MØDE I AKTØRARBEJDSGRUPPEN

1/9 Energinet.dk Tonne Kjærsvej 65 DK-7000 Fredericia MØDE I AKTØRARBEJDSGRUPPEN 14.06.17 Tid:10.00 15.00 Sted: Ørnen, Erritsø Deltagere: Jes Smed, Dong Energy Jonas Holmgren, Vattenfall Jakob Bendixen, Danske Commodities Hans Jakobsen, Energidanmark Morten Holmsberg, Neas Energy Nina Detlefsen, Dansk Fjernvarme Christian Dahl Winter, Dansk Energi Mikkel Vandborg Hesselbæk, Aalborg Forsyning Jakob Petersen, Fjernvarme Fyn Vibeke Grum-Schwensen, Hofor Peter Markussen, Energinet Martin Høgh Møller, Energinet Jane Kaad Lykke Gregersen, Energinet Henning Parbo, Energinet Bent Myllerup Jensen, Energinet Peter Bruhn, Energinet Max Ejvind Nitschke, Energinet Jonas Peter Hasselbom Jacobsen, Energinet Thomas Dalgas Rasmussen, Energinet Christina Plum Simonsen, Energinet +45 70 10 22 44 info@energinet.dk Vat-nr. 28 98 06 71 Næste møde: Forventet oktober 2017 Dagsorden: Velkommen Peter Markussen bød alle velkommen, og efterspurgte om der var punkter til dagsordenen, der manglede. Aktørerne gjorde opmærksom på, at de havde input til Energinets nye hjemmeside. Vi startede derfor med dette punkt. Status på ny hjemmeside Det blev fremført af aktørerne, at der er informationer, de ikke længere kan finde efter den nye hjemmeside er blevet offentliggjort. Energinet gjorde opmærksom på, at der er blevet sigtet efter at få en mere agil hjemmeside, hvorfor alle detaljer endnu ikke er på plads. Aktørerne blev opfordret til at sende konkrete forespørgsler, hvis der er information de ikke kan finde frem på den nye hjemmeside. Ofte står der en kontaktperson på hjemmesiden aktørerne kan skrive til, ellers kan Christina kontaktes. Dok. 14/02811-114 Til arbejdsbrug/restricted

2/9 Helt konkret blev det fremført af aktørerne, at der på den nye hjemmeside er problemer med at få tilstrækkelig information vedr. selvbetjeningsportalen og VE-afregning. Energinet noterede sig disse punkter. Input kan sendes til Christina. Selvbetjeningsportalen: Det blev spurgt ind til, hvorfor Energinet har to selvbetjeningsportaler. Hvad er ideen med to, og er der planer om at lægge dem sammen? Ref. bemærkning: Der er p.t. to versioner af Selvbetjeningsportalen ud fra devisen, at alene balanceansvarlige aktører skal have adgang til versionen, der kan indsende planer mv., mens den anden version er forbeholdt brugere, der ønsker adgang til afregningsbilag mv., herunder Energinets egne medarbejdere i forbindelse med PSO-administration. Aktuelt arbejder Energinet på et forslag, hvorefter de manglende afregningsbilag vil blive gjort tilgængelige via den operative version af selvbetjeningsportalen således at balanceansvarlige aktører fremover kan nøjes med én portal. Hvis forslaget nyder fremme, forventes funktionaliteten er være etableret i 1. halvår 2018. Diskussion af format på referat Christina gav en kort introduktion til forslag til forskellige måder at skrive referat på. Det handlede grundlæggende om detaljegraden af referatet (se præsentationsmateriale). Energinet foreslog, at fremadrettet sendes et udkast til referatet ud til aktørerne med mulighed for at kommentere inden for en uge, hvorefter Energinet så vil offentligøre det endelige referat. Aktørerne accepterede forslaget. Det blev i tillæg til formatet af referatet fremført af nogle aktører, at nuancer og pointer fra diskussioner i højere grad bør indgå i referaterne, da det er vigtigt, at det kommer frem, hvis der var forskellige holdninger til et emne, og derved nødvendigvis ikke kun én konklusion. Det blev derudover også nævnt, at referatet skal være så fyldestgørende, at selv dem der ikke var med til møderne også kan få en ide om, hvad der blev diskuteret. Energinet vil fremadrettet tilstræbe at referere på en måde, hvor holdninger fra diskussioner tydeligere fremgår. [dette referat vil følge nye metode og blive evalueret til næste aktørarbejdsgruppemøde] Mulighed for spørgsmål til driften Bent Myllerup fra Kontrolcenter El var til stede for at tage imod eventuelle spørgsmål til driften. Det blev nævnt af en aktør, at det virker tilfældigt for hvilken periode, Energinet indkøber sekundære reserver i kontrolcenteret, og at det ville være nemmest, hvis Energinet holder sig til at gøre det for én dag af gangen. Det blev fremført af Bent, at det er retningslinjen at indkøbe for én dag af gangen, men at vi er opmærksomme på, at der tidligere er sket undtagelser. Derudover blev der stillet spørgsmål fra en aktør til, hvor meget Energinet historisk har kørt med Synkronkompensatorer, da det jo koster mange penge. Synkronkompensatoren

3/9 har kørt meget og herunder som del af garantiforpligtigelsen. Energinet gjorde opmærksom på, at der har været udfordringer ift. underleverandøren Siemens. Det blev aftalt at yderligere spørgsmål til dette kunne rettes til Max under punktet om systembærende egenskaber, Energinet spurgte bredt aktørerne om dette punkt på dagsordenen spørgsmål til driften giver værdi for dem. Der var en bred enighed blandt aktørerne om, at det gør det. Punktet tilstræbes at fastholdes fremadrettet. Workshop: mfrr i DK2 nyt markedsdesign efter 2020 Christina gav en kort introduktion til Energinets foreløbige forslag til nye markedsløsninger for mfrr i DK2 efter 2020. Der blev gjort opmærksom på, at der ikke er taget nogen beslutning endnu, og at denne præsentation blot er de løsninger, der er tænkt i indtil nu. Energinet vurderer, at det er vigtigt at være i god tid med diskussion af mulige markedsløsninger, og forventer at det endelige designvalg vil blive offentliggjort i efteråret 2017 for yderligere dialog med markedsaktørerne. Formålet med dagens workshop var derfor at få yderligere input fra aktørerne. Årsagen til at processen starter allerede nu, er for at give aktørerne tilstrækkelig tid til at vurdere fx at kunne flytte værker til DK2, samt at erfaring viser, at det kan tage lang til med forskellige godkendelser så som VVM og lignende. Christina gav en kort introduktion til de fire markedsløsningsforslag for mfrr efter 2020, som der er blevet kigget på fra Energinets side indtil videre, herunder (1) lange kontrakter, (2) separate dagsauktioner i DK1 og DK2, (3) fælles daglige auktioner eller (4) en kombination af forslag 1-3. Herefter fulgte en generel diskussion af fordele og ulemper ved de forskellige løsningsforslag, hvor et udsnit af diskussionerne er skitseret herunder. Der var en generel diskusion af, hvorvidt langsomme produkter (over 15 min) kunne have en konkurrencemæssig fordel i forhold til kortere produkter. Det blev ligeledes fremført af nogle aktører, at pga. langsomme produkter får nogle aktører information om markedet før andre. Energinet gjorde opmærksom på, at vi godt kunne forstå problemstillingen, men at langsomme produkter samtidig sikrer, at mange aktører har mulighed for at kunne byde ind på markedet. Nogle aktører gjorde opmærksomme på, at de ikke kunne forstå argumentet, da de mener det burde kunne handles ud i intradaymarkedet. Energinet spurgte dernæst aktørerne, om der er andre modeller til markedsdesign efter 2020, som de ser kunne være interessante? Der blev spurgt til, hvordan vindmøllers mulighed for at deltage i markedet vil blive? Her svarede Energinet, at vindmøller i dag ikke kan deltage isoleret set. Dog kan de deltage, hvis de kombineres med andre reserver. Dette skyldes, at Energinets vurdering er, at usikkerheden er for stor, hvis vindmøller melder selvstændigt ind på mfrr kapacitets markedet. Med andre ord, 36 timer før driftstimen anses for at være for lang tid i forvejen og dermed for usikkert. Det blev fremført af nogle aktører, at det var de ikke enige i. De

4/9 mente, at det måtte være op til den enkelte aktør at være ansvarlig for at kunne levere. Energinet noterede sig inputtet. Dernæst var der en diskussion af de forskelle forslag til nye markedsløsninger for mfrr i DK2 efter 2020. Herunder følger en opsummering af de væsentligste punkter. Der blev fra aktørernes side gjort opmærksom på, at lange kontrakter har en tendens til at holde dem, der vinder kontrakten i markedet, hvorimod dem der taber kontrakten herefter har et lille incitament for at blive på markedet. Dette kan føre til, at der med tiden vil være aktører, der forsvinder helt fra markedet. Dernæst blev det fremført af aktørerne, at det er vigtigt at et marked passer til de typer omkostniger, der er i markedet. Lange kontrakter passer derved bedre til faste omkostninger. Dette er sværere ved korte markeder. På den anden side er der ofte ved lange kontrakter meget korte vinduer, hvor en aktør kan byde ind på at vinde kontrakten. Herefter går der lang tid før de aktører der ikke vandt kan byde ind igen. Det kunne derfor være en ide at udbyde langtidskontrakter i delmængder. Det blev fremført af nogle aktører, at en kombination af daglige auktioner og lange kontrakter ville være en god ide. Også fordi det muligvis vil kunne få nye aktører ind på markedet så som fx store virksomheder med forburgsfleksibilitet. Nogle aktører gjorde også opmærksom på, at der er en risiko for at at overinvestere, og at Energinet skulle huske på, at det er i alles intresse, at skabe et markedet, hvor alle får dækket deres faste omkostninger. Energinet gjorde aktørerne opmærksom på muligheden for fælles daglige auktioner (DK2 og DK1) ved en dynamisk reservation på Storebælt. Henning fremførte, at Energinet er blevet opfordret til at bruge denne tilgang efter Energitilsynets afgøresle omkring reservationen på Skagerrak 4, hvor de netop foreslog en mere dynamisk reservation. Energinet mindede dernæst aktørerne om, at det er reservationer, der skaber grundlaget for grænseoverskridende systemydelsesmarkeder. Energinet fremførte, at ved fælles daglige autioner mellem DK1 og DK2, vil det stadig være to forskellige behov for hhv. DK1 og DK2. Det vil i et tænkt eksempel blive samlet på én platform, der vil tage højde for fysiske begrænsninger. Herefter spurgte Energinet aktørerne, hvilke investeringsignaler de ser ved seperate daglige auktioner. Her blev det blandt anden nævnt, at det ville give mere fleksibilitet samt mulighed for, at nye producenter vil kunne være med. Diskussionen kan opsummeres som følgende. Der var argumenter fra aktørerne både for og i mod lange kontrakter. Dog er det vigitgt at bemærke, at der grundlæggende var en positiv stemning ift. at lave en markedsløsning, der var en blanding af lange kontrakter og daglige auktioner. Dertil kom der forslag til, hvordan et design med en blanding af lange kontrakter og daglige auktioner kunne se ud. Det blev fremført fra aktørerne, at man fx kunne dele det i mindre kontraktperioder, hvor der fx blev udbudt faste kontrakter i nogle måneder af året, hvorimod i andre måneder ville der så være daglige auktioner. Det ville være med til at give aktørerne mulighed for en større fleksibilitet.

5/9 Derudover blev det fremhævet af aktørerne, at de ønsker at blive tilstrækkeligt indraget i processen omkring en ny markedsløsning for mfrr efter 2020. Aktørerne foreslog, at Energinet bør fremsende udkastet til det nye mfrr design til kommentarer hos aktørerne inden det bliver sendt videre i høring ved Energitilsynet. Til sidt blev processen for det fremadrettede arbejde med mfrr efter 2020 præciseret. Energinet fremførte, at inputtet fra aktørerne vil blive taget med i den videre proces, hvorefter Energinet vil formulere et forslag til ny markedsløsning for mfrr design i DK2 efter 2020 i løbet af efteråret 2017. Energinet vil nu gå i gang med at udvikle et kommissorum med én til to løsningsforslag til en markedsmodel for mfrr efter 2020, hvorefter det vil blive diskutteret med aktørerne igen i løbet af Q3 2017. Systembærende egenskaber (SBE) Max gav en kort introduktion og status på arbejdet omkring systembærende egenskaber. Den information der er i de fremsendte slides, gentages kort her, med de forklaringer der blev efterspurgt på mødet. Herefter refereres de diskussioner der fandt sted. Synkronkompensatorernes konkurrence med centrale kraftværkers leverance af SBE finder sted i én af to situationer. 1) Hvor kraftværket kører i forvejen fordi der produceres el, og 2) hvor kraftværket ikke kører. I situation 1) er kraftværkets marginalpris for SBE lavere end synkronkompensatorernes marginalpris. I situation 2) er det omvendt. Det potentielle markedsvolumen vurderes at være højst 8 MDKK, og det er baggrunden for at Energinet har valgt at udvikle en simpel kompensationsmodel, hvor vi kan holde administrationsomkostningerne på et minimum. I kompensationsmodellen tages udgangspunkt i ovennævnte situation 1), hvor Energinets sparede omkostninger ved at lade kraftværkerne levere SBE, fordeles til de kraftværker der har været aktive på markedet. Fordelingen sker efter de aktive kraftværkers mærkeeffekt. Energinet forklarede, at det kompenserende beløb til kraftværkerne bliver beregnet uge for uge ud fra elpriserne, og bliver fordelt på de kraftværker som har kørt den uge. Er det tre lige store centrale kraftværker, så får de en tredjedel hver. Kompensationsbeløbet foreslås at indeholde elpris, tariffer, PSO og hvad der må kunne påvises af variable omkostninger. Energinet skønnede at der er 9-10.000 driftstimer at spare om året. Dette kan dog sagtens ændre sig da vi ikke har meget erfaring med hvordan nettet vil reagere når vi holder op med at køre med synkronkompensatorerne. Det blev kommenteret af en aktør, at aktøren så ikke får glæde af kompensationsmodellen, fordi de ligger ved en gammel synkronkompensator, som ikke kan slukkes. Energinet udtrykte villighed til at analysere om der var forretning i at installere en tænd/sluk funktion på denne ældre synkronkompensator. Det vil være en del af den trinvise markedsgørelse af systembærende egenskaber. Energinet vil gerne imødekomme et ønske om større deltagelse i udvikling af kompensationsmodellen. Max vil sende en invitation ud til alle aktører med henblik på at beramme en møderække for samarbejde om modellen for systembærende egenskaber. Her vil aktø-

6/9 rerne have mulighed for at møde op med teknikere eller specialister der kan spille ind omkring dette specifikke emne. Det vil dreje sig om denne specifikke model som Energinet er begyndt at udarbejde, og som Energinet ønsker at søge metodegodkendelse til hos Energitilsynet så snart som muligt. Der vil på mødet blive mulighed for at diskutere alternativer, men det vil ikke blive hovedemnet på møderne. Aktørernes input til alternativer på nærværende møde er udtrykt ved nogle af nedenstående kommentarer på mødet, og Energinets svar. Aktørerne gav udtryk for et ønske om en langt større grad af reelt marked og konkurrence, end den kompensationsmodel, som Energinet foreslår. Aktørerne argumenterede for, at der nu er mulighed for en langt større grad af konkurrence, da vi både kan dække behovet ved kraftværker og netkomponenter. Aktørerne var ikke tilfredse med Energinets valg at fokusere på kompensationsmodel. Energinet svarede, at vi har fokus på mulighederne for konkurrence, men hvis vi skal ændre indkøbet fuldstændigt, så vil det kræve en lang og dybdegående analyse af måden vi driver elnettet på, da marked og fysik skal hænge sammen. En sådan analyse kan ikke bare igangsættes i morgen. Derfor fokuserer Energinet på en løsning, som vi kan implementere nu, og optimere driften og nettet. Energinet er åben for at lade modellen udvikle sig og langsomt men sikkert lade markedskræfterne styre større dele af fremskaffelsen af de systembærende egenskaber. Det kan gøres ved at skille de enkelte ydelser ud, som nogle aktører foreslår, men nærværende skridt er det vi kan realisere på den korte bane. En aktør gav også udtryk for, at han gerne så, at der havde været mere diskussion af forslaget i arbejdsgruppen for systembærende egenskaber inden det blev udsendt til alle. Aktøren påpegede også, at han ikke købte argumentet omkring høje administrationsomkostninger for markedet, da Energinet allerede driver flere markeder i dag. Energinet svarede, at vi kun forventer et markedspotentiale på 4-8 mio., og at der også skal være konkurrence før det giver mening at lave et reelt marked. Der var også en kort diskussion af Amagerværkets blok 3, som HOFOR har søgt forlænget startvarsel på. Dette har Energinet givet afslag på. Der var ikke forståelse fra aktørerne af, hvordan det hænger sammen med, at Energinet fortæller, at der ikke er behov for spændingsregulerende anlæg. Energinet svarede, at der også kan være andre hensyn at tage, og konkrete henvendelser skal ske til Bent Myllerup fra KontrolCenter EL. Energinet ser pt. kun behov for ad hoc indkøb af systembærende egenskaber. Derfor giver det ikke mening at have et kontinuert marked. Der var en kommentar fra aktørerne om, at Energinet bare får systembærende egenskaber gratis, når værker kører. Energinet svarede, at det er rigtigt, og at vi gerne kompenserer, når der er et behov, som vil blive foretaget som ad hoc indkøb. Det blev spurgt til, om Energinet på forhånd kunne melde ud, at der var behov for et ad hoc indkøb. Der var en kort diskussion af tilslutningsbetingelserne, hvor aktørerne mente, at reglerne var skrevet til en anden tid, hvor værkerne levede af at producere el, nu lever de af varmeproduktionen og systemydelser. Det blev tillige kommenteret, at det er en udfordring, at værkerne skal konkurrere med Energinet som kan få dækket sine omkostninger gennem tarifferne. Aktørerne har faste omkostninger som skal dækkes i markedet.

7/9 En aktør kommenterede også, at man bør fjerne Energinets muligheder for at lave beordringer i markedet, og en anden aktør påpegede også den Sector Inquiry, der viser, at betaling for systembærende egenskaber ikke er statsstøtte. Energinet kommenterede, at det ikke handler om statsstøtte, men om behovet, og hvordan det dækkes. Effektubalanceafregning Jane gennemgik kort konklusionerne på høringssvarene på den udsendte model for effektubalanceafregningen. Der var god feedback fra aktørerne på modellen med en 1-pris model, mens at tilbagebetalingsmodellen bliver opdateret. Energinet ser løsningen som en overgangsordning til 15 min. planer, hvor vi forventer, efter en kort overgangsperioden, at effektubalanceafregningen kan afskaffes. Der var et spørgsmål fra en aktør, omkring det fastsatte beløb på 80 kr. Dette afspejler aktiveringsomkostningen for afrr. Den nye tilbagebetalingsmodel blev gennemgået af Energinet. En aktør efterspurgte om Energinet kan vise modellen i et regneark med de bagvedliggende formler, så aktørerne selv kan danne eksempler. Dette bliver sendt ud sammen med metodeanmeldelsen til Energitilsynet. Der var en kort diskussion af fordele og ulemper ved modellen, og om hvorvidt modellen favoriserer aktører med en stor portefølje eller aktører med små ubalancer. Aktørerne ønskede, at det hele skulle gå til aktører med en høj produktion. Der var et ønske fra en aktør om, at der godt kunne have været mere diskussion nede i arbejdsgruppen. Energinet svarede, at der havde været tre møder uden den store enighed og fremdrift, derfor besluttede Energinet at udsende en metodegodkendelse, så vi kunne komme videre i processen. På baggrund af diskussionen blev det aftalt, at Energinet sender forslaget til metodeanmeldelse til Energitilsynet sammen med et excelark med regneeksempler.

8/9 Status på SK4 evalueringen Henning gennemgik kort SK- 4 sagens forløb, og informerede om, at Energinet har klaget over Energitilsynets afgørelse sammen med Statnett. En aktør spurgte til hvorfor Energinet har søgt om opsættende virkning. Energinet svarede, at det har vi fordi vi kan risikere, at vores klage bliver godkendt i marts 2018, mens reservationen er ophævet fra januar 2018, denne vil i så fald skulle indføres igen. Der blev spurgt til hvorfor Energinet ikke anerkender afgørelsen. Energinet svarede dertil, at der er uklarhed omkring de juridiske rammer, og vi derfor ønsker at få prøvet sagen ved Energiklagenævnet. En aktør kommenterede på konklusionen i afgørelsen med en anbefaling om en dynamisk reservation. Hertil svarede Energinet, at man kunne bruge modellen, som er planlagt i det nordiske afrr marked. Denne model finder Energitilsynet interessant. Energinet arbejder på, at DK1 kan blive en del af det nordiske marked efter aftalens udløb. Status på arbejdet omkring den dansk-tyske grænse Peter gav en kort status på arbejdet omkring den dansk-tyske grænse. Tidligere på dagen kom der officielt en pressemeddelelse ud omkring, at der var indgået en aftale på grænsen. Der er lagt en plan for, hvordan kapaciteten gradvist skal forøges, og modhandles med specialregulering, hvis der er flaskehalse i det tyske net. Der er sat et loft for omkostningen, og det er Tyskland som dækker omkostningen. Der var ros fra aktørerne for, at der endelig er kommet en løsning. En aktør spurgte til, om det var den dyreste eller billigste del af specialreguleringen som vil blive brugt mod Tyskland. Dette er ikke afklaret. Derudover blev der også spurgt til om Energinet vil købe nedreguleringskapacitet. Dette er ikke planen fra Energinets side af. Status på FCR mod kontinentet og nyt markedsdesign Peter gav en kort status på, at Energinet nu vil arbejde for at DK1 kan deltage i markedet for FCR mod kontinentet. Der blev kort spurgt til, om aftalen omkring levering af FCR over SK4 også forsvinder, hvis aftalen om LFC ophører. Det gør den. Jane gav en kort status omkring arbejdet med det nye markedsdesign for FCR. Der var ros fra aktørerne på dette arbejde. Det er planen, at det fremtidige arbejde skal følge den nye høringsproces i Europa. Derfor kommer der en fælles høring i efteråret 2017, men forslaget kan først sendes til godkendelse ved regulatorerne, når GL EB er trådt i kraft, hvilket forventes at ske senest januar 2018. Kort introduktion til projekt omkring udvikling af en europæisk platform for udveksling af mfrr, MARI projekt Martin gav en kort status på processen. Hvad kommer det til at betyde for DK2? Vi har høstet mange gevinster allerede i Norden vores gevinst er nok ikke så stor vi ønsker at det nordiske design skal afspejles stabilt og stort marked. Sammenfald mellem lange kontrakter i DK2 og fælles marked vi skal sikre, at vi kan være med på det store marked. Der kommer også marked for afrr.

9/9 GL SO sætter rammerne for deling på tværs af og i områder Strategi for systemydelser Peter gav en kort status på rammerne for strategien og den videre proces. Aktørerne blev spurgt til, hvordan de gerne vil involveres, og hvilke emner, som er interessante. Emner: - Governance - Overblik over netværkskoder inden arbejdet med strategien - Systemtjenester markedsgørelse (5.9.1) - Vinterpakken - Forbrugsfleksibilitet og ambitionsniveau - Elektrificering - Fokus på store markeder - Nordisk samarbejde? Arbejdsform: Workshop - gerne i stil med sidste gang med små arbejdsgrupper. Gerne med materiale udsendt inden møde, det behøver ikke være helt gennemarbejdet Opsamling og evaluering af dagens møde Se vedlagte evaluering.