Grensekryssende elektrisitet: retningslinjer for kapasitetsfastsettelse og flaskehalshåndtering

Tittel

Kommisjonsforordning (EU) 2015/1222 av 24. juli 2015 om etablering av en retningslinje for kapasitetsfastsettelse og flaskehalshåndtering

Commission Regulation (EU) 2015/1222 of 24 July 2015 establishing a guideline on capacity allocation and congestion management

Siste nytt

EØS-notat offentliggjort 15.10.2015

Nærmere omtale

BAKGRUNN (fra departementets EØS-notat, sist oppdatert 14.10.2015)

Sammendrag av innhold
Kommisjonsforordningen om etablering av en retningslinje om kapasitetsfastsettelse og flaskehalshåndtering (CACM) er hjemlet i grensehandelsforordningen (Regulation (EC) 714/2009).

Grensehandelsforordningen introduserer et nytt system for å etablere bindende felleseuropeiske regler gjennom nettkoder og retningslinjer. [1] Formålet er å skape et velfungerende indre energimarked gjennom bindende samarbeid og harmoniserte regler for alle som er involvert i planlegging, drift og utnyttelse av det europeiske energisystemet. Det skal blant annet lages harmonisert regelverk om marked, nettilknytning og drift av kraftsystemet.

CACM er den første av flere rettsakter om markedsforhold og skal gi grunnlag for etablering av et integrert spot- og intradagmarked i Europa. Forordningen skal sikre en effektiv markedskobling av spot- og intradagmarkedene gjennom å fastsette et omforent juridisk rammeverk for kapasitetsfastsettelse og flaskehalshåndtering. En effektiv markedskobling skal bidra til økt handel på tvers av landegrensene, mer effektiv utnyttelse av overføringsnettet og økt konkurranse, til nytte for forbrukerne.

CACM retter seg, i tillegg til nasjonale myndigheter, mot et bredt spekter av aktører i energimarkedet, som pålegges ulike plikter og rettigheter. Dette inkluderer blant annet nasjonale regulatorer (NRAer) systemoperatører (TSOer), kraftbørser (NEMOer), ENTSO-E og ACER.

Hovedinnhold i forordningens artikler:

Innledende bestemmelser (artikkel 1-4)

Målsettingene med forordningen utdypes i artikkel 3. Det fremgår at forordningen skal fremme effektiv konkurranse i produksjon og omsetning av elektrisitet, optimal utnyttelse og utvikling av transmisjonsnettet, god forsyningssikkerhet, effektiv beregning og tildeling av grensekryssende overføringskapasitet, rettferdig og ikke-diskriminerende behandling av alle aktører, transparent og pålitelig informasjon og et velfungerende marked og prisdannelse.

Utpeking av NEMOer og deres rettigheter og plikter (artikkel 4-7)

Forordningen legger opp til konkurranse mellom kraftbørser. Medlemsland pålegges å utpeke minimum én kraftbørs til NEMO (Nominated Electricity Market Operator) for hvert av sine budområder. Med mindre landet hadde et lovfestet nasjonalt monopol når forordningen trer i kraft, skal alle børser som søker og oppfyller kravene til NEMOer listet opp i artikkel 6 utpekes. I tillegg kan alle børser som er utpekt i et medlemsland automatisk operere som NEMO i andre land (utenom i land med et lovfestet nasjonalt monopol) så lenge de oppfyller det aktuelle landets nasjonale handelsregler.

NEMOene skal fungere som markedsoperatører og i samarbeid med TSOene utføre priskoblingen av spot- og intradagmarkedene. NEMOene skal i samarbeid utvikle og implementere en markedskoblingsfunksjon (MCO) som ved hjelp av en spesiell algoritme skal matche kjøps- og salgsbud på en mest mulig optimal måte. Basert på resultatene fra markedskoblingsalgoritmen skal børsene informere sine kunder om inngåtte kontrakter, priser og flyt. NEMOene har også vanlige børs-oppgaver, som blant annet innebærer å motta bud fra markedsaktører og stå for avregning og clearing av kontrakter.

TSOenes oppgaver knyttet til markedskoblingen (artikkel 8)

Som en viktig forutsetning for en effektiv markedskobling er det krav om at TSOene beregner tilgjengelig overføringskapasitet mellom budsoner på en koordinert måte. For å oppnå dette skal TSOene etablere en felles nettmodell som inkluderer anslag på produksjon, forbruk og overføringskapasitet per time. Tilgjengelig kapasitet skal i utgangspunktet beregnes ved hjelp av en flytbasert metode, som tar hensyn til at elektrisitet kan flyte i ulike mønstre og dermed optimaliserer den tilgjengelige kapasiteten i maskede nett. Den tilgjengelige overføringskapasiteten, sammen med alle kjøps- og salgsbudene som børsene har samlet inn, vil inngå i den felles markedskoblingsalgoritmen som skal beregne priser og flyt i hele det europeiske kraftsystemet.

Beslutningsprosedyrer etter CACM (artikkel 9-13)

På grunn av kompleksiteten og detaljgraden i vilkår, betingelser og metoder som er nødvendige for å etablere et fullt integrert spot- og intradagmarked, legger forordningen opp til at mange av disse skal utvikles av TSOer og NEMOer i samarbeid og godkjennes av NRAer. Artikkel 9.6, 9.7 og 9.8 lister opp hvilke typer vilkår, betingelser og metoder som skal fastsettes på henholdsvis europeisk, regionalt og nasjonalt nivå. For at prosessen med utvikling og godkjenning av vilkår, betingelser og metoder ikke skal forsinke gjennomføringen av det indre markedet, inneholder forordningen spesielle bestemmelser om hvordan samarbeidet og beslutningsprosessene mellom TSOer, NEMOer og NRAer skal foregå.

Når flere TSOer og NEMOer i fellesskap skal fastsette forslag til vilkår, betingelser og metoder skal dette avgjøres med kvalifisert flertall hvis de ikke alle blir enige. I de felleseuropeiske beslutningene består et kvalifisert flertall av TSOer eller NEMOer som representerer minimum 55 % av medlemslandene og 65 % av befolkningen i EU. I regionale beslutninger består et kvalifisert flertall av TSOer som representerer minimum 72 % av medlemslandene og 65 % av befolkningen i den aktuelle regionen.[2] I regioner som består av færre enn fem land og i alle NEMO-beslutninger skal det være konsensusbaserte avgjørelser.

Når godkjenning av vilkår, betingelser eller metoder krever en beslutning fra flere NRAer skal disse konsultere med hverandre og samarbeide for å forsøke å oppnå enighet. Dersom NRAene ikke kommer til enighet innen seks måneder fra de får tilsendt forslagene, eller dersom de spesifikt ber om det, skal ACER fatte vedtak om de aktuelle vilkår, betingelser og metoder innen seks måneder.

Forordningens artikkel 11 og 12 inneholder krav til involvering av interessenter og høring av alle forslag til vilkår, betingelser og metoder før disse vedtas.

Krav til vilkår, betingelser og metoder knyttet til kapasitetsberegningen (artikkel 14-31)

Artikkel 15 fastsetter krav til inndeling i regioner for kapasitetsberegning. TSOene skal senest tre måneder etter at forordningen trer i kraft foreslå en regioninndeling som skal forelegges NRAene for godkjenning. Regioninndelingen vil avgjøre hvilke TSOer, NEMOer og NRAer som vil være involvert i beslutninger som skal fattes på regionalt nivå.

Artikkel 16-19 fastsetter krav til TSOenes utarbeidelse av en felles nettmodell, som skal inkludere en modell av transmisjonssystemet med lokalisering av produsenter og forbruk som er relevante for beregningen av grensekryssende overføringskapasitet. TSOene får blant annet i oppgave å foreslå en metode for anskaffelse av nødvendige produksjons- og forbruksdata, utvikle forslag til felles scenarioer og fremskaffe modeller for sine egne kontrollområder som skal inngå i den felles nettmodellen.

Artikkel 20-31 inneholder nærmere krav til metodene og prosessen for kapasitetsberegning. Kapasitetsberegningen skal som et minimum være koordinert på regionalt nivå og TSOene i den enkelte region skal i fellesskap fremme forslag om en metode for kapasitetsberegning i regionen. Det er to tillatte metoder for kapasitetsberegning, enten en flytbasert metode eller en metode basert på koordinert netto transmisjonskapasitet. Flytbasert metode skal brukes for kapasitetsberegning i spot- og intradagmarkedet, når grensekryssende kapasitet mellom budområder i høy grad er gjensidig avhengig av hverandre. Metoden basert på koordinert netto transmisjonskapasitet skal kun brukes i regioner hvor grensekryssende kapasitet er mindre gjensidig avhengig av hverandre og det kan påvises at flytbasert metode ikke vil gi ekstra nytte.

Krav til inndeling i budområder (artikkel 32-34)

Det fastslås at en budområdeinndeling som reflekterer tilbud og etterspørsel er en forutsetning for at en flytbasert kapasitetsberegning skal fungere optimalt, og at inndelingen i budområder bør defineres på en måte som sikrer effektiv flaskehalshåndtering og markedseffektivitet. Artikkel 32 fastsetter prosedyrer for hvordan analyser av budområdeinndelingen skal foregå, inkludert bestemmelser om hvilke aktører som kan initiere en gjennomgang av gjeldende budområdeinndeling og hvordan interessenter skal høres og involveres i prosessen. Artikkel 33 angir kriterier som skal vektlegges ved en slik gjennomgang, inkludert driftssikkerhet, markedseffektivitet og stabilitet og robusthet ved budområdeinndelingen. I henhold til artikkel 34 skal også ACER analysere effektiviteten ved budområdeinndelingen hvert tredje år. ENTSO-E skal utarbeide en teknisk rapport og ACER en markedsrapport som viser effektiviteten ved dagens inndeling. Hvis ACER vurder at dagens inndeling i budområdene ikke er effektiv kan ACER be TSOer sette i gang en gjennomgang av eksisterende budområder.

Krav til mothandel og opp- og nedregulering (artikkel 35)

TSOene skal bruke et felles sett med verktøy for å håndtere både interne og grensekryssende flaskehalser. TSOene innenfor hver region skal fremme et forslag til felles metode for balansehåndtering, herunder bruk av mothandel og opp- og nedregulering, som skal høres før det godkjennes av relevante regulatorer.

Krav til utvikling av algoritmen og kobling av spot- og intradagmarkedet (artikkel 36-63)

Artikkel 36-37 inneholder nærmere bestemmelser om prosessen for utvikling av markedskoblingsalgoritmene. NEMOene skal i fellesskap utvikle, vedlikeholde og drifte en felles priskoblingsalgoritme for spotmarkedet og en algoritme for kontinuerlig handel i intradagmarkedet. Det legges opp til en trinnvis kobling av spot- og intradagmarkedet som tar utgangspunkt i de pågående markedskoblingsprosjektene og løsningene som allerede er utviklet for priskobling av spot- og intradagmarkedet. Markedskobling av regioner skal imidlertid kun være et midlertidig steg på veien til et fullt integrert europeisk marked.

Artikkel 38-63 inneholder nærmere bestemmelser om krav til markedskoblingsalgoritmene, blant annet hvilke produkter de skal være tilpasset for, maksimums- og minimumspriser, prising av grensekryssende kapasitet og etablering av reserveløsninger. Det legges opp til at kapasitet i intradag skal prises og reflektere flaskehalskostnaden hvis kapasiteten er begrenset.

Kostnader (artikkel 73-80)

Artikkel 73 fastsetter krav til etablering av en felleseuropeisk metode for fordeling av flaskehalsinntekter. Metoden skal blant annet fremme en effektiv langsiktig drift og utvikling av transmisjonssystemet og effektiv drift av elektrisitetsmarkedet.

Artikkel 74 inneholder krav til etablering av en felles metode innenfor hver enkelt region for deling av kostnader for mothandel og opp- og nedregulering. Metoden skal inkludere løsninger for deling av kostnader for handlinger som har grensekryssende effekt.

Artikkel 75-80 inneholder bestemmelser om dekning av kostnader for NEMOer og TSOer knyttet til kapasitetsberegning og flaskehalshåndtering. Kostnader som TSOene har knyttet til flaskehalshåndtering og ulike prosesser for å overholde forordningen skal dekkes via tariffene. NEMOer kan få dekket kostnader de har pådratt seg knyttet til etablering og drift av MCO-funksjonen så lenge disse er effektive, rimelige og proporsjonale. Artiklene inneholder også bestemmelser om metoder for fordeling av kostnader mellom TSOer og NEMOer i ulike land.

Overvåking av gjennomføringen av markedskoblingen (artikkel 82)

Enheten som utfører MCO-funksjonen skal overvåkes av reguleringsmyndigheten der enheten er lokalisert.

Ikrafttredelse (artikkel 84)

Forordningen trer i kraft på 20 dager etter at den er publisert i Official Journal of the European Union.

[1] Se nærmere omtale i EØS-notat om det indre kraftmarkedet - utvikling av nettkoder og bindende retningslinjer

[2] Et blokkerende mindretall må inkludere det minste antallet TSOer som representerer mer enn 35 % av befolkningen i den aktuelle regionen pluss minst én TSO som representerer en annen medlemsstat.

Merknader

Rettslige konsekvenser
CACM er hjemlet i forordning 714/2009 om grensekryssende handel, som er vurdert som EØS-relevant og skal innlemmes i EØS-avtalen.

OED anser rettsakten som EØS-relevant. Behov for eventuelle EØS-tilpasninger må vurderes nærmere. Det vil også foretas en gjennomgang av innholdet i rettsakten sammenholdt med norsk regelverk ved gjennomføring i norsk rett. Behovet for å fastsette norsk regelverk som utfyller rettsakten må også vurderes, f.eks. behovet for handelsregler for kraftbørser.

Gjennomføringen av CACM vil trolig kreve justeringer i energiloven § 4-5 (organisert markedsplass). Vurderingen av rettslige konsekvenser er for øvrig ikke ferdigstilt.

Sakkyndige instansers merknader
Innspill fra høringen med frist 15. juni

Energi Norge, Advokatforeningen og LO hadde innspill i høringsrunden. NVE, Utenriksdepartementet, Direktoratet for samfunnssikkerhet og beredskap, Justis- og beredskapsdepartementet, Klima- og miljødepartementet, Kunnskapsdepartementet, Helse- og omsorgsdepartementet, Kulturdepartementet, Arbeids- og sosialdepartementet og Akershus fylkeskommune har svart på høringen, men har ingen spesielle merknader til CACM.

Energi Norge mener det er viktig at norske aktører, på lik linje med de europeiske aktørene, får god informasjon om de allerede pågående prosessene knyttet til integrasjon av engrosmarkedene for krafthandel. Energi Norge peker også på at TSOene gjennom CACM er gitt betydelig myndighet til å påvirke markedsdesignet og mener dette må balanseres med økt transparens og involvering av interessenter, samt et sterkt NVE som har tilstrekkelige ressurser til å oppfylle sine regulatorfunksjoner.

Energi Norge har også konkrete innspill til implementeringen av ulike deler av CACM. Energi Norge er positive til innføring av konkurranse mellom børser, men er opptatt av at dette ikke må gå utover den effektive prisberegningen. Energi Norge mener alle børser som er aktive i det nordiske markedet må være forpliktet til å samarbeide om å beregne systemprisen, samt om en reserveløsning for nordisk prisberegning dersom det skulle oppstå feil i den europeiske prisberegningen. Energi Norge er positive til en felles nettmodell for Europa og at det er startet samarbeid om utvikling av flytbasert kapasitetsberegningsmetode. Energi Norge mener imidlertid det er viktig med en transparent prosess der markedsaktørene får god informasjon om kapasitetsberegning og –marginer og kan forstå mekanismene i prisdannelsen. Dette er avgjørende for aktørenes mulighet til å gi rasjonelle bud, noe som er særlig viktig i et vannkraftbasert system. Energi Norge oppfordrer til at Statnett følger de ordinære reglene i CACM for fremtidig endring av budområdene, fremfor unntaksreglene som åpner for en hurtigere prosess med mindre involvering. Energi Norge peker også på mindre tiltak som de mener kan gi et mer effektivt og likvid intradagmarked, og dermed redusere TSOens kostnader til balansering og øke verdien av norske regulerkraftressurser.

Advokatforeningen har merknader knyttet til EØS-relevans og implementering av forordningen i norsk rett. Advokatforeningen har ikke gjort noen fullstendig vurdering av EØS-relevans, men bemerker at forordningen er en integrert del av tredje energimarkedspakke, som er i kjernen av det indre markedet. Advokatforeningen peker på at CACM, dersom den vurderes som EØS-relevant, må implementeres "as is" og at forordningen inneholder en rekke bestemmelser knyttet til samarbeid mellom landene, herunder mellom TSOer og myndigheter. Gjennomføring i norsk rett vil derfor kreve en omfattende gjennomgang av nasjonalt regelverk og et betydelig arbeid knyttet til endring av lover og forskrifter. Advokatforeningen mener det er viktig at denne gjennomgangen gjøres i sammenheng med implementeringen av øvrige EU/EØS-regler.

LO har ikke spesifikke kommentarer til CACM, men viser til sin tidligere kommentar til Norges posisjon relatert til energibyrået ACER. LO er skeptisk til at den nasjonale kontrollen med energiforsyningen reduseres via overføring av strategi og beslutningsmyndighet til EU og ACER. LO mener det er viktig at regjeringen velger å implementere 3. markedspakke på en måte som best mulig ivaretar norsk politisk kontroll og styring over elforsyningen. LO mener det er avgjørende at NVE i rollen som regulator får innflytelse og stemmerett i det nye byrået ACER.

Vurdering
Markedsmodellen som fastsettes i CACM er i all hovedsak i samsvar med løsningene som er valgt i de pågående prosjektene med markedskobling av spot- og intradagmarkedet i Europa. Disse er i stor grad basert på og til dels videreutviklinger av eksisterende nordiske markedsløsninger. Enkelte av bestemmelsene i CACM vil imidlertid medføre endringer i organiseringen av elektrisitetshandelen i Norden, blant annet når det gjelder rolle- og ansvarsfordelingen mellom regulatorer, systemoperatører og børser. En viktig endring er at CACM legger opp til konkurranse mellom børser[1], i motsetning til dagens system der Nord Pool Spot er eneste aktør med markedsplasskonsesjon for omsetning av kontrakter for fysiske kraftleveranser i Norden.

CACM gir også overordnede prinsipper og retningslinjer for hvordan markedet skal utvikles videre og fordeler en rekke ulike oppgaver og beslutninger til børser, TSOer, nasjonale regulatorer og ACER. Blant annet dreier dette seg om utvikling av felles nettmodell og metode for kapasitetsfastsettelse, fastsetting av metode for fordeling av flaskehalsinntekter, utvikling av en felles markedskolingsfunksjon (MCO) og utforming av diverse markedsregler. Generelt innebærer CACM at mange av beslutningene knyttet til utviklingen av markedet nå skal tas av de europeiske regulatorene i fellesskap, eller av ACER dersom regulatorene ikke blir enige. Beslutningene vil være basert på forslag som TSOene eller børsene har utarbeidet og stemt over på regionalt eller europeisk nivå. Frem til i dag har dette vært beslutninger som typisk er blitt fattet på nasjonalt eller nordisk nivå.

[1] Ifølge bestemmelsene i CACM skal alle land utpeke minimum én NEMO (Nominated Electricity Market Operator) og NEMOer som er utpekt i ett land skal fritt kunne etablere seg i andre land.

Status
Kommisjonsforordningen er vedtatt i EU og ble publisert i Official Journal 25. juli 2015. EFTA-landene fikk kommisjonsforordningen oversendt til behandling 23. juli 2015.

Departementet har i henhold til EØS-retningslinjene punkt 4.2 sendt forslaget til forordning på høring med frist for innsendelse av høringsinnspill 15. juni 2015. Høringsuttalelsene er oppsummert ovenfor.

TSOer og NRAer har allerede startet å forberede de spesielle prosessene som CACM legger opp til, med utvikling og godkjenning av ulike metoder, betingelser og vilkår som er nødvendige for å realisere en effektiv markedskobling. Idet rettsakten trer i kraft vil de ulike tidsfristene for dette starte å løpe. To viktige beslutninger som skal fattes allerede de første månedene etter at koden har trådt i kraft, er inndelingen i regioner og utpekingen av NEMOer. NEMOene skal i samarbeid sette opp MCO-funksjonen som skal koble det europeiske markedet sammen. Videre skal TSOene fremme forslag til en rekke ulike metoder, vilkår og betingelser knyttet til kapasitetsfastsettelsen og flaskehalshåndteringen, både innenfor den enkelte region og i hele det europeiske kraftsystemet. Disse forslagene skal fortløpende sendes til NRAene for godkjenning.

Nøkkelinformasjon
eu-flagg

EU

EU-vedtak (CELEX-nr): viser også om rettsakten er i kraft
Dato
24.07.2015
Anvendelsesdato i EU
14.08.2015
norge-flagg

Norge

Ansvarlig departement
Olje- og energidepartementet
Informasjon fra departementet