af de nødvendige omkostninger. Modsat kan værket ikke betragtes som additionelt, hvis det befinder sig over den stiplede linje, da støtten udgør mere end 60 pct. af værkets nødvendige omkostninger, hvorfor værket forventes at være driftsklart. 103. Energinet.dk har ifølge selskabets anmeldelse således valgt en tilgang, hvor værker der modtager Grundbeløb 2 gerne må deltage i leveringen af strategiske reserver, såfremt værket lever op til ét af følgende to kriterier: den installerede effekt skal være minimum 3 MW, eller størrelsen på Grundbeløb 2 må ikke overstige 60 pct. opgjort som forholdet mellem faktisk støtte i 2019 16 og de nødvendige omkostninger. Det vil sige, at støttebeløbet fra Grundbeløb 2 skal være mindre end 60 pct. af de nødvendige omkostninger. 16 Energinet.dk har efterfølgende oplyst, at faktisk støtte alene kan beregnes efter årets afslutning, hvorfor selskabet i stedet foreslår en tilgang hvor det er den rå støtte der sammenholdes med de nødvendige omkostninger. Side 27 af 94