Energinet.dk s anmeldelse af metode til indkøb af strategiske reserver i Østdanmark for perioderne og

Punkt XX Energitilsynets møde den 27. januar 2014 HØRINGSUDKAST 10/12/2014 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. Sekretariatet for Energitilsynet Carl Jacobsens Vej 35 2500 Valby tlf. 41 71 54 00 mail post@energitilsynet.dk web www.energitilsynet.dk Indstilling 2. Det indstilles, at Energitilsynet på baggrund at vedlagte sagsfremstilling og vurdering træffer afgørelse om følgende: Energitilsynet godkender overordnet set 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. Energitilsynets godkendelse omfatter ikke den generelle udelukkelse af værker på Grundbeløb 1 fra at deltage i udbuddet i 2016-2018. Energitilsynets godkendelse omfatter ikke den absolut fastsatte grænse på 3 MW installeret effekt som kriterium for, at værker på Grundbeløb 2 er additionelle og kan deltage i udbuddet i 2019-2020. 3. Ovenstående afgørelse træffes på følgende vilkår: Godkendelsen betinges af, at Grundbeløb 1 og 2 værker får mulighed for at deltage i den første udbudsrunde fra 2016-2018, hvis det kan dokumenteres, at kriterierne for additionalitet er opfyldte. Side 1 af 1

Godkendelsen betinges af, at alle indtægter Energinet.dk har i forbindelse med indkøbet af strategiske reserver, herunder eventuelle bodsbetalinger, indgår i det samlede regnskab for reserven og medvirker til at sænke den totale omkostning. Godkendelse betinges af, 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. Side 2 af 2

Sagsfremstilling Indledning 4. I den foreliggende sag anmodes tilsynet 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. 5. 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 desuden i forbindelse med sagsbehandlingen afholdt høring af metodeanmeldelsen. Sekretariatet anmodede Energinet.dk om yderligere oplysninger, herunder svar på en række spørgsmål. 6. 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 sekretariatets forespørgsel fremsendt yderligere kurver. Disse papirer vedlægges som bilag henholdsvis 2, 3, 4 og 5. 7. Energinet.dk forventer, at de faste omkostninger forbundet med finansieringen af strategiske reserve er mellem [XX og XX DKK] om året. 8. 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. 9. Energistyrelsen er på den baggrund ved at udarbejde en bekendtgørelse, hvorefter Energinet.dk skal ansøge styrelsen om tilladelse til at iværksætte nærmere angivne foranstaltninger, i dette tilfælde indkøb af strategiske reserver. Når bekendtgørelsen foreligger, skal Energinet.dk sende en ansøgning til styrelsen. Energistyrelsen skal godkende, om der 1 Lovbekendtgørelse nr. 1329 af 25. november 2013, som senest ændret ved lov nr. 633 af 16. juni 2014. Side 3 af 3

er grundlag for at iværksætte disse foranstaltninger af hensyn til forsyningssikkerheden. 10. Bekendtgørelsen er endnu ikke udstedt og dermed foreligger hjemlen og grundlaget for Energinet.dk s indkøb af strategiske reserver ikke. 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 styrelsen har vurderet, at udbuddet godt kan iværksættes før dette grundlag forligger, da udbuddet først er retligt bindende, når tilbud accepteres. 11. Sagen indeholder endvidere også et statsstøtte-element, som skal behandles af EU-Kommissionen. Det forventes, at denne proces sættes i gang, når Energinet.dk har udvalgt tilbud efter udbuddets afholdelse. 12. I den foreliggende sag lægges det således til grund, at Energistyrelsen godkender grundlaget for og størrelsen af Energinet.dk s indkøb af strategiske reserver, samt at EU-Kommissionen godkender eventuelle statsstøtte-elementer. Energitilsynets godkendelse af metodeanmeldelsen er betinget heraf. 13. 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 metoderne for Energinet.dk s indkøb af strategiske reserver. 14. Sagen har en vis international betydning, idet der reelt er tale om en indgriben i markedet. Denne indgriben kan blandt andet forvride investeringssignaler og kan potentielt påvirke det indre marked for energi, særligt de danske nabolande. SET har med henblik herpå i relevant omfang inddraget Kommissionens og ACER s (Agency for the Cooperation 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 været sendt i høring blandt de nordiske regulatorer, de omkringliggende TSO er og den tyske regulator Bundesnetzagentur. 15. Sagens fremstilling er struktureret således at kapitel 1-3 skal betragtes som baggrundsviden. Kapitel 4-8 indeholder en beskrivelse af selve metodestoffet: Kapitel 1: Energinet.dk s indkøb af systemydelser i Danmark. Side 4 af 4

Kapitel 2: Indholdet af Energinet.dk s anmeldelse af metode for indkøb af strategiske reserver Kapitel 3: Energinet.dk s vurdering af behovet for indkøb af strategiske reserver Kapitel 4: Udbud af strategiske reserver Kapitel 5: Produktionssidens deltagelse Kapitel 6: Forbrugssidens deltagelse Kapitel 7: Energinet.dk s inddækning af omkostninger Kapitel 8: Erfaringer med strategiske reserver Kapitel 9: Internationale forhold - Andre kapacitetsmekanismer og Kommissionens samt ACER s anbefalinger Kapitel 10: Høring Kapitel 11: Lovgrundlag Kapitel 12: Vurdering Bilag o B.1 Beskrivelse af alternative kapacitetsmekanismer o B.3 Kommissionens holdning til kapacitetsmarkeder o B.4 ACER s holdning til kapacitetsmarkeder o B.5 Sverige/Finland sammenligning Side 5 af 5

Tabel 1: Anvendte forkortelser og begreber Forkortelse/begreb Forklaring Additionalitet Afkortning på markedet Balanceansvarlig Combined cycle DE 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 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 (CC) 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. DK2 ENS Forsyningskæde/forsyningslinje Intraday markedet Lazy bidders Maksimal effekt fra forsyningskæden/ 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 for- Side 6 af 6

maksimumseffekt NPS PSO-tariffen Regulerkraftmarkedet SE4 SET Spotmarkedet Strategisk reserve Systemtariffen syningskæde 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 elforsyningsloven. 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 7 af 7

1 Energinet.dk s indkøb af systemydelser i Danmark 16. 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 selskabet har systemansvaret samt ansvar for forsyningssikkerheden. Energinet.dk er en selvstændig offentlig virksomhed ejet af den danske stat ved Klima-, Energi- og Bygningsministeriet. 17. Energitilsynet skal i medfør af Elforsyningsloven 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. 1.1 System og aktører i elmarkedet 18. 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. 19. 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 optil 2 timer før driftstimen og indtil 45 minutter før driftstimen. 20. 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. Regulerkraftmarkedet starter 1 time før driftstimen og lukker 45 minutter før driftstimen. 21. Energinet.dk har ansvaret for balancen i det overordnede elsystem, og for at dække opståede ubalancer indkøber Energinet.dk, som den eneste, 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. Side 8 af 8

1.2 Markederne for indkøb af systemydelser i Østdanmark 22. Ved mindre udsving i den normale drift sørger Energinet.dk for at balancere systemet ved at købe op- eller nedregulering på regulerkraftmarkedet. For at kunne håndtere større ubalancer, pga. fx produktionsudfald 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 nedenfor afsnit 4.3. 23. Energinet.dk afholder et nyt udbud af de manuelle reserver i regulerkraftmarkedet i 2020. 24. 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 sikkerhedsmekanisme, der skal sikre tilstedeværelsen af en given kapacitet benævnt som strategiske reserver. Denne sikkerhedsmekanisme (strategiske reserver) 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 9 af 9

2 Energinet.dk s anmeldelse af metode for indkøb af strategiske reserver 25. 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. Energinet.dk forventer at gennemføre det første udbud 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. 26. Energinet.dk anfører, at formålet med indkøbet først og fremmest er at fastholde det nuværende niveau for forsyningssikkerhed, 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. 27. Det bemærkes indledningsvist, at strategiske reserver påtænkes at skulle fungere sideløbende med 2nd auctions, hvis sidstnævnte indføres for Danmark på NPS. Se nærmere herom afsnit 8.3. 2.1 De overordnede principper for Energinet.dk s model for indkøb af strategiske reserver 28. Formålet med de valgte metoder for indkøb af de strategiske reserver er ifølge Energinet.dk at fastholde lukningstruet produktions kapacitet, dvs. blokke som ikke har en normal indtjening og dermed på sigt ikke kan forventes at ville blive på markedet i Østdanmark. Målsætningen er at helt nye kraftværksblokke eller blokke, som ikke har en normal indtjening og dermed på sigt ikke vil blive i markedet, 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 købet af de strategiske reserver. 29. For forbrugssiden er hensigten at give et incitament til, at forbrugsressourcer bydes prisfleksibelt ind som strategiske reserver. Målsætningen er at gøre prisufleksible forbrugsressourcer prisfleksible og dermed købe additionel kapacitet. 30. Produktions- og forbrugsressourcer, der anvendes som strategiske reserver, modtager en særlig 3 komponentbetaling; rådighedsbetaling, start/stop omkostninger og variabel produktionsomkostninger. 31. Rådighedsbetalingen afholdes uanset aktivering i henhold til aktørernes bud, og de variable omkostninger (start/stop og variabel pro- Side 10 af 10

duktionsomkostninger) afregnes i forbindelse med aktivering efter de variable omkostninger i aktørernes bud. 32. For at sikre additonalitet 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 i afsnit 4.4. 33. 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 maxpris (3.000 ) nemlig mellem 2.999,8 2999,9 /MWh. 34. Energinet.dk skriver i anmeldelsen, at implementering af strategiske reserver er et markeds indgribende tiltag, da reserven ikke ville blive indført i et elsystem udelukkende baseret på kommercielle beslutninger. Energinet.dk anfører derfor, at modellen er udformet, så eventuel negativ indvirken på den økonomiske effektivitet i spotmarkedet minimeres. 35. Energinet.dk skelner mellem incitamenter til drift (kort sigt) og incitamenter til investeringer (lang sigt) for henholdsvis produktion og forbrug. 36. 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 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. 37. For forbrug fremgår følgende af anmeldelsen: Kort sigt: Forslaget forventes kun at have begrænset virkning på prisdannelsen. De aktører som vil deltage i den strategi- Side 11 af 11

ske 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. 2.2 Budgivning på NPS og strategiske reserver 38. Strategiske reserver aktiveres, når NPS ikke kan danne priskryds og for at undgå afkortning. Det sker typisk, når systemet er presset, dvs. når forbruget er højt samtidig med, at vind- og solenergi er i bund, og når leverancen fra udlandet er begrænset. Altså aktiveres strategiske reserver, når forbruget er større end produktionen. 39. 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. 40. Konsekvensen ved afkortning er, at NPS afkorter efterspørgselsbuddene pro rata således, at udbud og efterspørgsel igen matcher hinanden. 41. 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. 42. Aktivering på udbudssiden (produktionssiden) sker ved, at NPS identificerer et behov for afkortning (initial afkortning) 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 aktiveret 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. 43. Figur 2 viser mere præcist, at udbuddet 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. Side 12 af 12

Figur 2: Illustration af strategisk reserve (på produktionssiden) i spotmarkedet Kilde: Energinet.dk 44. 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. 45. Af figur 3 fremgår det, at udbudskurven ved initial afkortning ikke vil kunne nå efterspørgsel-1 kurven. Ved prisen 2.999,9 /MWh reducerer forbrugsressourcerne deres forbrug (maksimalt deltagende forbrug er 20 MW), således at der kan dannes en markedspris ved priskrydset mellem udbudskurven og efterspørgsel-2 kurven. 46. 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. Side 13 af 13

Figur 3 2 : Illustration af strategisk reserve (på forbrugssiden) i spotmarkedet Kilde: Sekretariatet for Energitilsynet 2 Bemærk: Figuren er et illustrativt eksempel på, at en mindre efterspørgsel parallelforskyder efterspørgselskurven (til venstre), således at markedet kan cleare. Side 14 af 14

3 Energinet.dk s vurdering af behovet for indkøb af strategiske reserver 47. 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. 48. 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. 49. 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 som er maksimalt 5 afbrudsminutter per år for en gennemsnitsforbruger. 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 interconnectoren i slutningen af 2018. Kilde: Energinet.dk 50. 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 15 af 15

4 Udbud af strategiske reserver 51. Energinet.dk vil indkøbe strategiske reserver gennem to udbud, et på 200MW for perioden 2016-2018 og et på en endnu ikke fastlagt mængde for perioden 2019-2020, hvis der vurderes at være behov herfor. 4.1 Krav til bud i forbindelse med levering af strategiske reserver 52. Energinet.dk har opsat visse krav til buddene for de markedsaktører, der ønsker at levere strategiske reserver. 53. 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. 54. Markedsaktører skal ifølge Energinet.dk herudover fremsende bud med udgangspunkt i de omkostninger, der er forbundet med levering af 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 angivelse af 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 betaling af start/stop omkostninger én gang dagligt. Variable produktionsomkostninger. Aktøren skal i budgivningen oplyse variabel 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 16 af 16

55. For at kunne sammenligne de indkomne bud, beregner Energinet.dk ved udvælgelsen de forventede årlige variable produktionsomkostninger ud fra en estimation af sandsynligheden for aktivering af reserven. Energinet.dk forventer i gennemsnit 5 aktiveringstimer om året. Hvorvidt timerne er sammenhængende, kan Energinet.dk ikke estimere. 56.. Energinet.dk opgør den forventede årlige omkostning per aktør på følgende vis: Budpris for aktør NN (1) = årlig rådighedsbetaling + forventede antal årlige start/stop start/stop omk. + forventede antal årlige aktiveringstimer var. omk. MW 57. Hvor den årlige rådighedsbetaling 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. 4.2 Energinet.dk s udvælgelsesproces 58. Af Energinet.dk s anmeldelse fremgår, at markedsaktørerne vil blive udvalgt efter omkostningerne i markedsaktørernes individuelle bud. 59. Energinet.dk tager udgangspunkt i ligning (1), når buddene skal udvælges. 60. 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. 61. Energinet.dk har i deres anmeldelse (tabel 2) konstrueret et taleksempel på forskellige budpriser. I nedenstående tilfælde har aktørerne A til I samlet set givet bud på 268 MW. 62. Budprisen t i for aktør i er i tabel 2 beregnet på følgende måde t i = y i q i + z i + 5 p i q i 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 17 af 17

Tabel 2: Taleksempel på budpris q i - y i - Total Rådighedsbetaling Parameter effekt (MW) (DKK/MWh) Produktion z i - Start/stop omk. (DKK /år) p i - Variable omk. (DKK/MWh) t i - 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 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 63. Energinet.dk angiver i deres anmeldelse, hvordan de vil udvælge bud og opstiller, hvad de mener, er 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 64. 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. 65. 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. Side 18 af 18

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. 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 3 ). Er begge bud lige klimavenlige, foretages en lodtrækning af en uvildig part. 66. 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. 4.3 Energinet.dk s sikring af additionalitet i indkøbet 67. 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. Idet der ellers de facto ville være tale om en finansiel transferering til bestemte aktører uden nogen reel effekt. For at sikre dette skal deltagerne i reserven principielt være nye værker, eller ikke-rentable værker, dvs. lukningstruede værker. 68. 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 afsnit 6.2 for krav til forbrugssiden): at de deltagende aktører skal levere bud svarende til maksimumseffekten fra en given forsyningskæde 4 i kraftværksblokken på et givet tidspunkt at anlæg, som kan oppebære Grundbeløb 1, ikke må deltage i de år, hvor Grundbeløb 1 kan oppebæres 69. Energinet.dk forventer, at værker, som har en rimelig indtjening gennem salg af el- og varmeproduktion i de kommercielle markeder, ikke vil finde attraktivt at deltage i udbuddet.. 3 Europa-Kommissionens Retningslinjer for statsstøtte til miljøbeskyttelse og energi 2014-2020 (2014/C 200/01) stk. 3.9.6 nr. 232, e) 4 For definitionen af en forsyningskæde henvises der til ordforklaringen. Side 19 af 19

70. Årsagen er, at værkerne skal opgive indtjeningen fra de kommercielle markeder for at deltage i den strategiske reserve. Jo højere indtjening, der skal opgives, jo højere bud må værkerne forventes at indgive, idet buddene netop også skal dække den mistede indtjening, altså har værkerne 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 lukningstruede værker. 71. Den angivne maksimumseffekt 5 for en forsyningskæde, fastsættes af budgiveren, og det vil således være muligt at sætte en mindre maksimumseffekt end den, der teknisk set kan leveres 6. 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. 4.4 Anlæg på grundbeløb 7 72. I det danske energimarkedet tildeles en række decentrale kraft/varme værker såkaldte Grundbeløb. 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. 73. Grundbeløb 1 kan oppebæres af en række værker til og med 2018. I Østdanmark er der samlet set 516 MW på Grundbeløb 1. Værkerne i Østdanmark på Grundebeløb 1 modtog i år 2013 gennemsnitligt 550.000 DKK pr. installeret MW. Størrelsen af Grundbeløb 1 varierer dog, og for visse for 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. 74. Grundebeløb 2 8 er et fast tilskud for anlæg med en størrelse på op til 25 MW. Grundbeløb 2 kan oppebæres til og med 2019. I Østdanmark er der samlet set 176 MW på Grundbeløb 2. I år 2013 modtog værker på Grundbeløb 2 i gennemsnit 182.000 DKK pr. MW installeret effekt, men 5 For definitionen af maksimumseffekten henvises der til ordforklaringen. 6 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 7 Udover denne støttes ydes der støtte i form af tre-ledstarif og kompensation for CO2 afgift. Den første bortfalder i udløber ved udgangen af 2015, og den anden behandler Energinet.dk ikke som et problem i forhold til de strategiske reserver. 8 Jf. tilladelse fra EU kommissionen Statsstøttesag SA.30382 (N 45/2010) Danmark, Ændring af elproduktionstilskuddet (DK) til og med 2019. Side 20 af 20

tilskuddet kan maksimalt udgøre 640.000 9 DKK årligt. I 2013 blev der i alt udbetalt 32 mio. kr. som Grundbeløb 2. 75. 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 driftklart med kort varsel. På baggrund af en analyse foretaget af Dansk Gastteknisk Center (DGC), redegør Energinet.dk i notat af 4. december 2014, hvilke poster de nødvendige omkostninger dækker. 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. 76. Da de nødvendige omkostninger ikke indsamles systematisk foreslår Energinet.dk, at værker, der ønsker at deltage i de strategiske reserver, skal indmelde og dokumentere størrelsen af de nødvendige omkostninger baseret på forventningerne til den periode, der bydes på. 77. Energinet.dk s tilgang til additionalitetsvurderingen er således at sammenholde de nødvendige omkostninger ved at være driftklar med de indtægter, der kan forventes herved. 78. Indtægten kan udover Grundbeløb 1 og 2 principielt komme fra salg af el og varme. Energinet.dk afviser dog, 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 hvilke-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 til de fremtidige el- og gaspriser. Således kan vurderingen af additionalitet skønsmæssigt bestemmes ved at sammenholde Grundbeløb 1 og 2 med de nødvendige omkostninger. 79. 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 pr. MW pr. år er DGC s estimat herfor indsat ved i røde linjer. 9 For såkaldte barmarksværker gælder ingen loft for støtten, disse modtog i gennemsnit 349.000 DKK/MW i 2013. Side 21 af 21

Figur 5: Udbetalt støtte i DKK/MW for både Grundbeløb 1 og 2 i Østdanmark i 2013. Kilde: Energinet.dk 80. Energinet.dk afviser, at værker på Grundbeløb 1 10 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 på Grundbeløb 1, ifølge Energinet.dk, ikke betragtes som additionelle. 81. 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 udløber i 2018. 82. Ifølge Energinet.dk kan værker på Grundbeløb 2 11 godt deltage, såfremt de vurderes additionelle. Hvorvidt værker på Grundbeløb 2 vurderes additionelle, afhænger ifølge Energinet.dk af, om tilskuddet, som Grundbeløb 2 udgør, dækker en tilstrækkelig 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. 83. Energinet.dk har beregnet, hvordan forholdet mellem støtte og nødvendige omkostninger ser ud for anlæg med en produktionskapacitet på mellem 1 MW og 15 MW, jf. figur 6. Energinet.dk tager her udgangspunkt i data, som vist i tabel 4, som er leveret af danske myndigheder til 10 Der er tale om ca. 450 MW decentral produktion på Grundbeløb 1. 11 Der er tale om ca. 650 MW i hele Danmark. Side 22 af 22

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 vedligeholdese 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 Energinet.dk opgør maksimalstøtten i forhold til de nødvendige omkostninger i figur 6 og opstiller et scenarium, hvor det antages, at ovenstående omkostningstal kan overføres til anlæg af vilkårlig størrelse mellem 1 og 15 MW. Figur 6 viser eksempelvis, at støtten udgør knap 40 pct. af de nødvendige omkostninger for et 5 MW anlæg. Sekretariatet har endvidere anmodet Energinet.dk om fremsendelse af tilsvarende figurer, hvor de nødvendige omkostninger fastsættes i henhold til estimatet fra DGC, om at de nødvendige omkostninger ligger mellem 100.000 og 500.000 DKK. Se bilag 5. 84. 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. Side 23 af 23

Figur 6: Forholdet mellem maksimal støtte og nødvendige omkostninger 200% 180% 160% 140% 120% 100% 80% Ikke-additionel 60% Additionel 40% 20% 0% 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Anlægsstørelse, MW Kilde: Energinet.dk (dog har sekretariatet tilføjet sondringen mellem additionalitet og ikke-additionalitet) 85. 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 minimum 60 pct. af disse omkostninger dækkes af Grundbeløb 2. 86. Energinet.dk anfører i forbindelsen med fastsættelse af grænsen ved 60 pct., at et værk må forventes at holdes driftsklart, hvis indtægten ved at være driftsklar dækker de nødvendige omkostninger herved. 87. Energinet.dk oplyser, at støtten skal kunne dække de nødvendige omkostninger, for at værket kan forventes at blive holdt driftsklart. Det skyldes, at der, som nævnt ovenfor, formegentlig ikke vil genereres indtægter til dækning af de nødvendige omkostninger fra værkernes el-og varmesalg. 88. 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. 89. Energinet.dk har ud fra et forsigtighedsprincip vurderet, at et værk ikke holdes 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 %) 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 omkost- Side 24 af 24

ninger kan 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, 90. 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 på Grundbeløb 2. 91. 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. 92. Energinet.dk har altså valgt en tilgang, hvor værker på 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 og de nødvendige omkostninger. 93. Energinet.dk har medtaget det sidste kriterie, fordi en række (mindre) værker modtager mindre i støtte end det maksimale beløb på 640.000 DKK. Disse (mindre) værker kan derfor muligvis betragtes som additionelle, hvilket dog afhænger af forholdet mellem støtten og de nødvendige omkostninger. 4.5 Konfiguration af anlæg og dertilhørende krav 94. Energinet.dk anfører, at en leverandør på produktionssiden har forskellige muligheder for at pulje og konfigurere en leverance. To eller flere anlæg, som godt må være geografisk adskilt, kan puljes så længe anlæggene er nettilsluttet i Østdanmark (Bornholm undtaget). Leverandøren må desuden benytte anlæggene på forskellig vis. Mulighederne for at pulje og konfigurere anlæg fremgår af Energinet.dk s anmeldelse. Side 25 af 25

4.6 Markedsaktørernes ophør af leverance 95. Ophør af leverance skal af hensyn ti, at Energinet.dk skal finde en ny udbyder, varsles minimum 6 måneder før ophøret træder i kraft. Ved ophør skal leverandøren betale 5 % af et års rådighedsbeløb og er efterfølgende udelukket fra at deltage i de strategiske reserver. Dette sikrer ifølge Energinet.dk, at der ikke er incitament til at gennemtvinge en ny auktion med eventuel højere betaling. Overdrages et værk til en anden leverandør, kan værket fortsat godt deltage i den strategiske reserve på samme vilkår, uden betaling af 5 % af den årlige rådighedsbetaling. 96. Efter ophør gennemføres en ny auktion med en tilsvarende mængde, som udgår. Ovenstående regler gælder for både forbrug og produktion, men en ny auktion afholdes kun for samme type ressource som ophører, dvs. udgår produktion erstattes det af produktion og ikke forbrug. Årsagen til dette er ifølge Energinet.dk, at der kun købes 20 MW forbrug på forbrugsvilkår (forbrugssiden uddybes i kapitel 6). Side 26 af 26

5 Produktionssidens deltagelse i strategiske reserver 97. Følgende kapitel om vilkår på produktionssiden opdeles i 2 under kapitler. Først beskrives Energinet.dk s krav til aktørerne i forbindelse med aktivering i kapitel 5.1, og dernæst beskrives Energinet.dk s afregning af aktørerne og den tilhørende incitamentsstruktur i kapitel 5.2. 5.1 Energinet.dk s krav til markedsaktørerne i forbindelse med aktivering af strategiske reserver 5.1.1 Aktivering af strategiske reserver 98. Kapacitetsproblemet (effektmanglen) kan håndteres i day-ahead markedet, intraday eller regulerkraftmarkedet. Energinet.dk har valgt at aktivere de strategiske reserver i day-ahead markedet. Det skyldes, at Energinet.dk mener, at ubalancer bør håndteres i de markeder, hvor tidspunktet for kendskabet til ubalancen opstår. Ellers er der større risiko for, at ubalancer skubbes fremad og at Energinet.dk i sidste ende skal håndteres ubalancen i regulerkraftmarkedet. 99. Som nævnt tidligere aktiveres de strategiske reserver, når NPS melder afkortning. Der aktiveres kun den nødvendige mængde strategisk reserver til at dække gabet mellem udbud- og efterspørgselskurven på NPS. 100. Ifølge anmeldelsen aktiveres forbrugssiden altid før produktionssiden, da de automatisk afkortes som resultat af prisberegningen på spotmarkedet, jf. afsnit 2.2. For produktionssiden vil det være Energinet.dk, der aktiverer de konkrete leverandører. Udvælgelsen sker så den samlede aktiveringsomkostning pr. dag minimeres. 101. Aktiveringsomkostningen af den strategiske reserve udgøres af opstartsomkostningen og de variable produktionsomkostninger. Aktiveringsomkostningen for et anlæg som startes første gang på en given dag opgøres til: AO i = z i + p i q i (2) 102. Hvor AO i er aktiveringsomkostningen for anlæg i, z i er start/stop omkostningen i DKK for anlæg i, q i er leverancen fra anlæg i, i MWh, mens p i er den variable omkostning pr. leveret MWh for anlæg i. 103. Ifølge anmeldelsen fastsættes aktiveringsrækkefølgen efter ligning (2) én gang per driftsdøgn, for de døgn, hvor der identificeres initial afkortning. Aktiveringsrækkefølgen er den samme for alle timer indenfor et driftsdøgn, hvor reserven aktiveres. Side 27 af 27

104. Aktiveringsrækkefølgen beregnes ved at identificere den kombination af leverandører, som samlet set giver de laveste omkostninger. 105. Mængden af MW, der er behov for fra den strategiske reserve, kan variere fra time til time. Energinet.dk beregner aktiveringsrækkefølgen med udgangspunkt i det maksimale behov. Det vil sige, at hvis der f.eks. i 7. time er behov for 40 MW og i 9. time er behov for 80 MW, så beregnes aktiveringsrækkefølgen ud fra de 80 MW., Den samlede omkostning søges holdt så lav som muligt, hvilket betyder, at visse leverandører kan blive aktiveret mere end andre, såfremt der er et varierende behov indenfor samme driftsdøgn. Her vil leverandører med de laveste variable produktionsomkostninger (p i ) blive aktiveret i flest timer, da start/stop omkostningerne (z i ) afholdes for alle leverandører under alle omstændigheder. 106. På produktionssiden skal reserven potentielt være klar til levering i en vilkårlig time af døgnets 24 timer, og reserven skal derudover kunne aktiveres i 5 sammenhængende eller ikke-sammenhængende timer af døgnet. Ifølge Energinet.dk kan det hænde, dog med lav sandsynlighed, at et anlæg aktiveres i to på hinanden sammenhængende døgn; aktiveres anlægget eksempelvis i time 19-23 i døgn 1 og time 00-04 i døgn 2, vil anlægget levere i 10 sammenhængende timer. For forbrug se afsnit 6.4. 107. Energinet.dk oplyser, at beslutningen om fastsættelsen af kravet om 5 timers sammenhængende levering er baseret på en afvejning af hensynet til på den ene side at have den strategiske reserve til rådighed, når der er brug for den, og på den anden side ikke at betale rådighedsbetaling for en unødvendig stor strategisk reserve. 5.1.2 Brug af strategiske reserver i andre energi- og kapacitetsmarkeder 108. Det fremgår af anmeldelsen, at der for aktører som leverer strategiske reserver gælder begrænsninger for anvendelsen af ressourcen til andre formål. Disse er fastsat ud fra en afvejning af hensynet til på den ene side at tillade et værk, som alligevel er i systemet, markedsadgang til andre markeder (gevinst), og på den anden side at værket vil kunne underbyde andre værker via rådighedsbetalingen og altså virke konkurrenceforvridende (tab). 109. For produktionsanlæg som deltager i den strategiske reserve gælder, at disse ikke kan levere i spotmarkedet udover leverancen som strategiske reserve, idet modtagelsen af kapacitetsbetalingen kan være konkurrenceforvridende. Energinet.dk oplyser, at produktion udenfor en aktivering betragtes som kommerciel drift. Provenuet fra et sådan salg skal tilgå Energinet.dk, og aktøren vil modtage en advarsel. Hvis Side 28 af 28