Förslag > Danmark 1 (DK1) Danmark 2 (DK2) > Danmark 1 (DK1) Tyskland (DE) > Danmark 2 (DK2) Tyskland (DE) SvK1000, v4.

Transkript

1 SvK1000, v4.0, Förslag till arrangemang för att säkerställa risksäkringsmöjligheter i enlighet med Kommissionens förordning (EU) 2016/1719 om fastställande av riktlinjer för förhandstilldelning av kapacitet (FCA-förordningen) Förslag För att säkerställa att långsiktiga risksäkringsprodukter för överföring mellan elområdena Danmark 2 (DK2) och Sverige 4 (SE4) görs tillgängliga enligt artikel 30 i FCA-förordningen föreslår Svenska kraftnät att öka volymen överföringsrättigheter på nedan angivna gränsförbindelser: > Danmark 1 (DK1) Danmark 2 (DK2) > Danmark 1 (DK1) Tyskland (DE) > Danmark 2 (DK2) Tyskland (DE) Överföringsrättigheterna ska utformas i enlighet med det förslag till regional utformning av överföringsrättigheter som har tagits fram enligt artikel 31 i FCAförordningen. Volymen överföringsrättigheter för respektive tidshorisont kommer att fastställas i enlighet med de metoder som kommer att tas fram enligt artikel 10 respektive 16 i FCA-förordningen efter att metoderna har godkänts och implementerats. Nomineringsreglerna kommer att följa det förslag på nomineringsregler som har tagits fram enligt artikel 36 i FCA-förordningen efter att förslaget har godkänts och implementerats. Implementeringen av ovanstående arrangemang ska följa auktionskalendern som koordineras och publiceras av den gemensamma tilldelningsplattformen när denna är på plats och till dess av den nuvarande plattformen 1. Implementeringen kommer att ske senast den följande årliga auktionen efter det att detta förslag till arrangemang har godkänts av berörda tillsynsmyndigheter. 1 Nuvarande plattform för allokering av överföringsrättigheter på berörda gränsförbindelser är JAO S.A.

2 2 (15) Bakgrund Den 17 oktober trädde FCA-förordningen ikraft. FCA-förordningen syftar till att förbättra möjligheterna till framåtblickande gränsöverskridande handel på den europeiska elmarknaden. De behöriga nationella tillsynsmyndigheterna i Sverige och Danmark, Energimarknadsinspektionen (Ei) och Energitilsynet (DERA), har i enlighet med artikel 30.3 i FCA-förordningen utvärderat huruvida förhandsmarknaden ger tillräckliga möjligheter till risksäkring i elområdena DK2 respektive SE4. Utvärderingen visar på att det finns tillräckliga risksäkringsmöjligheter i SE4, men däremot inte i DK2. I enlighet med artikel 30.1, 30.2 och 30.5 i FCA-förordningen har Ei och DERA samordnat beslutat att de berörda systemansvariga för överföringssystemen (TSO:erna), Svenska kraftnät och Energinet, inte ska utfärda långsiktiga överföringsrätter för elområdesgränsen mellan DK2 och SE4. Svenska kraftnät och Energinet ska istället säkerställa att andra långsiktiga risksäkringsprodukter för överföring mellan dessa elområdena görs tillgängliga som ett stöd till elgrossistmarknadens funktion. I enlighet med artikel 30.6 i FCA-förordningen ska Svenska kraftnät tillsammans med Energinet ta fram ett förslag på nödvändiga arrangemang och lämna in det till Ei och DERA för godkännande senast sex månader efter beslut från de behöriga tillsynsmyndigheterna. Bestämmelser som ligger till grund för förslaget Nedan följer en sammanställning av de artiklar i FCA-förordningen som ligger till grund för detta förslag samt Ei:s beslut från den 12 april 2017 avseende elområdesgränsen mellan DK2 och SE4. FCA-förordningen Artikel 10 Metod för kapacitetsberäkning 1) Senast sex månader efter godkännandet av det förslag till gemensam metod för samordnad kapacitetsberäkning som avses i artikel 9.7 i förordning (EU) 2015/1222 ska alla systemansvariga för överföringssystem i varje kapacitetsberäkningsregion lämna in ett förslag till en gemensam metod för långsiktiga tidsramar inom respektive region. Förslaget ska vara föremål för samråd i enlighet med artikel 6.

3 3 (15) 2) Den gemensamma metoden för kapacitetsberäkning ska vara baserad på antingen en metod för samordnad nettoöverföringskapacitet eller en flödesbaserad metod. 3) Metoden för kapacitetsberäkning ska vara förenlig med den metod för kapacitetsberäkning som fastställs för tidsramarna på dagen före- och intradagsmarknaderna i enlighet med artikel 21.1 i förordning (EU) 2015/ ) Osäkerheten som är kopplad till tidsramarna för långsiktig kapacitetsberäkning ska beaktas vid tillämpningen av a) en säkerhetsanalys som grundas på flera scenarier och som utnyttjar indata till kapacitetsberäkningen, den metod för kapacitetsberäkning som avses i artikel 21.1 b och den validering av kapacitet mellan elområden som avses i artikel 21.1 c i förordning (EU) 2015/1222, eller b) en statistisk metod som grundas på historiska uppgifter om kapacitet mellan elområden för tidsramarna på dagen före- eller intradagsmarknaden om det kan visas att denna metod kan i) öka effektiviteten hos metoden för kapacitetsberäkning, ii) ta större hänsyn till osäkerheten i långsiktig beräkning av kapacitet mellan elområden än säkerhetsanalysen enligt punkt 4 a, iii) öka den ekonomiska effektiviteten med bibehållen nivå av systemsäkerhet. 5) Alla systemansvariga för överföringssystem i varje kapacitetsberäkningsregion får gemensamt tillämpa den flödesbaserade metoden avseende tidsramarna för långsiktig kapacitetsberäkning om a) den flödesbaserade metoden leder till ökad ekonomisk effektivitet i kapacitetsberäkningsregionen med bibehållen nivå av systemsäkerhet, b) de flödesbaserade resultatens tydlighet och riktighet har bekräftats i kapacitetsberäkningsregionen, c) de systemansvariga för överföringssystemen ger marknadsaktörerna sex månader för att anpassa sina processer. 6) När en säkerhetsanalys, grundad på flera scenarier, tillämpas för att utveckla metoden för kapacitetsberäkning i en kapacitetsberäkningsregion ska de krav på indata till kapacitetsberäkningen, den metod för kapacitetsberäkning och den validering av kapacitet mellan elområden som föreskrivs i artikel 21.1 i förordning (EU) 2015/1222 tillämpas, med undantag för artikel 21.1 a iv där detta är relevant.

4 4 (15) 7) Vid utvecklingen av metoden för kapacitetsberäkning ska hänsyn tas till kraven för reservförfaranden och till det krav som föreskrivs i artikel 21.3 i förordning (EU) 2015/1222. Artikel 16 Metod för uppdelning av långsiktig kapacitet mellan elområden 1) Senast vid inlämnandet av den metod för kapacitetsberäkning som avses i artikel 10 ska de systemansvariga för överföringssystemen i varje kapacitetsberäkningsregion gemensamt utarbeta ett förslag till metod för att på ett samordnat sätt dela upp långsiktig kapacitet mellan elområden mellan olika långsiktiga tidsramar inom respektive kapacitetsberäkningsregion. Förslaget ska vara föremål för samråd i enlighet med artikel 6. 2) Metoden för att dela upp långsiktig kapacitet mellan elområden ska uppfylla följande villkor: a) Den ska uppfylla marknadsaktörernas behov av risksäkring. b) Den ska vara förenlig med metoden för kapacitetsberäkning. c) Den ska inte leda till konkurrensbegränsningar, särskilt när det gäller tillgången till långsiktiga överföringsrättigheter. Artikel 30 Beslut om möjligheter till risksäkring avseende överföring mellan elområden 1) Systemansvariga för överföringssystem vid en elområdesgräns ska utfärda långsiktiga överföringsrättigheter, såvida inte de behöriga tillsynsmyndigheterna för elområdesgränsen har antagit samordnade beslut om att inte utfärda långsiktiga överföringsrättigheter för elområdesgränsen. De behöriga tillsynsmyndigheterna för elområdesgränsen ska, när de antar sina beslut, samråda med tillsynsmyndigheterna i den berörda kapacitetsberäkningsregionen och ta vederbörlig hänsyn till deras yttranden. 2) Om långsiktiga överföringsrättigheter inte föreligger vid en elområdesgräns vid denna förordnings ikraftträdande ska de behöriga tillsynsmyndigheterna för elområdesgränsen senast sex månader efter denna förordnings ikraftträdande anta samordnade beslut om införande av långsiktiga överföringsrättigheter. 3) Beslut enligt punkterna 1 och 2 ska grundas på en bedömning som ska fastställa huruvida förhandsmarknaden ger tillräckliga möjligheter till risksäkring i de berörda elområdena. Bedömningen ska utföras på ett samordnat sätt av de behöriga tillsynsmyndigheterna för elområdesgränsen och ska åtminstone omfatta följande:

5 5 (15) a) Ett samråd med marknadsaktörer om deras behov av möjligheter till risksäkring avseende överföring mellan elområden vid de berörda elområdesgränserna. b) En utvärdering. 4) Den utvärdering som avses i punkt 3 b ska undersöka hur elgrossistmarknader fungerar och ska grundas på tydliga kriterier som åtminstone omfattar följande: a) En analys av huruvida de produkter eller den kombination av produkter som erbjuds på förhandsmarknaderna utgör en risksäkring mot dagen före-prisets volatilitet för den berörda elområdesgränsen. En sådan produkt eller kombination av produkter ska betraktas som en lämplig risksäkring mot ändringar av dagen före-priset för det berörda elområdet om det finns en tillräcklig korrelation mellan dagen före-priset för det berörda elområdet och det underliggande pris som utgör grunden för avräkningen av produkten eller kombinationen av produkter. b) En analys av huruvida produkterna eller kombinationen av produkter som erbjuds på förhandsmarknaderna är effektiva. För detta ändamål ska åtminstone följande indikatorer beaktas: i) Handelshorisont. ii) Köp/sälj-spridning. iii) Handlade volymer i förhållande till fysisk förbrukning. iv) Öppna kontrakt i förhållande till fysisk förbrukning. 5) Om den bedömning som avses i punkt 3 visar att det finns otillräckliga möjligheter till risksäkring i ett eller flera elområden ska de behöriga tillsynsmyndigheterna begära att de berörda systemansvariga för överföringssystemen a) utfärdar långsiktiga överföringsrättigheter, eller b) säkerställer att andra långsiktiga risksäkringsprodukter för överföring mellan elområden görs tillgängliga som ett stöd till elgrossistmarknadernas funktion. 6) Om de behöriga tillsynsmyndigheterna väljer att utfärda en begäran såsom avses i punkt 5 b ska de berörda systemansvariga för överföringssystemen utarbeta de nödvändiga arrangemangen och lämna in dem till de behöriga tillsynsmyndigheterna för godkännande senast sex månader efter begäran från de behöriga tillsynsmyndigheterna. Dessa nödvändiga arrangemang ska genomföras senast sex månader efter godkännandet från de behöriga tillsynsmyndigheterna. De behöriga tillsynsmyndigheterna får, på begäran från

6 6 (15) de berörda systemansvariga för överföringssystemen, förlänga genomförandetiden med högst sex månader. 7) Om tillsynsmyndigheterna beslutar att långsiktiga överföringsrättigheter inte ska utfärdas av respektive systemansvarig för överföringssystem, eller att andra långsiktiga risksäkringsprodukter för överföring mellan elområden ska göras tillgängliga av respektive systemansvariga för överföringssystem, ska artiklarna 16, 28, 29, 31 57, 59 och 61 inte tillämpas på de systemansvariga för överföringssystemen vid elområdesgränserna. 8) De behöriga tillsynsmyndigheterna för en elområdesgräns ska på gemensam begäran från de systemansvariga för överföringssystemen vid elområdesgränsen, eller på eget initiativ, minst vart fjärde år och i samarbete med byrån 2, utföra en bedömning i enlighet med punkterna 3 5. Artikel 31 Regional utformning av långsiktiga överföringsrättigheter 1) Långsiktig kapacitet mellan elområden ska tilldelas marknadsaktörer genom tilldelningsplattformen, som fysiska överföringsrättigheter i enlighet med UIOSI-principen eller som finansiella överföringsrättigheter i form av optioner eller finansiella överföringsrättigheter i form av obligationer. 2) Alla systemansvariga för överföringssystem som utfärdar långsiktiga överföringsrättigheter ska genom den gemensamma tilldelningsplattformen erbjuda långsiktig kapacitet mellan elområden till marknadsaktörer, åtminstone för de års- och månadsbaserade tidsramarna. Alla systemansvariga för överföringssystem i varje kapacitetsberäkningsregion får gemensamt föreslå att långsiktig kapacitet mellan elområden ska erbjudas för ytterligare tidsramar. 3) Senast sex månader efter denna förordnings ikraftträdande ska systemansvariga för överföringssystem i varje kapacitetsberäkningsregion där det finns långsiktiga överföringsrättigheter tillsammans utarbeta ett förslag till regional utformning av långsiktiga överföringsrättigheter som ska utfärdas för varje elområdesgräns inom kapacitetsberäkningsregionen. Senast sex månader efter de samordnade besluten från tillsynsmyndigheterna för elområdesgränsen om att införa långsiktiga överföringsrättigheter i enlighet med artikel 30.2 ska systemansvariga för överföringssystem i den berörda kapacitetsberäkningsregionen tillsammans utarbeta ett förslag till regional utformning av långsiktiga överföringsrättigheter som ska utfärdas för varje elområdesgräns inom den berörda kapacitetsberäkningsregionen. 2 Byrån för samarbete mellan energitillsynsmyndigheter enligt artikel 1.1 Europaparlamentets och rådets förordning (EG) Nr 713/2009 av den 13 juli 2009 om inrättande av en byrå för samarbete mellan energitillsynsmyndigheter.

7 7 (15) Tillsynsmyndigheterna i medlemsstater där den nuvarande regionala utformningen av långsiktiga överföringsrättigheter utgör en del av ett gränsöverskridande arrangemang för omdirigering, som omfattar systemansvariga för överföringssystem och syftar till att säkerställa att driften hålls inom gränserna för driftsäkerhet, får besluta om att behålla långsiktiga fysiska överföringsrättigheter för sina elområdesgränser. 4) De förslag som avses i punkt 3 ska innehålla en tidsplan för genomförandet och åtminstone en beskrivning av följande punkter som anges i tilldelningsreglerna: a) Typ av långsiktiga överföringsrättigheter. b) Tidsramar för förhandstilldelning av kapacitet. c) Typ av produkt (baslast, höglast, låglast). d) Elområdesgränser som omfattas. 5) Förslagen ska vara föremål för samråd i enlighet med artikel 6. Varje systemansvarig för överföringssystem ska vederbörligen beakta resultatet av samrådet i fråga om utfärdandet av de föreslagna långsiktiga överföringsrättigheterna. 6) Parallell tilldelning av fysiska överföringsrättigheter och finansiella överföringsrättigheter i form av optioner vid samma elområdesgräns är inte tillåten. Parallell tilldelning av fysiska överföringsrättigheter och finansiella överföringsrättigheter i form av obligationer vid samma elområdesgräns är inte tillåten. 7) En översyn av de långsiktiga överföringsrättigheter som erbjuds för en elområdesgräns får inledas av a) samtliga tillsynsmyndigheter för elområdesgränsen, på deras eget initiativ, eller b) samtliga tillsynsmyndigheter för elområdesgränsen på grundval av en rekommendation från byrån eller en gemensam begäran från samtliga systemansvariga för överföringssystem vid den berörda elområdesgränsen. 8) Alla systemansvariga för överföringssystem i varje kapacitetsberäkningsregion ska ansvara för att översynen genomförs såsom föreskrivs i punkt 9. 9) Varje systemansvarig för överföringssystem som deltar i översynen av långsiktiga överföringsrättigheter ska a) bedöma de långsiktiga överföringsrättigheter som erbjuds, med beaktande av de egenskaper som anges i punkt 4,

8 8 (15) b) om det anses nödvändigt, föreslå alternativa långsiktiga överföringsrättigheter, med beaktande av resultatet från den bedömning som avses i led a, c) genomföra ett samråd i enlighet med artikel 6 när det gäller i) resultaten från bedömningen av de erbjudna långsiktiga överföringsrättigheterna, ii) i förekommande fall, förslag till alternativa långsiktiga överföringsrättigheter. 10) Efter det samråd som avses i punkt 9 c och inom tre månader från utfärdandet av beslutet att inleda en översyn ska de systemansvariga för överföringssystemen i den berörda kapacitetsberäkningsregionen tillsammans lämna in ett förslag till de behöriga tillsynsmyndigheterna om att behålla eller ändra typen av långsiktiga överföringsrättigheter. Artikel 36 Allmänna bestämmelser om nominering av fysiska överföringsrättigheter 1) Om systemansvariga för överföringssystem utfärdar och tillämpar fysiska överföringsrättigheter för elområdesgränser ska de göra det möjligt för innehavare av fysiska överföringsrättigheter och/eller deras motparter att nominera sina planerade utbyten av elektricitet. Innehavare av fysiska överföringsrättigheter får ge behörighet till berättigade tredje parter att på innehavarnas uppdrag nominera deras planerade utbyten av elektricitet i enlighet med punkt 3. 2) Senast tolv månader efter denna förordnings ikraftträdande ska alla systemansvariga för överföringssystem som utfärdar fysiska överföringsrättigheter vid en elområdesgräns lämna in ett förslag till nomineringsregler för planerade utbyten av elektricitet mellan elområden till de berörda tillsynsmyndigheterna för godkännande. Förslaget ska vara föremål för samråd i enlighet med artikel 6. Nomineringsreglerna ska innehålla åtminstone följande information: a) Rätten för en innehavare av fysiska överföringsrättigheter att nominera planerade utbyten av elektricitet. b) Tekniska minimikrav för nominering. c) Beskrivning av nomineringsprocessen. d) Tidsplan för nominering. e) Format och kommunikation avseende nominering.

9 9 (15) 3) Alla systemansvariga för överföringssystem ska gradvis harmonisera nomineringsreglerna för alla elområdesgränser där fysiska överföringsrättigheter tillämpas. 4) Innehavare av fysiska överföringsrättigheter, i förekommande fall deras motparter, eller en behörig tredje part som arbetar på deras uppdrag ska nominera hela eller delar av sina innehav av fysiska överföringsrättigheter mellan elområden i överensstämmelse med nomineringsreglerna. 5) Om tilldelningsbegränsningar för sammanlänkningar mellan elområden har inkluderats i processen för kapacitetstilldelning på dagen före-marknaden, i enlighet med artikel 23.3 i förordning (EU) 2015/1222, ska dessa beaktas i det förslag till nomineringsregler som avses i punkt 2. Ei:s beslut Energimarknadsinspektionen (Ei) beslutar att: 1 Affärsverket svenska kraftnät (Svk) inte ska utfärda långsiktiga överföringsrättigheter för elområdesgränsen Danmark 2 (DK2) Sverige 4 (SE4). 2 Svk ska tillsammans med den systemansvariga i Danmark, Energinet.dk, säkerställa att andra långsiktiga risksäkringsprodukter för överföring mellan elområde SE4 och DK2 görs tillgängliga som ett stöd till elgrossistmarknadernas funktion. 3 Svk ska tillsammans mad Energginet.dk. utarbeta de nödvändiga arrangemangen och lämna in dem till Ei och den danska tillsynsmyndigheten, Energitilsynet (DERA), för godkännande senast sex månader efter begäran under punkt 2. Samråd med berörda TSO:er Förslaget till arrangemang för att säkerställa långsiktiga risksäkringsprodukter mellan elområdena DK2 och SE4 har tagits fram i nära samarbete med Energinet. Samråd har även skett med den norska och finska TSO:n, Statnett och Fingrid. Motsvarande förslag på arrangemang överlämnas av Energinet till DERA. Samverkan med marknadsaktörerna Svenska kraftnät har tillsammans med Energinet arrangerat en workshop för de svenska och danska aktörerna. Syftet med workshopen var att diskutera olika alternativ till åtgärder för att förbättra risksäkringsmöjligheterna i DK1 och DK2. Deltagare på mötet var marknadsaktörer, handlare och mäklare. I bilaga 1 återfinns en sammanfattning av de synpunkter som framkom under workshopen.

10 10 (15) Svenska kraftnäts arbete med att uppfylla kraven i FCA-förordningen och tillsynsmyndigheternas beslut har också behandlats i Svenska kraftnäts elmarknadsråd. Motiv till förslaget Baserat på den analys av alternativa åtgärder som Svenska kraftnät och Energinet har genomfört bedömer verket att den bäst lämpade åtgärden för att uppfylla de krav som ställs i FCA-koden är att öka volymen överföringsrättigheter på de angivna gränsförbindelserna ovan. De olika åtgärder som har analyserats återfinns i bilaga 2. Förslaget säkerställer ett ökat utbud av risksäkringsmöjligheter i DK2. Då risksäkringsmöjligheterna i SE4 redan bedöms tillräckliga innebär det att långsiktiga risksäkringsprodukter för överföring mellan elområdena DK2 och SE4 därmed görs tillgängliga som ett stöd till elgrossistmarknadernas funktion. De ökade kostnaderna och den högre risk som förslaget medför för Energinet bedöms bli relativt låg då Energinet redan idag utfärdar överföringsrättigheter på dessa förbindelser. Det innebär också att den omfördelning som sker av risker och kostnader mellan kundkollektiven begränsas. Genom att överföringsrättigheter redan utfärdas på dessa förbindelser bedöms en ökning i volymen inte heller riskera att undergräva den nuvarande marknadsstrukturen, där den finansiella handeln centreras kring det gemensamma nordiska systempriset. Förslaget är relativt enkelt att implementera och ställer inte krav på några större anpassningar från varken Energinet eller marknadsaktörernas sida. Det är också i linje med merparten av aktörernas framförda synpunkter och riskerar inte TSO:ns trovärdighet som en oberoende aktör. De föreslagna arrangemangen tillåter därutöver flexibilitet i sin utformning vilket möjliggör att dessa kan anpassas till marknadens förutsättningar och behov vilket minskar risken för att onödigt kostsamma åtgärder vidtas. Påverkan på Svenska kraftnät och de svenska marknadsaktörerna Förslaget medför inga ökade kostnader för Svenska kraftnät eller de svenska marknadsaktörerna. I den mån svenska aktörer genomför prissäkringar i DK2 bedöms kostnaden för detta att sjunka som en följd av de förbättrade möjligheterna till risksäkring i detta elområde.

11 11 (15) Bilaga 1 Synpunkter från marknadsaktörer Den 12 september 2017 anordnade Svenska kraftnät och Energinet en workshop för marknadsaktörer i Köpenhamn. Syftet med workshopen var att involvera marknadsaktörer i diskussion och få uppslag för möjliga produkter för att säkerställa risksäkringsmöjligheter i DK1 och DK2. Vidare syftade workshopen till att få marknadsaktörernas synpunkter på de redan identifierade tänkbara produkter. Målgruppen för workshopen var nordiska marknadsaktörer. Vid workshopen deltog dock främst danska marknadsaktörer. På workshopen presenterade Svenska kraftnät och Energinet följande fyra alternativ som fram till dess övervägts i arbetet: > TSO:n anlitar en market maker > TSO:n auktionerar EPAD 3 combo-kontrakt > TSO:n auktionerar EPAD-kontrakt > TSO:n handlar EPAD-kontrakt via en portföljförvaltare Alternativen I allmänhet möttes de tre EPAD-alternativen med samma gensvar. Marknadsaktörerna var oroliga för den intressekonflikt som handel med EPAD-kontrakt kan skapa för TSO:erna. Marknadsaktörerna påpekade att det var stor risk för att förlora förtroendet för TSO:ernas neutralitet om något av alternativen med EPADhandel blev förslaget från TSO:erna. En ytterligare synpunkt var den stora finansiella risken som handel med EPAD-kontrakt skulle kunna innebära för TSO:n. En marknadsaktör framhöll att TSO:erna kanske kunde köpa och sälja samma volym EPAD-kontrakt för att undvika de finansiella positionerna och intressekonflikten. Det bedömdes dock vara svårt att köpa och sälja samma volym i praktiken, eftersom marknadsaktörer då skulle behöva veta om de hade köpt och sålt samma mängd EPAD-kontrakt för att kunna prissätta sina bud korrekt. Av de olika EPADalternativen var den allmänna uppfattningen bland deltagarna att handeln med EPAD-kontrakt via en portföljförvaltare var det minst lämpliga. De menade att det skulle vara svårt att undvika att den aktör som genom TSO:ernas upphandling valdes till att utföra handeln skulle få insider information. Market maker-alternativet fick brett stöd av marknadsaktörerna eftersom detta skulle säkerställa en marknad för aktörer som vill risksäkra sig och eventuellt även locka nya aktörer. Marknadsaktörerna betonade vikten av att villkoren för market 3 Electricity Price Area Differential (EPAD) är ett finansiellt kontrakt som refererar till skillnaden mellan områdespriset och systempriset på den nordiska elbörsen Nord Pool.

12 12 (15) maker-alternativet vad gäller dennes närvaro på marknaden behöver säkerställas. Med tanke på de danska marknadsförhållandena kan detta bli ganska kostsamt. Övergripande var deltagarna överens om att alternativet att TSO:n anlitar en market maker ändå kan hjälpa likviditeten i de danska marknaderna. Marknadsaktörerna nämnde också att alternativet att öka volymen av långsiktiga överföringsrättigheter mot kontinenten är ett möjligt alternativ. I synnerhet för DK2 sågs det som viktigt att kapaciteten på långsiktiga överföringsrättigheter i norrgående riktning gavs, eftersom risken för höga priser och stora prisvariationer i detta område ses som betydande och svåra att risksäkra sig mot. Det konkluderades att ökning av långsiktiga överföringsrätter skulle kunna hjälpa risksäkringsbehovet på den danska marknaden. En svensk marknadsaktör indikerade att denne i allmänhet var positiv till att TSO:n involverar sig i EPAD-handel. Det var dock klart från workshopen att denna åsikt inte stöddes av övriga deltagare. Via skriftliga synpunkter från svenska aktörer efter det att workshopen ägt rum framhåller aktörerna att de önskar att TSO:erna vidtar åtgärder på alla gränser och inte bara på de här berörda gränserna. De framhåller också att de föredrar EPADalternativen. Implementering Marknadsaktörerna ansåg att alternativet att stödja likviditet i de danska elområdena kan vara relativt dyrt och att det är viktigt med ett stegvis genomförande för att säkerställa att inte överimplementering sker. Deltagarna ifrågasatte hur det skulle utvärderas om den introducerade produkten förbättrade likviditeten eller inte och argumenterade för att de åtgärder som vidtas inte ska vara oåterkalleliga utan kunna dras tillbaka eller justeras efter hand som elmarknaden utvecklas.

13 13 (15) Bilaga 2 Utvärdering av alternativa åtgärder för att säkerställa risksäkringsmöjligheter i DK Nedan följer Svenska kraftnäts och Energinets utvärdering av alternativa åtgärder för att förbättra risksäkringsmöjligheterna i DK1 och DK2 och därigenom säkerställa att risksäkringsprodukter för överföring mellan elområdena DK1 och SE3 respektive DK2 och SE4 görs tillgängliga. En utgångspunkt i utvärderingen har varit att se till helheten för den danska elmarknaden och denna har därför gjorts gemensamt för de två elområdena DK1 och DK2. I de fall förutsättningarna för de två elområdena med tillhörande gränsförbindelser skiljer sig åt utgår utvärderingen från det elområde respektive gränsförbindelse som är begränsande. TSO:n anlitar en market maker Alternativet innebär att TSO:n upphandlar en market maker som säkerställer att det finns köp- och säljbud i marknaden i enlighet med de villkor som TSO:n anger avseende tidsfönster, närvaro, spread och volym. Utvärderingen utgår ifrån alternativet att TSO:n anlitar en market maker för EPAD Århus (DK1) och Köpenhamn (DK2). Fördel Stöttar befintliga EPAD-kontrakt över alla tidshorisonter och skapar därmed förutsättningar för en ökad likviditet. Nackdel Relativt hög kostnad för att uppfylla de krav som behövs för att öka likviditeten. Kostnaden risker därmed att överstiga nyttan. Risk att splittra likviditeten mellan flera marknadsplatser då det i upphandlingsförfarandet inte går att ställa krav på vilken marknadsplats market makern ska agera på. TSO:n auktionerar EPAD combo-kontrakt Alternativet att auktionera EPAD combo-kontrakt innebär att TSO:n auktionerar ut en säljposition i ett elområde och en köpposition i ett annat elområde i lika stora volymer. Ett EPAD combo-kontrakt består därmed av två EPAD-kontrakt i två olika elområden som resulterar i prisskillnaden mellan dessa elområden. Utvärderingen utgår ifrån alternativet att TSO:n auktionerar EPAD combokontrakt från SE4 till DK2.

14 14 (15) Fördel Möjliggör ökad likviditet i EPAD-marknaden. Nackdel Ingen lämplig lösning mellan elområdena DK2 och SE4 då efterfrågan överstiger utbudet i båda dessa områden. Att auktionera ut ett EPAD combo-kontrakt som medför ett köp av EPAD-kontrakt i SE4 riskerar därmed att försämra dagens förutsättningar till risksäkring i SE4. En ny roll för TSO:n. Medför uppstartskostnader och anpassningar av organisationen samt riskerar TSO:ns trovärdighet som oberoende aktör. Medför ökade kostnader och risker för TSO:n som i sin tur leder till en omfördelning av kostnader och risker mellan nät- och handelsaktörerna. Därutöver finns en osäkerhet huruvida kapacitetsavgifterna kan nyttjas till detta ändamål. Risk att likviditeten koncentreras till auktionen på bekostnad av en fungerade kontinuerlig handel. TSO:n auktionerar EPAD-kontrakt Alternativet innebär att TSO:n anordnar auktioner för EPAD-kontrakt. TSO:n kan antingen köpa eller sälja EPAD-kontrakt beroende på behovet i marknaden. Utvärderingen utgår ifrån alternativet att TSO:n säljer EPAD Köpenhamn- samt EPAD Århus-kontrakt. Fördel Möjliggör ökad likviditet i EPAD-marknaden. Nackdel Medför en stor risk för TSO:n om denne endast säljer EPAD-kontrakt eftersom TSO:n då inte har någon underliggande säkerhet i form av kapacitetsavgifter vilket resulterar i en högre och mer volatil stamnätstariff. Kostnaden riskerar därmed överstiga nyttan. En ny roll för TSO:n. Medför uppstartskostnader och anpassningar av organisationen samt riskerar TSO:ns trovärdighet som oberoende aktör. Medför ökade kostnader och risker för TSO:n som i sin tur leder till en omfördelning av kostnader och risker mellan nät- och handelsaktörerna. Risk att likviditeten koncentreras till auktionen på bekostnad av en fungerade kontinuerlig handel. TSO:n handlar EPAD-kontrakt via en portföljförvaltare Alternativet innebär att TSO:n handlar EPAD-kontrakt på den befintliga kontinuerliga EPAD-marknaden via en portföljförvaltare som upphandlas av TSO:n. Portföljförvaltaren utför handeln i enlighet med det mandat som TSO:n fastställer.

15 15 (15) Utvärderingen utgår ifrån alternativet att portföljförvaltaren köper EPAD-kontrakt i SE4 och säljer i DK2 4. Fördel Ökar likviditeten i EPAD-marknaden. Flexibel lösning som lätt går att anpassa om marknadsförutsättningarna förändras. Nackdel Ingen lämplig lösning att köpa EPADkontrakt i SE4 då efterfrågan redan överstiger utbudet i detta elområde och det riskerar därmed att försämra dagens förutsättningar till risksäkring i SE4. Medför ökade kostnader och risker för TSO:n som i sin tur leder till en omfördelning av kostnader och risker mellan nät- och handelsaktörerna. Därutöver finns en osäkerhet huruvida kapacitetsavgifterna kan nyttjas till detta ändamål. TSO:n blir en mycket stor aktör på marknaden och portföljförvaltaren ges därmed en fördel gentemot övriga aktörer vilket risker trovärdigheten i marknaden. TSO:n ökar volymen överföringsrättigheter Alternativet innebär att berörda TSO:er ökar volymen överföringsrättigheter över en gränsförbindelse där överföringsrättigheter redan existerar. Utvärderingen utgår ifrån alternativet att öka volymen överföringsrättigheter mellan DK1 och DK2, DK1 och DE samt DK2 och DE. Fördel Ökar risksäkringsmöjligheterna i DK1 respektive DK2. Flexibel lösning som lätt går att anpassa om marknadsförutsättningarna förändras. Nackdel Medför ökade kostnader och risker för TSO:n som i sin tur leder till en omfördelning av kostnader och risker mellan nät- och handelsaktörerna. 4 För att minska risken för TSO:n är det önskvärt att köpa och sälja EPAD-kontrakt i olika elområden och använda kapacitetsintäkterna mellan dessa områden som underliggande säkerhet.