Markedsarbejdsgruppemøde den 2. marts 2016 Udkast til dagsorden

Markedsarbejdsgruppemøde den 2. marts 2016 Udkast til dagsorden 1 Velkommen 2 Opfølgning på diskussion af Hævelse af prisloft Endeligt notat og det videre arbejde Information Materiale udsendt 17. februar 3 Opfølgning på analyse af implicitte nettab i Norden Information Materiale udsendt 17. februar 4 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) Information Diskussion Præsentation på mødet Materiale udsendt 17. februar Guideline FCA (Forward Capacity Allocation) Generel status: tidsplaner, høringer mm. Opdatering af HAR reglerne (Harmonised Allocation Rules) Information Diskussion Præsentation på mødet Materiale udsendt 17. februar 5 EMIR rapportering af FTR optioner Diskussion Materiale udsendt 17. februar 6 Eksplicit allokering på DK1-DE grænsen i det fremtidige intraday marked (XBID) Diskussion Materiale udsendt 17. februar 2. marts 2016 Markedsarbejdsgruppe 1

Til Markedsarbejdsgruppen Højere prisloft i elmarkedet 21. oktober 2015 APJ/APJ Indholdsfortegnelse 1. Indledning... 2 1.1 Markedsmodel 2.0... 2 1.2 Hvorfor er der et prisloft og en prisbund?... 2 1.3 Hvad kræves for at ændre prisloftet?... 2 2. Hvorfor ændre prisloft?... 3 2.1 Effekt for forbrugere... 3 2.2 Effekt for producenter... 4 2.3 Erfaring med høje prisloft fra andre lande... 5 3. Potentiale for afbrydeligt forbrug i Danmark... 5 4. Princip for fastlæggelse af prisloft... 5 5. Forslag til prisloft: 15.000 pr. MWh... 6 6. Princip for fastlæggelse af prisbund... 7 7. Forslag til prisbund: Minus 1.000 pr. MWh... 7 8. Transaktionsomkostninger... 7 8.1 Prisloft... 7 8.2 Prisbund... 8 9. Påvirkning af sikkerhedsstillelse... 8 10. Den videre proces... 10 10.1 Evaluering af højere prisloft... 11 Dok. 15/12206-3 1/11

1. Indledning Dette notat beskriver formålet med et højere prisloft, principper for at fastlægge prisloft og prisbund samt den videre proces. Energinet.dk vil arbejde for, at prisloftet gradvist hæves, således at prisloftet overstiger value of lost load for en væsentlig del af forbruget. Prisbunden skal have en størrelse, hvor hovedparten af den subsidierede produktion har økonomisk incitament til at reducere produktionen på tidspunkter med overproduktion. Prisloft og prisbund skal sikre det rette incitament til fleksibilitet og dermed bidrage til at skabe balance i elsystemet. Energinet.dk ønsker input fra branchen til arbejdet med at hæve prisloftet og fastlæggelse af prisbund. 1.1 Markedsmodel 2.0 Højere prisloft er et tiltag fra Markedsmodel 2.0 projektet, hvor Energinet.dk vil komme med forslag til et nyt højere prisloft inden udgangen af 2015 og herefter arbejde for at forankre forslaget blandt europæiske TSO er 1. Højere prisloft ligger i tråd med Baake-erklæringen 2, hvor Tyskland og nabolande lover at fremme fleksibilitet på forbrugssiden, tage hensyn til nabolande og ikke at begrænse elmarkedet i pressede situationer. Markedsmodel 2.0 indeholder desuden en række initiativer til at fjerne barrierer for at gøre forbrugssiden mere aktiv. 1.2 Hvorfor er der et prisloft og en prisbund? Der er i dag et prisloft og en prisbund for buddene på Nord Pool Spot og i hele det markedskoblede område. Dette er på spotmarkedet fastsat til -500 /MWh for prisbunden og 3.000 /MWh for prisloftet. Prisloft/prisbund træder i kraft, hvis der ikke kan dannes priskryds. Prisen sættes da til prisloft/prisbund samtidig med, at købs- hhv. salgsbud afkortes pro rata. Prisloft/prisbund sikrer, at der dannes en pris, som ellers principielt kan gå mod uendelig eller minus uendelig. Prisloftet er også indført for at reducere konsekvensen af markedsmagt, da der er en grænse for, hvad producenter kan modtage af betaling. Problemet med prisloftet er, at den enkelte elforbruger ikke har tilstrækkeligt incitament til at slukke for strømmen, selv om den samfundsøkonomiske omkostning til el kan være højere end den enkelte elforbrugers betalingsvillighed. 1.3 Hvad kræves for at ændre prisloftet? Kommissionens forordning om fastsættelse af kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger (CACM) stiller krav til, at der udarbejdes forslag om harmoniserede maksimums- og minimumspriser gældende for henholdsvis det fælles day-ahead marked og det fælles intraday marked. NEMO erne (børser med ansvar for at udføre day-ahead og intraday markedskobling) skal i samarbejde med TSO erne udarbejde forslag til maksimums- og minimumspriser. Harmoniserede maksimums- og minimumspriser sikrer, at overførslen af under- 1 2 At Energinet.dk arbejder for at hæve prisloftet fra 3.000 pr. MWh til et niveau, der i højere grad afspejler forbrugernes reelle værdi af strøm. Det skal undersøges nærmere, hvilket prisloft der vil være det rigtige. Danmark kan ikke isoleret hæve prisloftet, det skal foretages i fællesskab med landene i det priskoblede område, men tendenser i flere lande, bl.a. Tyskland og Frankrig, peger allerede i den retning. http://energinet.dk/da/el/nyheder/sider/elmarkedet-skal-fremtidssikres.aspx http://www.bmwi.de/bmwi/redaktion/pdf/j-l/joint-declaration-for-regional- cooperation-on-security-of-electricity-supply-in-the-framework-of-the-internal-energy- market,property=pdf,bereich=bmwi,sprache=de,rwb=true.pdf Dok. 15/12206-3 2/11

eller overproduktion mellem lande i højere grad bestemmes af markedet i stedet for af forskellige administrativt fastsatte priser. Rent praktisk forventes det, at implementeringen vil ske i regi af det nuværende MRC (Multi Regional price Coupling i day-ahead markedet) og XBID (intraday projektet). Energinet.dk skal således opnå enighed med de øvrige TSO er og NEMO ere om at hæve prisloftet, hvilket kan give en udfordrende proces. Flere andre lande, fx Tyskland, advokerer dog for, at prissignalet ikke sløres og forventes derfor også være interesseret i at hæve prisloftet. Deadline for at sende forslagene til godkendelse hos de nationale regulatorer er den 14. februar 2017. Inden da skal forslagene i offentlig høring af en måneds varighed, forventet omkring nov.-dec. 2016. En regulatorgodkendelse skal efter planen gives senest den 14. august 2017. Figur 1 Tidsplan for harmoniserede maksimum- og minimumpriser 2. Hvorfor ændre prisloft? Et hævet prisloft kan reducere behovet for kapacitetsmekanismer som fx strategisk reserve til at nå Energinet.dk s målsætning for forsyningssikkerhed (maksimalt 5 minutters afbrud om året som følge af effektmangel). Idet flere forbrugere frivilligt vælger ikke at efterspørge strøm ved høje priser, vil antallet af afbrudsminutter blive mindre. Inden 2020 forventes alle elforbrugere i Danmark at have mulighed for timeafregning, og alle forbrugere kan derfor teknisk udsættes for prissignalet. Desuden vil et højere prisloft forstærke prissignalet for producenter og sikre producenter en større indtægt i pressede situationer. Et højere prisloft forventes kun i begrænset omfang at fastholde mere produktionskapacitet. 2.1 Effekt for forbrugere Når prisloftet rammes, afbrydes forbrugere i dag tilfældigt og uden hensyn til deres betalingsvillighed. Ved at hæve prisloftet vil nogle forbrugere frivilligt vælge ikke at efterspørge strøm, og tildelingen af strøm til forbrugere sker derfor mere økonomisk efficient end ved tilfældig afkobling. Dette er en samfundsøkonomisk gevinst, idet det fx gøres mindre sandsynligt, at en virksomhed i en værdifuld produktionscyklus afbrydes i stedet for en forbruger med lav værdi af strømmen på det pågældende tidspunkt. Herudover og meget væsentligt vil et hævet prisloft bidrage til at sikre forsyningssikkerhedsmålsætningen om 5 afbrudsminutter om året. Det skyldes, at det ikke er et 'afbrud', når forbrugere frivilligt vælger at reducere deres forbrug. Dermed reduceres behovet for andre effektløsninger som en strategisk reserve eller et kapacitetsmarked og de omkostninger, der er knyttet hertil. Dok. 15/12206-3 3/11

For en virksomhed med 500 medarbejdere og et elforbrug på 35 kw (fx kontor) vil et hævet prisloft fra 3.000 til fx 15.000 medføre en prisstigning på ca. 3.000 kr. pr. time, hvis elforbruget opretholdes i en time med pris svarende til prisloft. Herudover vil der være en forbedret forretningsøkonomisk case for afbrydeligt forbrug. Effekten er formentlig størst for erhvervskunder (storforbrugere). Hvor meget prisloftet i praksis bidrager med, er ukendt, men der er væsentlige gevinster, hvis bare en lille del af forbruget reducerer deres forbrug. Hvis 200 MW forbrug er afbrydeligt, og man antager, at den samfundsøkonomiske omkostning til strategisk reserve er 0,3 mio. DKK/MW/år, så kan samfundet isoleret set spare 60 mio. DKK pr. år til strategisk reserver. Frivillig afkobling af elforbrugere med en samfundsøkonomisk omkostning på fx 6.000/MWh koster samfundet 9 mio. DKK for 200 MWh. Den strategiske reserve skal forhindre afkobling af forbrug i mange timer pr. år for, at strategisk reserve er samfundsøkonomisk mere attraktivt end frivillig forbrugsafkobling, men dette forventes ikke under Energinet.dk s målsætning for forsyningssikkerhed. Frivillig afkobling af forbrug forventes derfor at være samfundsøkonomisk mere attraktivt end strategiske reserver. 2.2 Effekt for producenter Med et prisloft afskæres elproducenterne fra en indtægt, de ellers ville have modtaget i et frit marked, i situationer med effektknaphed. Dette refereres ofte til som 'missing money', da producenterne 'mangler' indtjeningen fra den del af prisvarighedskurven, hvor priserne ville have oversteget prisloftet, jf. Figur 2. Hvis producenterne kunne tilskrive denne indtægt med sikkerhed, ville betalingen teoretisk sikre tilstrækkelig kapacitet i markedet. Ved at hæve prisloftet øges omsætningen for de elproducenter, som leverer kapacitet i pressede effektsituationer. De får dermed større incitament til at levere kapacitet i disse situationer, eksempelvis ved at fastholde kapacitet på markedet længere eller etablere ny kapacitet. Figur 2 Illustrativ prisvarighedskurve Incitamentet til at foretage nye investeringer gennem et hævet prisloft forventes dog at være svagt. Det skyldes blandt andet, at der er stor usikkerhed om, hvor ofte disse perioder med prisspidser vil indtræde, og at det er en mindre attraktiv business case at basere sin indtjening på få usikre timers afregning end en stabil Dok. 15/12206-3 4/11

grundlast indtjening til en lavere pris. For anlæg med mindre kapitalomkostninger vil denne usikkerhed være mindre udtalt, særligt i takt med at antallet af timer med prisspidser måtte blive mere hyppige og sandsynlige i takt med et øget effektbehov. Selv om Tyskland og nabolande i den såkaldte Baakeerklæring 3 lover ikke at gribe ind i elmarkedet ved høje priser, kan producenter stadig vurdere det regulatorisk usikkert, om høje priser vil medføre tiltag til at dæmpe priser. Af disse årsager forventer Energinet.dk, at et højere prisloft primært vil have en effekt på forbrugssiden. 2.3 Erfaring med høje prisloft fra andre lande Prisloft findes på alle verdens elmarkeder, men der er stor forskel på niveauet. I de fleste elmarkeder ligger prisloftet som i Europa væsentlig lavere end value of lost load for en stor del af forbruget. I Australien og Texas er prisloftet dog henholdsvis ca. 65.000 kr./mwh og 60.000 kr./mwh, og begge prisloft forventes gradvist hævet. I begge områder viser undersøgelser, at peak demand falder ved høje priser, og de forventer en reduktion i peakforbruget på ca. 5-15 % ved høje priser, selv om en stor del af forbruget ikke er timeafregnet. I den tyske hvidbog om fremtidens elmarked anbefales, at høje priser ikke begrænses i knaphedssituationer, men der foreslås ikke et konkret nyt prisloft. 3. Potentiale for afbrydeligt forbrug i Danmark I Markedsmodel 2.0 projektet identificerede Energinet.dk i samarbejde med aktører et potentiale for afbrydeligt forbrug i Danmark. Princippet var at finde konservative skøn for både det eksisterende og det fremadrettede realiserbare potentiale (dvs. væsentlig mindre end et teknisk potentiale). Potentialet fra nødstrømsanlæg, der traditionelt opgøres som forbrugsenheder, bygninger og el-intensiv industri blev vurderet til 300-450 MW. Nødstrømsanlæg udgør i sig selv ca. 300 MW. Kun en lille del af dette potentiale agerer i dag fleksibelt i elmarkedet. Herudover er der et væsentligt potentiale fra nyt elforbrug, særligt varmepumper og på sigt elbiler. Det tekniske potentiale for varmepumpers forbrugsafkobling er i dag 100-200 MW, og med øget elektrificering forventes dette tal at blive flerdoblet på længere sigt. Meget af dette elforbrug kan måske blive aktiveret af det nuværende prisloft, men et højere prisloft vil give et stærkere incitament til at agere prisfleksibelt for varmepumper og elbiler. 4. Princip for fastlæggelse af prisloft I et teoretisk optimalt Energy Only Market vil der enten være intet prisloft eller et meget højt prisloft. Dette prisloft skal teoretisk være mindst lig med value of lost load for forbrugeren med den højeste betalingsvillighed, som er den pris, hvor forbrugeren er indifferent mellem at forbruge en enhed elektricitet mere eller at blive afkoblet. Prisloftet skal sikre incitamenter til at reducere forbruget og ikke kun medføre transferering fra forbrugere til producenter. Energinet.dk vil arbejde for at hæve prisloftet ud fra følgende hovedprincip: 3 http://www.bmwi.de/bmwi/redaktion/pdf/j-l/joint-declaration-for-regional- cooperation-on-security-of-electricity-supply-in-the-framework-of-the-internal-energy- market,property=pdf,bereich=bmwi,sprache=de,rwb=true.pdf Dok. 15/12206-3 5/11

Hovedprincip for prisloft: Prisloftet skal overstige value of lost load for en væsentlig del af forbruget Forklaring: Dette sikrer, at en væsentlig del af forbruget har økonomisk korrekte incitamenter til at reducere forbruget, før prisen når prisloftet. Parallelt med day-ahead markedet er det nødvendigt at tilpasse nationale eller regionale markeder tilsvarende, fx intra-day- eller balancemarkeder. Prislofter vil altid forplante sig bagud i markedskæden, så hvis der fx er et prisloft på 5.000 EUR/MWh i balancemarkedet, vil det ikke give mening at have et loft, der er højere i day-ahead-markedet. Ud over selve prisloftet skal markedsmæssige tiltag ikke dæmpe naturligt forekommende høje priser, og der skal være en (politisk) accept af, at prisspidser er naturligt forekommende, og at de medfører overførsler fra forbrugere til producenter. Samtidig reduceres betalingerne for strategisk reserve fra forbrugere til producenter. 4.1 Forslag til prisloft: 15.000 pr. MWh Energinet.dk foreslår et prisloft på 15.000 pr. MWh. 15.000 MWh tager udgangspunkt i estimeret value of lost load for forbrug i Damvad 4 2015 og COWI 2004 5. Både Damvad og COWI estimerer value of lost load for dansk elforbrug. 15.000 pr. MWh svarer omtrent til medianen for value of lost load for industri i Danmark og ligger over medianen for landbrug og husholdninger, jævnfør Figur 3 fra Damvad. Figuren viser, at median-omkostningen til afbrud i industrien er estimeret til at være lidt over 100 kr. pr. kwh ved strømafbrud af længere varighed end 1 time. COWI estimerede den gennemsnitlige omkostning for alt forbrug til ca. 8.000 pr. MWh i 2015-priser. I England er omkostningen for husholdninger estimeret til ca. 13.000 pr. MWh 6 og for industrial/commercial til ca. 2.000 pr. MWh. I et tysk studie 7 estimeres omkostningen for husholdninger og services til ca. 4 5 6 7 Figur 3 Normaliserede median-omkostninger (kr./kwh) som funktion af varighed http://www.ens.dk/sites/ens.dk/files/energistyrelsen/nyheder/2015/rapport_- _omkostninger_ved_afbrydelser_af_elforsyning_final_24.06.15.pdf Omkostningerne ved elforsyningssvigt, december 2004 (udført for Energistyrelsen) London Economics, The Value of Lost Load (VoLL) for Electricity in Great Britain Institute of Energy Economics at the University of Cologne, The Costs of Power Interruptions in Germany an Assessment in the Light of the Energiewende, 2013 Dok. 15/12206-3 6/11

12.000 pr. MWh, mens omkostninger for industri varierer mellem 1.000-100.000 pr. MWh afhængig af sektor. Et prisloft på 15.000 pr. MWh forventes ud fra danske estimater og udenlandske estimater at overstige value of lost load for størstedelen af det danske forbrug og give incitament til frivillig forbrugsafkobling i situationer med mangel på kapacitet. Samtidig lægges et loft over de betalinger, som kan finde sted, når udbud og efterspørgsel ikke mødes. 5. Princip for fastlæggelse af prisbund En negativ prisbund skal løse udfordringen med overproduktion, som kan skyldes økonomisk forvridninger andre steder i elsystemet, fx støtte til VE. Energinet.dk vil arbejde for en prisbund ud fra følgende hovedprincip: Hovedprincip for prisbund: Prisbunden skal have en størrelse, hvor hovedparten af subsidieret produktion (fx vedvarende energi med feed-in tariff eller premium) har økonomisk incitament til at reducere produktionen på tidspunkter med afkortning. Forklaring: Dette sikrer, at elprisen kan blive så negativ i situationer med overproduktion, at subsideret produktion har økonomisk incitament til at reducere produktionen, fx slukke for vindmøller. Subsidieret produktion vil sige produktion i det markedskoblede område, dvs. det meste af Europa. Prisbund i nationale eller regionale markeder, fx intra-day- eller balancemarkeder skal tilpasses prisbund i day-ahead markedet. 5.1 Forslag til prisbund: Minus 1.000 pr. MWh Energinet.dk foreslår en prisbund på minus 1.000 pr. MWh. Efter Energinet.dk s kendskab til støtteordninger sikrer dette niveau af prisbund tilstrækkelig økonomisk incitament på tværs af Europa til at reducere produktionen på tidspunkter med overproduktion. 6. Transaktionsomkostninger 6.1 Prisloft Markedsmodel 2.0 projektet diskuterede barrierer og transaktionsomkostninger for fleksibelt forbrug. Markedsmodel 2.0 rapporten har estimater for investeringsomkostninger, men indeholder ikke i konkrete estimater for samlede transaktionsomkostninger, der blev vurderet som forretningshemmeligheder. Internationalt er der lavet få empiriske studier af transaktionsomkostninger ved fleksibelt forbrug. Et tysk studie af fleksibelt forbrug 8 i industrivirksomheder har estimeret transaktionsomkostninger, som inkluderer faste omkostninger (investeringer og årlige faste omkostninger) og variable omkostninger for at kunne reagere på prisen. Studiet finder, at de faste omkostninger er negligerbare for procesvirksomheder som fx kemi-, metal- og cementvirksomheder, mens faste omkostninger har betydning for andre virksomheder. Omkostningerne varierer på tværs af virksomheder, men den typiske investering estimeres til 4.000-6.000 og de årlige faste omkostninger til 2.000-5.000. For en produktionsvirksomhed med et typisk spidsforbrug på fx 0,5 MW svarende til 8 Research Association for Energy Economics, Quantifying the Costs of Demand Response for Industrial Businesses, 2013 Dok. 15/12206-3 7/11

en dansk mellemstor produktionsvirksomhed svarer dette til ca. 125.000 kr./mw/år. Hertil kommer variable omkostninger for at afbryde forbruget. Disse omkostninger må betegnes som betragtelige. Studiet kan ikke umiddelbart overføres til dansk kontekst og højere prisloft, da industrivirksomhederne har andre karakteristika end de fleste danske virksomheder. Desuden er præmissen for studiet, at virksomheder skal kunne deltage i balancemarkeder med kort aktiveringsvarsel, hvilket ikke er nødvendigt i forhold til højere prisloft. Et højere prisloft skal bidrage til at reducere pressede effektsituationer i få timer om året, hvilket i høj grad kan forudsiges day-ahead. Derfor kan estimatet fra det tyske studie betragtes som højt, fordi en day-ahead varsling medfører lavere transaktionsomkostninger hos forbrugere. Derved kan transaktionsomkostningerne være væsentligt lavere ved et højere prisloft. Desuden kan anvendes andre løsninger, fx Pedel-metoden 9 uden faste omkostninger i de få timer, hvor der forventes mangel på kapacitet. Nødstrømsanlæg og varmepumper Transaktionsomkostninger for nødstrømsanlæg (ca. 300 MW) forventes at være lavere, da de fleste nødstrømsanlæg i forvejen kan reagere automatisk. Investeringsomkostningen (engangsbetaling) blev i Markedsmodel 2.0 anslået til 70.000 kr. pr. MW. Transaktionsomkostninger for varmepumper kan også være lavere. Mange varmepumper (og elbiler) kan styres via internettet og forbruger ud fra profiler. Med en simpel app-opdatering kan varmepumper (og elbiler) bruge strøm efter Nord Pool Spot priser (fx day-ahead), som typisk vil fange situationer med risiko for effektmangel. 6.2 Prisbund En prisbund på minus 1.000 pr. MWh forventes at medføre få transaktionsomkostninger i Danmark, da størstedelen af udbudssiden i forvejen reagerer på markedssignaler og således vil kunne respondere på priser uden meromkostninger. Endelig er den nuværende prisbund på minus 500 /MWh, så ændringen er ikke markant. 7. Påvirkning af sikkerhedsstillelse Markedsaktørerne skal typisk stille med en sikkerhed for betaling af udestående ved deltagelse i de forskellige elmarkeder, fx i form af en bankgaranti. Der er fire markedspladser hvor sikkerhedsstillelse e.l. er nødvendig: Balanceansvarsaftale hos Energinet.dk (ubalanceafrgening) Handel på Nord Pool Spot Køb af transmissionsrettigheder Køb af prissikringsproduktioner hos bl.a. Nasdaq Det vurderes at sikkerhedsstillelse på alle markedspladser vil blive øget ved en et højere prisloft. Hvor meget sikkerhedsstillelse vil blive øget er ikke klart, men sikkerhedsstillelse i er i alle fire tilfælde mere eller mindre en funktion af spotprisen. 9 Pedel -metoden: Forbrugere ringes op og bedes om at reducere deres forbrug manuelt. Dok. 15/12206-3 8/11

Balanceansvarsaftale hos Energinet.dk: Balanceansvarlige aktører hos Energinet.dk skal i forbindelse med afregning af ubalancer som den eneste markedsplads, ikke stille med en sikkerhed. Energinet.dk har i stedet valgt at tegne en forsikring på manglende betaling. Forsikringssummen eller kreditrammen opgøres på flg. vis: Handelsbalanceansvarlige aktørers kreditramme er af Energinet.dk fastsat til DKK 2.000.000 dækkende aktiviteter i både DK1 og DK2. Forbrugsbalanceansvarlige aktørers kreditramme beregnes som 5 % af den forudgående måneds forbrug i DK1 og DK2 multipliceret med forward prisen for henholdsvis DK1 og DK2 for det indeværende år, dog minimum DKK 2.000.000 på landsbasis. Produktionsbalanceansvarlige aktørers kreditramme fastsættes af Energinet.dk ud fra nedenstående beregnede mængder i DK1 og DK2 multipliceret med forward prisen for henholdsvis DK1 og DK2 for det indeværende år, dog minimum DKK 2.000.000 på landsbasis. o o o Centrale værker: x 0,01 x månedsproduktion Decentrale værker: x 0,05 x månedsproduktion Vindmøller: x 0,2 x månedsproduktion Kreditrammen skal forstås som det maksimale beløb Energinet.dk kan få dækkes af forsikringen i tilfælde af, at en aktør ikke betaler. Som det ses indgår forwardprisen i kreditrammen, og således vil et øget prisloft indirekte få betydning for kreditrammen og den forsikringssum Energinet.dk betaler. Handel på Nord pool spot (NPS): Aktører der handler på NPS (day ahead og intraday) skal stille med nedenstående sikkerhed: Forbrug/købssiden stiller med en garanti svarende til (netto)værdien af de sidste 7 dages handler, dog minimum 30.000 Produktion/salgssiden stiller med en garanti på 30.000 En aktør som er på begge sider, stiller med en garanti svarende til forbrugssiden Sikkerhedsstillelsen er således en funktion af 7 dages historiske spotpriser, hvis aktøren er helt eller delvis aktiv på købssiden. Typisk vil alle aktører, ikke kun forbrug, men også produktion være aktive på begge sider. Fx kan en aktør på salgssiden have solgt i spotmarked, men være nødt til at købe i intraday, hvis kraftværket er brudt ned. Under normale prisniveauer vil sikkerhedsstillelsen ikke blive påvirket af et øget prisloft. Omvendt vil sikkerhedsstillelse blive voldsomt påvirket hvis der en enkel dag er fx 2-3 timer med maksimalpriser på 15.000 /MWh i stedet for de nuværende 3.000 /MWh Køb af transmissionsrettigheder: Aktører der deltager i auktioner af transmissionsrettigheder på forbindelserne mellem Danmark og Tyskland eller på Storebælt, skal stille med en sikkerhedsstillelse. Størrelsen på sikkerhedsstillelsen bestemmes som værdien af den mængde aktøren ønsker at købe, hvor værdien er lig produktet af: Marginalprisen som balancer udbud/efterspørgsel Dok. 15/12206-3 9/11

Antallet af timer i produktet (måned eller år) Den tildelte mængde kapacitet Når auktionen af kapacitet er afsluttet tjekkes det, at alle aktører som har budt marginalprisen eller derover, har stillet med tilstrækkelig sikkerhed. I så fald det ikke er tilfældet, foretages en ny beregning, hvor buddet fra denne aktør ikke indgår. Udformning af sikkerhedsstillelsen er lidt finurlig, idet aktøren skal stille med passende sikkerhed uden på forhånd at kende marginalprisen. Dog, kan vedkommende naturligvis tage udgangspunkt i eget bud (betalingsvillighed), da man derved er sikker på at stille med tilstrækkelig sikkerhed. Sikkerhedsstillelse svarende til værdien gælder dog kun for køb af månedsproduktet, hvor sikkerhedsstillelse ved køb af årsproduktet kun udgår 1/6 af værdien. En forøgelse af prisloftet vil højst sandsynlig have betydning for prisen på transmissionsrettigheder, da den potentielle spot prisforskel mellem to områder kan blive (vil) større. Køb af prissikringsproduktioner hos bl.a. Nasdaq: Den sikkerhedsstillelse, som aktørerne ved NASDAQ skal stille afhænger overordnet af to telementer: Basis garanti Margin garanti Basis garantien er bestemt ud fra over-night risk, som er den risiko der er ved at handle imellem forskellige tidszoner, samt andre faktorer f.eks. aktørens anciennitet, tidligere clearing historie osv. Dette er derfor noget som er vurderet ved hver aktør, uden at have en påvirkning fra markedet. Margin garantien består af en betinget variation margin og risiko. Den betingede variation margin er forskellen imellem spotprisen, og kontraktens værdi. Marginen er afhængigt af produktet. En future afregnes dagligt op imod den underliggende pris, og for en EPAD (forward), som ikke afregnes undervejs, men i slutningen af en periode, udregner NASDAQ et teoretisk pris (theoretical Daily Fix), som er baseret på den historiske forskel imellem systemprisen og områdeprisen på det relevante område. Den betingede variation margin skal derfor dækkes ud fra en forventning om hvad system og områdeprisen vil være. Risikoen udregnes ved historisk at se på udsving i prisen for produktet, og udregne forskellige fremtidige scenarier og konfidensintervaller. Risikoen er derfor et produkt af en historisk udvikling, men ligeledes også rammerne for fremtidig udvikling. Alt andet lige, så vil en stigning i minimumsprisen betyde en større risiko, da der kan ske større sving i system- og områdepriser. 8. Den videre proces 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 senest 14. februar 2017. Energinet.dk foreslår en gradvis forøgelse af prisloftet på fx 2.000 pr. år, således markedsaktørerne har tid til at tilpasse sig prisloftet. Energinet.dk vil arbejde for at hæve prisloftet og evt. justere prisbunden i day-ahead, intraday og balancemarkederne på samme tidspunkt. Dok. 15/12206-3 10/11

8.1 Evaluering af højere prisloft Selv om der ikke kommer situationer med meget høje priser efter indførelse af et højere prisloft, kan et højere prisloft evalueres. PCR Simulation Facility simulerer markedsudfald ud fra historiske bud i day-ahead markedet, og priselastiske bud fremgår af modellen. Demand reductions kan dog ikke ses, dvs. hvis en aktør er både producent og forbruger, men kun melder ét samlet bud ind i markedet. Dok. 15/12206-3 11/11

Hævelse af prislofter Markedsarbejdsgruppen 2. marts 2016 Morten Sommer 1

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 2

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 3

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 4

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 5

Analyse af implicitte nettab i norden Markedsarbejdsgruppen 2. marts 2016 Morten Sommer 1

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 2

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 3

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 4

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 5

Til Markedsarbejdsgruppen Flere NEMO er i Danmark/Norden Forordning 2015/1222 (også kaldet CACM 1 ) stiller som krav, at alle medlemsstater udpeger en eller flere NEMO'er (nominated electricity market operator) til at gennemføre den fælles day-ahead- og/eller intraday-kobling i medlemsstatens budområder. 15. februar 2016 LEG/LEG Den 18. november 2015 blev Nord Pool udpeget som NEMO i Danmark af Energitilsynet. Nord Pool er udpeget for en 4 årig periode. Udover at være udpeget NEMO i Danmark er Nord Pool desuden udpeget NEMO i Sverige, Finland, Tyskland, Østrig, Belgien, Holland, Storbritannien, Frankrig, Estland, Letland, Litauen. Idet Norge ikke endnu har implementeret CACM, gælder andre regler, men i praksis arbejder både børser og TSO er som om Nord Pool også her er udpeget NEMO. Den 18. januar 2016 har EPEX Spot formelt informeret Energitilsynet, at de ønsker at tilbyde deres ydelser i Danmark. EPEX Spot har tilsvarende informeret regulatorerne i Sverige, Finland og Norge. I Norge vil EPEX ansøge om en Markedsplasskonsesjon. Flere NEMO er i et budområde CACM giver mulighed for at flere NEMO er kan agere indenfor samme prisområde. En børs kan ansøge om at blive udpeget NEMO i flere medlemsstater (som Nord Pool har valgt at gøre det). Dermed følger både de muligheder og de krav som CACM stiller til en NEMO. En NEMO kan også vælge at tilbyde day-ahead- og intraday-handelsydelser til levering i en anden medlemsstat end der, hvor NEMO en er udpeget uden at ansøge om at blive udpeget NEMO i den anden medlemsstat (som EPEX Spot har valgt at gøre det). Den mulighed er defineret i CACM artikel 4.5, som er vedlagt i bilag. 1 Capacity Allocation and Congestion Management Dok. 15-12206-11 1/4

Tidsplan for flere NEMO er i Danmark Fra det tidspunkt, hvor en yderligere NEMO udpeges, eller hvor en NEMO formelt får tilladelse til at udbyde handelsydelser, har den/de relevante TSO er 4 måneder til at udarbejde et forslag til en ordning, der kan håndtere flere børser i samme område. De relevante regulatorer har derefter 6 måneder til godkendelse, hvorefter implementering af ordningerne kan igangsættes. Der er ikke defineret en deadline for implementering i CACM, dog skal et forslag til godkendelse indeholde en implementeringsplan. Forslaget skal ikke sendes i offentlig høring Plan for det videre arbejde samarbejde i Norden Idet EPEX Spot har henvendt sig i alle de nordiske lande, er der enighed blandt de nordiske TSO er om at lave en fælles løsning. Til det formål er der etableret en arbejdsgruppe og analysearbejdet er startet. Næste skridt bliver at igangsætte et samarbejde med Nord Pool og EPEX gældende både for day ahead og for intraday. De nordiske regulatorer har forståelse for at der laves en fælles nordisk løsning og regulatorerne samarbejder så vidt muligt, men der vil ikke være tale om en fælles nordisk regulatorbeslutning eller fælles kontakt til børserne og TSO erne. Den svenske regulator sendte sit positive svar til EPEX den 4. februar 2016. Dermed bliver den dato startskuddet for de 4 måneders arbejde på en fælles nordisk løsning, der skal være klar den 4. juni 2016. Energitilsynet sendte positivt svar til EPEX den 12. februar, hvilket formelt betyder, at Energinet.dk kan vente med at sende forslag til godkendelse den 12. juni 2016. Der er ikke endnu sendt svar fra den finske eller den norske regulator til EPEX. Forventninger til løsning Idet den fællesnordiske analysefase netop er igangsat og samarbejdet med børserne ikke er startet endnu, er det for tidligt at komme med konkret information om en kommende løsning. Der arbejdes dog ud fra nogle uformelle forventninger. For intraday forventes, at en nordisk ordning til at håndtere flere børser først implementeres, når det fælleseuropæiske intraday marked (XBID) er implementeret. En nordisk ordning til at håndtere flere børser på day ahead markedet implementeres tidligere, idet priskobling allerede er implementeret i de relevante Dok. 15-12206-11 2/4

områder. Der vil sandsynligvis kunne laves en teknisk løsning i selve day ahead algoritmen (Euphemia). Nord Pool og EPEX Spot er begge udpeget NEMO i flere af de samme medlemsstater. Derfor forventes de at være pro-aktive og interesserede i en løsning, som kan bruges flere steder og ikke kun i Norden. Hvad betyder det for markedsaktørerne? Fremover vil markedsaktører få to handelspladser at handle på. Prisen vil være den samme uanset, hvilken børs der handles på. Forskellene vil være i de gebyrer som børserne opkræver, i de produkter de tilbyder og i den service de leverer. Spørgsmål til markedsaktørerne 1. Hvad betyder det for jer, at der kommer flere børser i Danmark/Norden? 2. Hvad er vigtigt for jer som aktører, at Energinet.dk tager med ind i det videre nordiske arbejde? 3. 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? Dok. 15-12206-11 3/4

Bilag CACM artikel 4.5 En NEMO, der er udpeget i én medlemsstat, har ret til at tilbyde day-ahead- og intraday-handelsydelser til levering i en anden medlemsstat. Handelsreglerne i sidstnævnte medlemsstat gælder, uden at det er nødvendigt, at den pågældende markedsoperatør udpeges som NEMO i sidstnævnte medlemsstat. Den udpegende myndighed overvåger alle NEMO'er, der deltager i den fælles dayahead- og/eller intraday-kobling i den pågældende medlemsstat. I henhold til artikel 19 i forordning (EF) nr. 714/2009 sikrer de udpegende myndigheder, at alle NEMO'er, der deltager i den fælles day-ahead og/eller intraday-kobling i den pågældende medlemsstat, overholder denne forordning, uanset hvor NEMO'erne er udpeget. De myndigheder, der er ansvarlige for udpegning, overvågning og håndhævelse, udveksler alle de oplysninger, der er nødvendige for effektivt at kunne føre tilsyn med NEMO'ernes aktiviteter. Hvis en udpeget NEMO påtænker at deltage i den fælles day-ahead- eller intraday-kobling i en anden medlemsstat, skal denne underrette den udpegende myndighed i den pågældende medlemsstat senest to måneder inden aktiviteten påbegyndes Artikel 45 & 57: Ordninger for tilfælde, hvor der er mere end én NEMO i et budområde, og for samkøringslinjer, der ikke drives af en certificeret TSO 1. TSO'er i et budområde, hvor der er udpeget mere end én NEMO, hvor mere end én NEMO udbyder handelsydelser, eller hvor der er samkøringslinjer, der ikke drives af en certificeret som TSO i henhold til artikel 3 i forordning (EF) nr. 714/2009, udarbejder et forslag om tildeling af overførselskapacitet samt andre ordninger, der er nødvendige for sådanne budområder, i samarbejde med de berørte TSO'er, NEMO'er og operatører af samkøringslinjer, som ikke er certificeret som TSO, med henblik på at sikre at de relevante NEMO'er og samkøringslinjer leverer de nødvendige data og finansielle dækning for sådanne ordninger. Disse ordninger skal være udformet således, at andre TSO'er og NEMO'er har mulighed for at tilslutte sig dem. 2. Forslaget fremsendes de relevante nationale regulerende myndigheder til godkendelse senest fire måneder efter at den anden NEMO er blevet udpeget og/eller har fået tilladelse til at udbyde handelsydelser i et budområde, eller hvis en ny samkøringslinje ikke drives af en certificeret TSO. Hvad angår eksisterende samkøringslinjer, der ikke drives af en certificeret TSO, skal forslaget fremsendes senest fire måneder efter denne forordnings ikrafttrædelse. Dok. 15-12206-11 4/4

Til Markedsarbejdsgruppen Opdatering af Harmonised Allocation Rules 12. februar 2016 NFL Reglerne for allokering af kapacitet til transmissionsrettigheder på de dansktyske grænser og på forbindelsen imellem Vest- og Østdanmark blev pr. 1. januar 2016 ændret til at være de såkaldte Harmonised Allocation Rules (HAR) med et regionsspecifikt bilag. 1 HAR reglerne er et fælles europæisk sæt regler for allokering, samt brug af transmissionsrettigheder og er en del af Guideline Forward Capacity Allocation (GL FCA). GL FCA sætter de overordnede rammer for allokeringen og brugen af transmissionsrettigheder og specificere at HAR forholder sig til følgende: Proceduren for salg af transmissionsrettigheder via auktion samt betingelser for hvorledes markedsaktørerne deltager i auktionerne, bestemmelser vedrørende firmness- og kompensationsregler og betingelserne for brug af kapacitet på grænserne imellem zonerne. GL FCA specificerer, at alle TSOer skal levere et sæt harmoniserede allokeringsregler (HAR) til de nationale regulatorer inden 6 måneder efter GL FCA er trådt i kraft. Ydermere specificere GL FCA at TSOerne kan lave et regionsspecifikt bilag. Et sådan bilag muliggøre at TSOer kan afvige fra elementer i HAR reglerne, såfremt det ikke er muligt eller ønskeligt at implementere de rene HAR regler. Et sådan regionsspecifikt bilag skal godkendes af de nationale regulatorer på sammen måde som HAR reglerne. Den første udgave af HAR, kørte som et tidlig implementeringsprojekt, og de nuværende HAR regler er således trådt i kraft inden GL FCA var i sin endelige form. De nuværende HAR bestemmelser er således overgangsregler ind til GL FAC træder i kraft og HAR reglerne bliver opdateret, således at GL FCA og HAR er i overensstemmelse. 1 Reglerne kan findes her: http://jao.eu/resourcecenter/overview Dok. 13/94333-61 1/7

Energinet.dk og de to tyske TSO valgte derfor, at aflevere et regionsspecifikt bilag til godkendelse sammen med HAR reglerne. Begrundelsen var at Energinet.dk og de to tyske TSO er ikke ønskede at forstyrre markedet mere end højst nødvendigt, ved at markedsaktørerne skulle forholde sig til nye regler, som var overgangsregler for en kort periode. Med det regionsspecifikke bilag blev de dengang gældende regler således bibeholdt i stort omfang. Ikrafttrædelse af GL FCA Det forventes at GL FCA træder i kraft i juli 2016, dvs. at TSOerne skal have opdateret de gældende HAR regler således, at disse er i overensstemmelse med GL FCA inden januar 2017. Herefter har de nationale regulatorer 6 måneder til at godkende reglerne inden disse træder i kraft. Dette vil betyde at de opdaterede HAR regler ikke vil kunne forventes at være godkendt før juni 2017. Figur 1 Tidslinje for opdatering af HAR i forhold til de juridiske forpligtigelser sat i GL FCA. Grundet den måde som transmissionsrettigheder sælges på, hvor årsproduktet for det kommende år sælges i slutningen af november, først i december, vil en opdatering som skitseret i Figur 1 betyde, at de opdaterede HAR regler ikke vil kunne træde i kraft for årsproduktet, før 2018. Tidlig opdatering af HAR Det er et ønske fra markedsaktørerne at de opdaterede HAR regler er klar til at træde i kraft fra 2017. TSOerne har derfor i samarbejde med de nationale regulatorer undersøgt muligheden for, at lave en opdatering af HAR reglerne inden GL FCA træder i kraft. De nationale regulatorer har forskellige bekymringer, men de fleste er villige til at fortage en opdatering af HAR reglerne inden november 2016. Med denne feedback har ENTSO-E og TSOerne valgt at påbegynde opdateringen af de gældende HAR regler i foråret 2016 således, at leveringen af de opdaterede HAR regler til de nationale regulatorer kan ske omkring sommerferien. Høringen af de opdaterede HAR regler kan derfor forventes at komme midt april på ENTSO-E hjemmeside. De nationale regulatorer har herefter ca. 3 måneder til at godkende de opdaterede HAR regler sådan, at disse kan være gældende fra 2017 (inkl. Årsproduktet for 2017). Efterfølgende vil der foregå en GL FCA-juridisk implementering, som følger de juridiske forpligtigelser der er givet i GL FCA, se Figur 2. Dok. 13/94333-61 2/7

Figur 2 Tidsplan for tidlig opdatering af HAR der sikre at de opdaterede HAR regler kan være gældende fra 2017. Forudsætninger for en tidlig opdatering og undtagelser Der er en række forudsætninger der skal sikres for at TSOerne kan have en ikrafttrædelse af de opdaterede HAR regler i 2017: De nationale regulatorer skal kunne godkende de opdaterede HAR regler på makimalt 3 måneder. Der sker en tidlig koordinering med de nationale regulatorer omkring input til de regionale design af transmissionsrettigheder, dvs. hvorvidt der skal udbydes transmissionsrettigheder på en grænse og hvis ja hvilket produkt der skal udbydes. En FTR-option er en finansiel transmissionsrettighed imellem to prisområder, som giver ejeren ret til at modtage prisforskellen, hvis prisforskellen er positiv i den retning som markedsaktøren har købt, men FTR-optionen giver ingen forpligtelse når prisforskellen er negativ. En FTR-obligation er forskellig fra en FTR-option på den måde, at den indebærer en forpligtelse for ejeren til at betale prisforskellen til TSOen, når prisforskellen er negativ. Konsekvensen er at set-uppet for at håndtere FTR-obligationer vil være væsentlig anderledes en set-uppet for håndteringen af FTR-optioner. Blandt andet vil der skulle inddrages et clearinginstitut og der vil skulle opstilles principper for TSOens finansielle risiko, der følger med FTR-obligationer. Dette er et stort og omfattende set-up og endnu en forudsætning for en hurtig opdatering er derfor, at udformning af reglerne for FTR-obligationer kan udelades i første omgang. Da opdateringen af HAR reglerne sker før ikrafttrædelsen af GL FCA er der ingen juridisk forpligtigelse i forhold til at skulle medtage FTR-obligationer i første omgang. Baseret på sidste European Stakeholder Committee møde (ESC), som ENTSO-E og ACER afholder i fællesskab, synes der yderligere at være en bred enighed blandt interessenterne og de nationale regulatorer omkring at FTRobligationer ikke er en prioritet. Det er dog nødvendigt for at overholde GL FCA at der som minimum udarbejdes nogle principper på højt niveau for FTR obligationer til den GL FCA-juridiske implementering der skal forgå efterfølgende, jf. Figur 2. Det vurderes fra ENTSO-E og TSOerne, at det er nødvendigt at have en formel bekræftelse fra Europa kommissionen på at FTR-obligationer kan udelades i første omgang, og at der herefter kun udarbejdes principper på højt niveau. Dok. 13/94333-61 3/7

Udover overstående forudsætninger vil der være undtagelser for nogle grænser, hvor en tidlig implementering af de opdaterede HAR regler ikke vil være mulig. Det omfatter blandet andet de grænser hvor man: er ved at lave et redesign af det eksisterende elmarked. endnu ikke har implementeret de nuværende HAR regler. ikke inden for den korte tidsramme kan nå at tilpasse de eksisterende regionale handelsplatforme. Ydermere kan der også, baseret på anmodning fra den nationale regulator, blive behov for regionsspecifikke bilag på nogle grænser. Hvad skal opdateres i HAR reglerne Tilgangen til opdateringen af HAR reglerne er at hoveddelen af HAR opdateres, således at det sikres, at denne del er i overensstemmelse med GL FCA. Det er Energinet.dk s ambition at overgå til de rene HAR regler med opdateringen og derfor ikke længere at have et regionsspecifikt bilag, hvilket er i overensstemmelse med Energitilsynets forventning. Det nøgle område der vil blive ændret i HAR reglerne, er relateret til firmness kapitel 9. Mere specifikt skal de nuværende HAR regler ændres således, at der ikke længere er referencer i HAR til Long Term Firmness Deadlines, se Figur 3 nedenfor. Figur 3 Ændringen af Long Term Firmness Deadline i de nuværende regler for allokering af transmissionsrettigheder på de danske grænser (HAR + regionsspecifikt bilag) Ydremere kan der ifølge GL FCA kun være 2 typer af situationer hvor en TSO kan begrænse kapaciteten, nemlig force majeure og af hensyn til driftssikkerheden (operational security). Dette betyder at der i HAR reglerne ikke længere vil Dok. 13/94333-61 4/7

være 3 situationer hvor det er muligt for TSOen at begrænse kapaciteten (force majeure, Emergency situation og system security) men kun de to ovenfor nævnte 2. I de regler der er gældende for de danske grænser (HAR + regionsspecifikt bilag), er Emergency situationen defineret til at være lig med Force Majeure og da der kun kan være 2 situationer (Force Majeure og operational security) fremadrettet vil denne blive ændret, se Figur 4. Figur 4 Ændringen af antallet af situationer i de nuværende regler for allokering af transmissionsrettigheder på de danske grænser (HAR + regionsspecifikt bilag) Også loftet (Cap) for kompensation til markedsaktørerne skal tilpasses. GL FCA specificerer, at der ikke kan være et Cap på force majeure, men at TSOerne må foreslå et Cap for operational security, der ikke er mindre end TSOens totale flaskehalsindtægt på grænsen i det relevante kalender år. I tilfælde af DC-forbindelser må TSOen foreslå et Cap der ikke er mindre end TSOens totale flaskehalsindtægt på grænsen i den relevante kalender måned, se Figur 5. Dok. 13/94333-61 5/7

Figur 5 Ændringen af loft for kompensation til markedsaktørerne i de nuværende regler for allokering af transmissionsrettigheder på de danske grænser (HAR + regionsspecifikt bilag) De opdaterede regler for firmness for de danske grænser, vil således komme til at se ud som følgende: Figur 6 Opdaterede HAR regler i overensstemmelse med GL FCA Den endelige udformning af HAR reglerne vil, som tidligere skrevet, blive lavet i løbet af foråret og herefter komme til hørring hos markedsaktørerne. 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? Dok. 13/94333-61 6/7