1 Velkommen Markedsarbejdsgruppemøde den 2. marts 2016 Udkast til dagsorden 2 Eksplicit allokering på DK1-DE grænsen i det fremtidige intraday marked (XBID) 3 Opfølgning på Hævelse af prislofter Endeligt notat samt det videre arbejde 4 Implicit nettab Status for nettabsanalysen 5 Forordning CACM (Capacity Allocation and Congestion Management) Generel status: tidsplaner, høringer mm. Flere NEMO er i Danmark (børser med ansvar for at udføre day ahead og intraday markedskobling) Materiale udsendt 17. februar Materiale udsendt 17. februar Materiale udsendt 17. februar Præsentation på mødet Materiale udsendt 17. februar Guideline FCA (Forward Capacity Allocation) Generel status: tidsplaner, høringer mm. Opdatering af HAR reglerne (Harmonised Allocation Rules) Præsentation på mødet Materiale udsendt 17. februar 6 EMIR rapportering af FTR optioner Materiale udsendt 17. februar Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 1
Pkt. 2 Eksplicit allokering på DK1-DE grænsen i det fremtidige intraday marked (XBID) Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 2
XBID explicit capacity allocation DK1-DE border Katja Birr-Pedersen Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 3
Capacity allocation in the XBID systemet Member X LTS PX local order book Area A PX local order book Area B LTS Member Y All Nordic borders & Kontek Optional explicit access * * Depending on regulatory approval Shared Order Book(SOB) Capacity Management Module (CMM) Capacity submission by TSO A, TSO B, to CMM DK1-DE? Optional explicit access * Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 4
Reasons for implicit only from TSO perspective From a technical perspective Energinet.dk and TenneT Germany prefer not to implement parallel explicit allocation at the DK1-DE border with the following reasons: Explicit access will reduce the liquidity on the common intraday market and thus make the development of clear price signals more difficult. Explicit access at certain borders will reduce the ID capacity available for the cross-european trades. Additional costs for the TSOs in developing, testing and operating the system for explicit allocation can be avoided. Additional costs for market participants in testing of the XBID explicit allocation platform can be avoided. Explicit access might reduce operational security: Explicit market participants will be responsible for the nomination towards the TSOs. This information needs to be processed in parallel with the scheduling information received from the XBID shipping module. For Energinet.dk implicit only will harmonize allocation at the DK1-DE border with the remaining Danish interconnectors. Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 5
Questions to be discussed 1) What are market participants positions with regard to only having implicit allocation of capacity at the DK1-DE border as part of the NWE+ intraday market coupling? 2) Does explicit allocation on the DK1-DE border provide any additional market services/opportunities that are not covered by implicit-only allo-cation? 3) If the answer to question 2 is yes, can these market services be translated into non-standard intraday products? Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 6
Pkt. 3 Opfølgning på diskussion af Hævelse af prisloft Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 7
Hævelse af prislofter Markedsarbejdsgruppen 2. marts 2016 Morten Sommer Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 8
Hvad skal der til for at hæve prisloftet CACM stiller krav til harmoniserede prisgrænser og prisbund i Day-ahead og Intraday markedet* Energinet.dk vil arbejde for, at forslagene til prisloft og prisbund bliver en del af de harmoniserede maksimums- og minimumspriser, som skal sendes til godkendelse hos regulatorerne senest 14. februar 2017. Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 2015 2016 2017 Forslag udarbejdes Høring Godkendelse Implementering 14.02.2017 14.08.2017 * CACM: Capacity Allocation and Congestion Management Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 9
Det foreslås at hæve prisloftet fra 3000 /MWh til 15000 /MWh Det foreslås at hæve prisloftet til 15000 /MWh i trin af 2000 /MWh Princip for hævelse: prisloft skal overstige en væsentlig del af elforbrugernes betalingsvillighed Ligeledes foreslås det at nedsætte prisbunden til -1000 /MWh Det ændrede prisloft vil påvirke sikkerhedsstillelsen Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 10
15.000 /MWh overstiger hovedparten af forbrugets value of lost load Median omkostning i DKK/kWh for afbrud for forskellige forbrugstyper 15.000 /MWh svarer omtrent til medianen for value of lost load for industri i Danmark. 15.000 /MWh er dog højere end medianen for landbrug og husholdninger COWI estimerede i et studie fra 2004 value of lost load til 8000 /MWh Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 11
Fire forskellige markedspladser hvor sikkerhedsstillelsen påvirkes af højere prislofter 1 Balanceansvarlige hos Energinet.dk Aktører skal ikke stille med sikkerhed. I stedet har Energinet.dk tegnet en kreditforsikring. I beregning af kreditramme i forsikring indgår bl.a. forward prisen som påvirkes af risiko prisloftet. 2 Handel på Nord Pool Spot Forbrug/købssiden stiller med en garanti svarende til (netto)værdien af de sidste 7 dages handler, dog minimum Nuværende 30.000 markeds-arkitektur Produktion/salgssiden stiller med en garanti på 30.000 En aktør som er på begge sider, stiller med en garanti svarende til forbrugssiden 3 Fysiske transmissionsrettigheder Aktører skal stille med en garanti svarende til det de har tænkt sig at byde på i auktionen Nuværende markeds-arkitektur 4 Prissikring via Nasdaq OMX Commodities Sikkerhedsstillelse beregnes individuelt ud fra: Nuværende - Basis garanti markeds-arkitektur - Margin garanti Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 12
Pkt. 4 Opfølgning på analyse af implicitte nettab i Norden Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 13
Analyse af implicitte nettab i norden Markedsarbejdsgruppen 2. marts 2016 Morten Sommer Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 14
Analyse af implicitte nettab De nordiske TSO er undersøger i øjeblikket effekterne af indførsel af implicitte nettab på DC-forbindelser i norden. Implementering af implicitte nettab betyder, at priskoblingsalgoritmen ikke vil transportere strøm henover en DC-forbindelse, med mindre prisforskellen mellem de forbundne områder er lige med eller større end udgiften til nettabet på forbindelsen. DC-forbindelser har større net-tab fordi strømmen konverteres fra AC til DC og omvendt ml. forskellige synkrone systemer. Undersøgelserne er relevante fordi Stattnet har indført implicitte nettab på Norned kablet. Der er ligeledes overvejelser om indførsel af implicitte nettab på Skagerrak Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 15
Hvordan gennemføres analysen? Indførsel af implicitte nettab kan påvirke flows i AC-nettet. Over store afstande kan tab i AC-nettet være større end på DC-forbindelser. Implicitte nettab på Skagerrak kan fx flytte nettab til det svenske AC-net osv. For at undersøge hvordan implicitte nettab påvirker flows i det nordiske elnet gennemføres analysen således: - Effekten på Day-ahead markedet af implicitte nettab på DCforbindelser undersøges på faktiske ordrebøger i den såkaldte Simulation Facility som børserne stiller til rådighed for TSO erne - Der anvendes faktiske ordrebøger for perioden 4.2.2014-18.12.2015* - Med afsæt i markedsresultaterne estimeres ændring i nettab i ACnettet af TSOerne * 4.2.2014 blev NWE markedskoblingen igangsat. 18.12.2015 blev der indført implicitte nettab på Norned-kablet Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 16
Implicitte nettab tidsplan for nordisk TSO analyse 2016 Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug 26 FEB Telco to discuss SF APR runs 10 APR Discuss conclusions and initiate drafting of reporting to MSG Jun Finish material for reporting results to MSG 11 AUG Report results to MSG* Each TSO to estimate change in AC-grid losses due to implicit losses on DCinterconnectors *Market Steering Group Nordic Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 17
Scenarier der undersøges i projektet Følgende cases undersøges i Simulation Facility A.Simuleringmed implicittenettabpåbritned, IFA and Baltic Cable (base case) B. Simuleringmed implicittenettabpåalledc interkonnektorerinorden somer(full-losses case): -Skagerrak -Norned -Britned -IFA and Baltic - Great belt cable (DK1-DK2) - Kontek cable(dk2-germany) - Konti-skan (DK1-SE3) - Swepol(SE-Poland) -Estlink - Fenno-skan C1.Simuleringmed implicittenettabpånorned, Britned, IFA og Baltic Cable (Semi-losses case)* C2. Simulering med implicitte nettab på Skagerrak i tillæg til interkonnektorer i C1. * Implicitte nettab er allerede implementeret på disse interkonnektorer Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 18
Pkt. 5 Forordning CACM/Guideline FCA Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 19
Status for Network Codes/Guidelines NC/Guideline 2015 2016 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Capacity Allocation and Congestion Management Guideline (CACM) Offentliggjort i juli Trådt i kraft 14. aug. Forward Capacity Allocation Guideline (FCA) Godkendt 30. okt. i ECBC Forventes at træde i kraft i juli Electricity Balancing Guideline (EB) Positiv ACER opinion 22. juli Requirements for Generators (RfG) Godkendt 26. juni i ECBC Forventes at træde i kraft i marts Demand Connection Code (DCC) Godkendt 16. okt. i ECBC HVDC Connection Code (HVDC) Godkendt 11. sep. i ECBC Transmission System Operation Guideline (SOG) Forventes godkendt i marts Emergency and Restoration (ER) Positiv ACER opinion 24. juni Rådet og Europa-Parlamentet: Regulatory procedure with scrutiny Forordning - Implementering Pre-comitology Komitologi (Electricity Cross Border Committee) Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 20
Forordning CACM Status Lene Egeberg-Gjelstrup Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 21
CACM godkendelser/høringer det næste år 14. nov. 15 14. dec. 15 14. jan 16 14. feb. 16 14. mar. 16 14. april 16 14. maj 16 14. juni 16 14. juli 16 14. aug. 16 14. sep. 16 14. okt. 16 14. nov. 16 14. dec. 16 Capacity Calculation Regions Har været i høring Fælles metode til fremsendelse af data om produktion og forbrug Metode vedrørende den fælles netmodel Høring slutter 4. marts Plan for markedskoblingsfunktioner Ingen høring NEMO opgave Ingen høring TSO opgave Metode til fordeling af flaskehalsindtægter Høringer starter ca. august 2016 DA og ID Godkendelser starter Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 22
Flere børser i Norden Markedsarbejdsgruppemøde den 2. marts 2016 Lene Egeberg-Gjelstrup Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 23
Status for NEMO(er) i Danmark/ Norden Nord Pool er udpeget NEMO i Danmark, Sverige, Finland. Fungerer desuden som NEMO i Norge EPEX Spot har formelt informeret de enkelte nordiske regulatorer, at de ønsker at tilbyde deres service i henhold til CACM artikel 4(5) for day ahead og intraday Enighed om at lave en fælles løsning. Nordisk TSO møde med Nord Pool og EPEX planlagt til den 15. marts Nordiske regulatorer samarbejder, men der er ikke tale om fælles nordisk regulatorbeslutning Den svenske regulator sendte som den første regulator positivt svar til EPEX den 4. februar. Det betyder, at deadline for et fælles nordisk forslag inkl. tidsplan for implementering er den 4. juni 2016 Deadline for regulatorgodkendelse er derfor den 4. december 2016 Løsning skal ikke sendes i offentlig høring Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 24
Forventninger til løsning ikke afklaret eller godkendt endnu Det kommende fælleseuropæiske intraday marked (XBID) kan håndtere flere NEMO er i et budområde. De igangsatte lokale implementeringsprojekter vil tage højde for flere NEMO er i deres planlægning. En nordisk ordning til at håndtere flere børser på day ahead markedet implementeres tidligere Der vil sandsynligvis kunne laves en teknisk løsning i selve day ahead algoritmen (Euphemia) mangler at blive lavet og testet Udfordringerne bliver de juridiske aftaler og post-coupling Vigtigt at den kommende nordiske fall-back løsning (hvis den fælleseuropæiske beregning fejler) tager højde for at der er to NEMO er Vigtigt at finde en løsning for beregning af systemprisen Endnu uklart hvor detaljeret forslaget skal være, men der vil blive set på det tyske forslag, som skal afleveres allerede i april Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 25
Spørgsmål til Markedsarbejdsgruppen Hvad betyder det for jer, at der kommer flere børser i Danmark/Norden? Hvad er vigtigt for jer som aktører, at Energinet.dk tager med ind i det videre nordiske arbejde? Der publiceres i dag en del TSO-data på Nord Pools hjemmeside. Ser I som aktører et problem, hvis det fremover i stedet publiceres af TSO erne via Transparensplatformen, TSO ernes hjemmesider eller alternativt et andet sted? Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 26
Guideline FCA Status Lene Egeberg-Gjelstrup Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 27
Guideline FCA Godkendt den 30. oktober 2015 men ikke endnu trådt i kraft Forventet at det tidligst sker i juli 2016 Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 28
Opdatering af HAR reglerne Guideline FCA Nanna Foller Larsen Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 29
Opdatering af HAR reglerne Høring af opdaterede HAR regler kan forventes midt april på ENTSO-E s hjemmeside. Energinet.dk sigter på at implementere rene Har regler fra 2017, hvilket er i overensstemmelse med Energitilsynets forventning. Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 30
Ændringer primært til firmness kapitel Reglerne for FTR-obligationer udelades i første omgang. Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 31
Spørgsmål til arbejdsgruppen Hvad vil ændringerne betyde i praksis for de danske aktører? Er der elementer som markedsaktørerne har identificeret at Energinet.dk bør have specielt fokus på? Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 32
Pkt. 6 EMIR rapportering af FTR optioner Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 33
EMIR rapportering af FTR optioner Nanna Foller Larsen Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 34
EMIR rapportering af FTR optioner Hvis FTR optioner er et finansielt produkt og FTR optioner introduceres på de to tyske grænser samt på storbæltsforbindelsen vil køb og salg af transmissionsrettigheder(ftr) skulle rapporteres under EMIR. EMIR opstiller krav til: Elektronisk rapportering på transaktionsniveau, senest 1 dag efter transaktionen er foretaget, krav risikobegrænsende teknikker. Dvs. krav til Rettidig bekræftelse, løbende afstemning, portefølje kompression og procedure for afklaringer af uoverensstemmelser/tvister. -> Dette vil have en omkostning for aktørerne og Energinet.dk er blevet bedt om at estimere hvad denne omkostning er. Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 35
Spørgsmål til markedsaktørerne 1. Hvor omfattende vil EMIR rapportering være at sætte op? 2. Hvad vil den estimerede omkostning være? 3. Vil deltagelsen i auktionen for transmissionsrettigheder blive påvirket? 4. Vil det være en konkurrencemæssig fordel for finansielle institutter eller større markedsaktører, hvis køb og salg af transmissionsrettigheder skal EMIR rapporteres? Markedsarbejdsgruppe 2. marts 2016 36