EUROPA-KOMMISSIONEN Bruxelles, den 15.7.2015 COM(2015) 340 final MEDDELELSE FRA KOMMISSIONEN TIL EUROPA-PARLAMENTET, RÅDET, DET EUROPÆISKE ØKONOMISKE OG SOCIALE UDVALG OG REGIONSUDVALGET Lancering af den offentlige høring om en ny udformning af energimarkedet {SWD(2015) 142 final}



1.En vision for omlægningen af elektricitetssystemet Juncker-Kommissionen har i sine politiske retningslinjer gjort udviklingen af en modstandsdygtig energiunion med en fremadskuende klimapolitik til et af sine strategiske mål. Dette mål blev bekræftet i Kommissionens arbejdsprogram for 2015 og nærmere beskrevet i rammestrategien En modstandsdygtig energiunion med en fremadskuende politik for klimaforandringer med det formål at fastlægge betingelserne for pålidelig energi til rimelige priser for alle, at føre princippet om "energieffektivitet først" ud i livet og at gøre EU til førende i verden inden for vedvarende energi. Opfyldelsen af disse mål vil kræve en grundlæggende omlægning af energisystemet i EU, hvilket kan opnås ved bl.a. at ændre det europæiske elmarked på en måde, der både sikrer større forudsigelighed ved at kæde engros- og detailleddet sammen og tiltrækker yderligere investeringer. Denne udvikling vil bidrage til, at EU’s energiforbrugere opnår nye muligheder, som beskrevet i den tilhørende meddelelse COM(2015) 339. Europas elektricitetssystem har i et stykke tid været under gennemgribende forandring. Efter vedtagelsen af den tredje pakke vedrørende det indre marked for energi har politiske beslutninger om elektricitetssystemet gjort det muligt at konkurrere på elområdet og forøge elektricitetsstrømmene på tværs af grænserne. Engrosmarkederne er i stigende grad præget af fair og åben konkurrence, og konkurrencen er også ved at vinde frem i detailleddet, dog endnu ikke i tilstrækkelig grad. Med indførelsen af den såkaldte "markedskobling" og den "flowbaserede" kapacitetstildeling kan elektricitet handles mere effektivt overalt i Europa. Samtidig er elektricitet fra vedvarende energikilder blevet en af de vigtigste kilder til elektricitet takket være direktivet om fremme af vedvarende energi og medlemsstaternes indsats, som markerer overgangen til et kulstoffattigt energisystem. Disse elementer indgår alle i et fremtidsorienteret energisystem, men Europa står stadig over for betydelige udfordringer, som skal klares, for at energiforsyningen kan blive velfungerende. For at styre disse ændringer og drage fuld nytte af dem må vi igen se på, hvordan elsystemet og elmarkederne i Europa er organiseret og reguleret. Udformningen af det eksisterende marked stammer fra en tid, hvor store, centraliserede elværker, som primært anvendte fossile brændstoffer, havde til hovedformål at levere al den el, som husstandene og virksomhederne i et begrænset område – typisk en medlemsstat – ønskede, og hvor forbrugerne, dvs. husholdningerne og industrien, blev opfattet som passive. I dag betyder udviklingen hen imod en decentraliseret elproduktion, at antallet af involverede aktører stiger, og at rollerne på markedet ændrer sig. Elmarkedet er nødt til at tilpasse sig denne nye virkelighed. Der er behov for fuldt ud at integrere alle faktorer og aktører, herunder fleksibel efterspørgsel, leverandører af energitjenester og vedvarende energi. Et konkret eksempel på dette er den fleksibilitet, der gør det muligt for de industrielle forbrugere at deltage på markedet og få direkte gavn af den øgede konkurrence. Fleksibiliteten forudsætter en effektiv regulerings- og styringsramme, der mindsker behovet for indgreb såsom kapacitetsmekanismer. Et fuldt fungerende europæisk marked skal gøre det muligt frit at lede elektriciteten derhen, hvor der er størst behov og efterspørgsel, og desuden at få det størst mulige udbytte af konkurrencen på tværs af grænserne samt at sende de rette signaler og give de rette incitamenter til at foretage de rette investeringer. Desuden skal det sikre, at elproduktionen fordeles alene ud fra markedets signaler. Det sker ikke altid i dag. Mens markedskoblingen, hvor den anvendes, har resulteret i en øget sammenhæng mellem engrospriserne, varierer de absolutte priser betydeligt, selv på tilstødende markeder, og prisspredningen mindskes ikke. Der er også behov for en yderligere indsats for at sikre, at en tilstrækkelig sammenkobling mellem elnettene bliver gennemført, og for at fremme langsigtet investeringsstabilitet i energisektoren som helhed. De 2030-mål, der blev aftalt på Det Europæiske Råds møde i oktober 2014 – mindst 40 % reduktion af drivhusgasemissionerne, mindst 27 % vedvarende energi i EU’s energiforbrug og mindst 27 % forbedring af energieffektiviteten – afspejler et højt ambitionsniveau. Det betyder, at ændringerne af elsystemet i retning af dekarbonisering skal fortsættes og intensiveres. Opnåelsen af EU's 2030-mål på energi- og klimaområdet betyder, at andelen af vedvarende energi sandsynligvis vil nå op på 50 % af elproduktionen. I dag er markederne ikke tilstrækkeligt fleksible, hverken på udbuds- eller på efterspørgselssiden, til at kunne rumme den voksende andel af vedvarende energi, der udbydes. Den nye markedsstruktur bør kunne sikre, at energimarkederne fuldt ud kan understøtte denne overgang med de mindst mulige omkostninger. Dette kan opnås ved at fjerne de sidste hindringer for brugen af vedvarende energi og sikre, at markedet sender de rette signaler til fremme af tilstrækkelige investeringer i den fleksible kapacitet, der er nødvendig for at imødekomme den voksende andel af variable vedvarende energikilder i elsystemet. Et nødvendigt skridt for at opnå en vellykket og omkostningseffektiv integration af vedvarende energi er sikringen af velfungerende kortfristede elmarkeder, som er baseret på handel med el, der løber fra dagen før leveringen af elektriciteten indtil tidspunktet for forbrug, og som giver fuld adgang til fleksible teknologier. Overvejelser om energieffektivitetspotentialet indgår i alle beslutninger om udviklingen af energiunionen (som bygger på princippet om "energieffektivitet først"). Ikke desto mindre forventes efterspørgslen efter elektricitet at stige, efterhånden som forbrugerne skifter over til el fra andre energikilder. Enhver omlægning af markedsstrukturen skal derfor skabe vilkår, der fremmer en yderligere reduktion af EU’s energiforbrug, samtidig med at der gives mulighed for en omkostningseffektiv integration af nye former for fleksibel efterspørgsel på markedet. Dertil kommer, at nye teknologier såsom intelligente net, intelligente målesystemer, intelligente bygninger, egenproduktion af el og lagringsudstyr sætter borgerne i stand til at tage medansvar for energiomstillingen, fordi de bruger disse nye teknologier til at nedbringe elregningen og agere aktivt på markedet. Markedet skal fremme denne udvikling. EU’s markedsstruktur skal sikre, at små og store forbrugeres energibehov kan dækkes af innovative virksomheder og pålidelige formidlere i hele Europa. De bør udnytte de muligheder, som opstår via den nye teknologi og den øgede forbrugerorientering, til at udvikle og udbrede nye produkter og tjenesteydelser. Dette vil bidrage til at sikre, at forbrugerne drager fordel af de nye muligheder, som kan sammenkæde de forskellige elementer af strategien for energiunionen: jobskabelse baseret på forskning og innovation og et skarpt fokus på energieffektivitet i vores politikker. Vores mål er fuldt ud at integrere vedvarende energi i elsystemet ved at sikre, at elmarkederne er indrettet på vedvarende energi, så den her kan indgå på lige fod med den konventionelle elproduktion. Dette forudsætter, at der bliver udviklet nye rammer, der resulterer i markedsordninger, som: passer til et sammenhængende elmarked på tværs af hele EU, der klart angiver prisniveauet til brug for nye investeringer og letter den fremtidige udvikling af vedvarende energi

fremmer samarbejdet om og koordineringen af energipolitikker på regionalt plan muliggør et samarbejde om udvikling af vedvarende energi, herunder om støtteordninger giver elforsyningssikkerheden en ægte europæisk dimension. Dette initiativ er et af de vigtigste indsatsområder i strategien for energiunionen. Det vedtages parallelt med meddelelsen om indførelsen af nye muligheder for energiforbrugerne med det formål at sætte forbrugerne i centrum i det fremtidige energisystem – det første konkrete produkt er det reviderede direktiv om energimærkning. 2.Det nye elmarked i EU 2.1.Sådan kommer markedet til at fungere Et velfungerende europæisk elmarked er det, der bedst sikrer, at forbrugerne til enhver tid kan få leveret elektricitet på den mest omkostningseffektive måde. 2.1.1.Etablering af kortfristede markeder på tværs af grænserne Elektricitet har ikke samme værdi hvor som helst og når som helst, den produceres og forbruges. Elpriserne bør afspejle dette forhold, hvis de skal give korrekte og meningsfulde signaler til brug for produktion og investeringer. Dette vil uundgåeligt føre til, at priserne kan være høje, når produktionen er lav, og det kan igen kickstarte en såkaldt efterspørgselsreaktion. De kortfristede markeder, navnlig intraday- og balancemarkederne, skal udgøre kernen i en effektiv elmarkedsstruktur. De skal designes med fokus på fremtidens energisystem, som bliver præget af omfattende elektricitetsstrømme på tværs af grænserne og storproduktion af variabel vedvarende energi. I mange medlemsstater kunne markedet komme til at fungere langt bedre, hvis man indførte markedskobling, forbedrede strømmene på tværs af grænserne og styrkede intraday-handelen og efterspørgselsreaktionen. Restriktionerne for prissætningen bør fjernes, gennemførelsestiderne på intraday-markederne og handelsperioderne bør forkortes, og lukketiderne bør ligge tættere på realtid. Det er blevet sværere at gennemføre en sikker drift af elnettet på grund af den hurtige vækst i variable vedvarende energikilder, og både efterspørgselssiden og de konventionelle produktionsanlæg skal være i stand til og tilskyndes til at være fleksible. Det ville desuden øge denne nødvendige fleksibilitet, hvis det lykkedes at integrere oplagring i elektricitetsmarkedet. Elektriciteten skal lagres, når der er overskudsproduktion, og priserne er lave, og den skal frigives, når produktionen er lav og priserne høje, så den variable elproduktion udlignes. For at opnå dette skal der først og fremmest indføres et EU-dækkende system for intraday-handel på tværs af grænserne, ligesom det allerede er lykkedes med day-ahead-handelen. For at blive mere effektive skal balancemarkederne dække større områder, end de gør i dag. Dette vil reducere behovet for backupproduktion og sætte det europæiske energisystem i stand til fuldt ud at udnytte potentialet i de vedvarende energikilder. Disse tiltag skal suppleres med fælles metoder til håndtering af overbelastning af nettet. Et begrænset antal større balanceregioner skal fastlægges ud fra et europæisk perspektiv – baseret på nettets behov og ikke på nationale grænser. På samme måde skal elengrospriszonerne også afspejle, hvor der er transmissionskapacitet, og ikke blot hvor medlemsstaternes grænser går. 2.1.2.Opprioritering af langsigtede markeder for at fremme investeringer Ud fra et investeringssynspunkt er langsigtede prissignaler lige så vigtige som effektive kortfristede markeder. Et andet vigtigt investeringssignal med hensyn til CO2-reduktion er det ændrede Europæiske kvotemarked, som omfatter en velfungerende markedsstabilitetsreserve og yderligere initiativer, der indgår i forslaget til revision af ETS, som blev vedtaget parallelt med nærværende meddelelse.

Desuden skal vi sikre, at disse markeder er helt åbne for alle markedsaktører. Konventionelle producenter, fleksibel efterspørgsel, energilagringsteknologier, vedvarende energi, nye energitjenesteleverandører (og ikke kun etablerede virksomheder) – alle disse elementer og aktører skal have effektiv adgang til de langsigtede markeder, som angiver, hvilke typer investeringer der giver økonomisk mening, og hvor de skal foretages. På nogle markeder har den store ændring i retning af kapitalintensiv elproduktion baseret på vind- og solenergi med marginalomkostninger tæt på nul ført til længere perioder med lave spotpriser og nedsat driftstid for den konventionelle elproduktion. I en sådan situation er det en væsentlig betingelse for, at elmarkederne kan sende de rigtige prissignaler til brug for investeringer i tilstrækkelig kapacitet, at det sikres, at priserne afspejler knaphed i spidsbelastningsperioderne, og at investorerne har tillid til, at dette giver sig udslag i langsigtede prissignaler. Det at tillade, at engrospriserne stiger, når efterspørgslen topper, eller produktionen er lav, betyder ikke nødvendigvis, at kunderne oplever højere og mere ustabile priser. Velfungerende langsigtede markeder vil gøre det muligt for leverandører og producenter at styre prisudsvingene på spotmarkederne, hvor producenterne faktisk kan sælge leverandørerne og forbrugerne forsikringer mod konsekvensen af prisudsvingene og desuden forbedre de langsigtede investeringssignaler. Markedsdeltagerne, herunder producenterne af vedvarende energi, bør kunne sikre sig mod prisudsving og volumenrisici ved at omsætte den usikkerhed, der er knyttet til høje priser, til planlagte og sikre indtægter. Derfor er det afgørende både at tage højde for prisudsving i de kortfristede markeder og knytte dem til de langsigtede markeder. Langfristede kontrakter indgået mellem markedsdeltagere kan bidrage til at mindske investeringsrisikoen i forbindelse med kapitalintensive investeringer i elsektoren og derved lette adgangen til kapital, navnlig til lavemissionsteknologier, til en rimelig pris. Det er derfor vigtigt at fremme tilgængeligheden af passende langfristede produkter og fastslå, om der er nogen hindringer for konkurrencedygtige langsigtede kontrakter. Når der indgås langtidskontrakter på elbørserne, bliver kontrahenterne ofte bedt om at stille garantier. Da dette kan være bekosteligt, bør det overvejes at indføre mekanismer, der reducerer de dermed forbundne omkostninger og samtidig begrænser risikoen i tilfælde af modpartens konkurs. 2.1.3.Infrastruktur til et velfungerende marked Et godt sammenkoblet europæisk energinet er afgørende for Europas energiforsyningssikkerhed, for den øgede konkurrence på det indre marked og deraf følgende mere konkurrencedygtige priser og for sikring af, at de rette signaler sendes, så investeringerne kanaliseres i retning af CO2-reduktion og fremmer de energi- og klimapolitiske mål, som EU har forpligtet sig til at nå. Derfor er det en af de vigtigste prioriteter i forbindelse med gennemførelsen af strategien for energiunionen at færdiggøre de infrastrukturforbindelser, som stadig mangler for at opnå et fuldt integreret indre marked, og muliggøre de investeringer, der er en forudsætning for at fremskynde denne udvikling. Projekter af fælles interesse er det vigtigste redskab til fysisk at integrere de nationale elektricitetsmarkeder og diversificere deres energikilder. Mange af de foreslåede infrastrukturforbindelser kommer til at spille en central rolle i forbindelse med håndteringen af de forskelligartede vedvarende energikilder i samspillet mellem lande som f.eks. Norge og Det Forenede Kongerige, Frankrig og Spanien eller Norge, Nederlandene og Tyskland. Den Europæiske Fond for Strategiske Investeringer som supplerer de eksisterende midler fra Connecting Europe-faciliteten, støtter ligeledes energiprojekter, herunder energiinfrastrukturer. Desuden yder Det Europæiske Centrum for Investeringsrådgivning ekspertise og teknisk bistand til offentlige og private initiativtagere med hensyn til udarbejdelse og strukturering af finansielt gode investeringsprojekter. 2.2.Sådan tilpasses markedsstrukturen til vedvarende energi og støtteordningerne til markederne Virkeliggørelsen af energiunionens ambition om at gøre EU til den førende i verden inden for vedvarende energi indebærer, at der skal skabes et miljø, hvor den vedvarende energi kan tiltrække de nødvendige investeringer. Billig finansiering til kapitalkrævende produktion af vedvarende energi afhænger af en stabil investeringsramme, som nedbringer den reguleringsmæssige byrde og usikkerhed. 2.2.1.Et marked, der er egnet til vedvarende energi

Når der skal tages beslutning om investeringer i vedvarende energi, er det nødvendigt at tage hensyn til både naturforholdene i det pågældende område, den ledige netkapacitet, borgernes accept, forbrugsstedets placering og de administrative såvel som de investeringsmæssige vilkår, herunder skatter og afgifter. Alle disse faktorer har betydning for produktionsomkostningerne. Et velfungerende marked med veldefinerede priszoner vil vise, hvor og hvornår el bør produceres fra vedvarende energikilder. Samtidig forudsætter en vellykket integration i systemet af elproduktion fra vedvarende energi, at der findes fleksible markeder med et bredere udvalg af aktører, både på udbuds- og efterspørgselssiden. Etableringen af likvide og bedre integrerede kortfristede markeder vil bidrage til at øge fleksibiliteten og gøre det muligt for producenter af vedvarende energi at konkurrere på lige fod med producenter af konventionel energi. Derudover bør markeder for forvaltning af volumenrisikoen fremmes. Ligeledes vil både forbedret sammenkobling og mulighed for reaktion på efterspørgselssiden yderligere bidrage til den fleksibilitet, der er nødvendig for at integrere vedvarende energi på markedet. Forbrugerne har imidlertid i dag ikke tilstrækkeligt incitament til at tilpasse deres forbrugsmønstre til den omskiftelige forsyningssituation. Dertil kommer, at lovgivningsmæssige barrierer og diskriminerende regler forhindrer kunder, eller forsyningsvirksomheder, der handler på deres vegne, i at anvende efterspørgselsreaktion (herunder styring af oplagringen) og deltage på elektricitetsmarkederne på lige fod med producenterne. Hvis markederne bliver mere fleksible, vil producenter af el fra vedvarende energikilder kunne involvere sig helt og fuldt i markedet og opnå en afbalanceret portefølje. Disse producenter bør også have mulighed for selv at bidrage til et mere fleksibelt system. De eksisterende bestemmelser, der udelukker bestemte former for elektricitetsproduktion fra at være omfattet af de almindelige markedsøkonomiske regler, skal revideres. 2.2.2.Fremme af vedvarende energikilder, der er egnet til markedet Sammen med en styrkelse af EU's emissionshandelssystem er en sådan reform af markedet et afgørende skridt i retning af at skabe de betingelser, der på længere sigt vil muliggøre, at investeringer i ny vedvarende energi bliver styret af markedet. Indtil da skal produktionen af elektricitet fra vedvarende energikilder støttes, om nødvendigt via markedsbaserede ordninger, som afhjælper markedssvigt, sikrer omkostningseffektiviteten og forhindrer overkompensation og markedsforvridning i overensstemmelse med retningslinjerne for statsstøtte. Støtteordninger til vedvarende energi er næsten altid af national karakter. En mere koordineret regional tilgang til vedvarende energi, herunder til støtteordninger, kunne give betydelige fordele, bl.a. fordi den ville fremme en omkostningseffektiv udvikling af vedvarende energiproduktion under geografisk set optimale forhold. Dette ville udvide markedet for vedvarende energi, lette dens integration og fremme en højeffektiv anvendelse. Skønt medlemsstaterne bliver stadig mere åbne over for øget regionalt samarbejde, er der fortsat en række praktiske problemer, der skal løses. En konkret ramme for deltagelse i støtteordninger på tværs af grænserne kunne være svaret på disse praktiske vanskeligheder. 2.3.Sådan sammenkædes engros- og detailmarkederne, så forbrugerne får nye muligheder Integreringen af det indre marked skal ikke bare ske på engrosniveauet. Detailleddet må, for at kunne udnytte det indre markeds fulde energipotentiale på elmarkedet, give forbrugerne, dvs. husholdningerne og virksomhederne, mulighed for aktivt at deltage i EU's energiomstilling på en måde, der også kommer dem selv til gavn. Dette må nødvendigvis være et af målene med den nye markedsstruktur og kræver en grundlæggende ændring af forbrugerens rolle på elmarkedet. Der er fortsat mange hindringer for forbrugernes fulde deltagelse på energimarkedet. Manglen på relevante oplysninger om omkostninger og forbrug og på gennemsigtighed i tilbuddene medfører, at der ikke er tilstrækkelig konkurrence på mange detailmarkeder. Samtidig er markederne for energitjenester til husholdningerne stadig ikke tilstrækkeligt udviklet. Det at være en aktiv forbruger af energi bør ikke være kompliceret eller tidskrævende. Der findes i dag teknologi, der gør det muligt for forbrugerne at blive fuldgyldige deltagere i energiomstillingen. Imidlertid medfører regulerende foranstaltninger, som f.eks. prislofter, prisregulering, fordrejende beskatning og andre statslige indgreb, at priserne ikke tilskynder forbrugerne til at deltage i markedet. Det betyder, at muligheden for efterspørgselsreaktion ikke udnyttes optimalt. Derfor har hverken husholdningerne, virksomhederne eller industrierne tilstrækkeligt incitament til at deltage på elmarkederne.

Af den grund er det af afgørende betydning, at der sendes hensigtsmæssige prissignaler. Dette omfatter en stærkere sammenkædning af engros- og detailmarkederne, bl.a. ved at tilbyde slutbrugerne priser, som afspejler ændringer i engrospriserne. Desuden skal nettarifferne være udformet på en sådan måde, at de ikke svækker efterspørgselsreaktionen og samtidig sikrer et rimeligt bidrag til netværksomkostningerne. Dertil kommer, at lovgivningsmæssige barrierer og diskriminerende regler forhindrer kunder, eller forsyningsvirksomheder, der handler på deres vegne, i at anvende muligheden for efterspørgselsreaktion (herunder styring af oplagringen) og deltage på elektricitetsmarkederne på lige fod med producenterne. Regulerede priser, som skal beskytte slutforbrugerne mod markedsprissignaler, er det mest indlysende eksempel på disse hindringer. Endelig fremmer markedsreglerne på nuværende tidspunkt ikke altid forsyningsvirksomhedernes deltagelse. Det kan være hensigtsmæssigt at udarbejde en fælles strategi for markedsstrukturen, så efterspørgselsreaktionen kan konkurrere på lige fod med producenterne. SPØRGSMÅL 1)Vil priser, som afspejler reel knaphed (med hensyn til tid og sted), være et vigtigt element i den fremtidige markedsstruktur? Vil der også være behov for, at priserne afspejler knaphed på ledig transmissionskapacitet? 2)Hvilke udfordringer og muligheder kan opstå som følge af priser, der afspejler reel knaphed? Hvordan kan vi løse disse problemer? Kunne sådanne priser gøre kapacitetsmekanismer overflødige? 3)Det går fortsat kun langsomt med at tilpasse de fragmenterede balancemarkeder – skal EU forsøge at fremskynde processen, om nødvendigt via lovgivningstiltag? 4)Hvad kan der gøres for at sikre en uproblematisk indførelse af den aftalte intraday-platform, der skal omfatte hele EU? 5)Er det nødvendigt med langfristede kontrakter indgået af producenter og forbrugere for at give sikkerhed for investeringer i ny produktionskapacitet? Hvilke hindringer, om nogen, ligger der i vejen for, at sådanne langfristede risikoafdækningsprodukter kan opstå? Skal de offentlige myndigheder spille en aktiv rolle i fremme af markeder for langfristede kontrakter? 6)I hvilket omfang hindrer forskellen på de skatter og afgifter, der lægges på elektricitet i de enkelte medlemsstater, en effektiv kanalisering af investeringerne, og i hvor høj grad hæmmer denne forskel den frie udveksling af energi? 7)Hvad skal der gøres for at skabe mulighed for, at investeringer i vedvarende energi i stigende grad styres af markedssignaler? 8)Hvilke hindringer, om nogen, er der for fuldt ud at integrere producenter af vedvarende energi på markedet, herunder i intraday- og balancemarkederne, samt med hensyn til lastfordeling på grundlag af prioriteringsrækkefølgen? 9)Bør der være en mere koordineret tilgang i medlemsstaterne til støtteordninger for vedvarende energi? Hvad er de vigtigste hindringer for regionale støtteordninger, og hvordan kan disse hindringer fjernes (f.eks. gennem lovgivning)? 10)Hvad er de vigtigste hindringer for at kickstarte efterspørgselsreaktion (f.eks. for ufleksible priser, (lovgivningsmæssige) barrierer for forsyningsvirksomheder/kunder, manglende adgang til teknologier til intelligente hjem eller manglende forpligtelse til at tilbyde slutkunderne muligheden for at deltage på balancemarkedet via en efterspørgselsreaktionsordning)? 3.Styrkelse af det regionale samarbejde i et integreret elektricitetssystem Behovet for en sikker og omkostningseffektiv udvikling og forvaltning af elektricitetssystemet gør det nødvendigt med øget koordinering og samarbejde mellem alle aktører på det indre marked for energi. I nogle tilfælde vil dette indebære at gå fra nationale til regionale eller europæiske tiltag. 3.1.Sådan koordineres den nationale politikudformning på regionalt plan

Et velfungerende indre energimarked forudsætter, at medlemsstaterne koordinerer og samarbejder med deres naboer, når de formulerer deres energipolitik. Det er desuden vigtigt at sikre, at der er indbyrdes sammenhæng mellem alle regionale initiativer, og at de fører til et fuldt integreret energimarked. I tilfælde, hvor de nationale systemer er usammenhængende, skal det regionale samarbejde være en vigtig del af en effektiv forvaltning af energiunionen og et første skridt i retning af EU-harmonisering, hvor det er nødvendigt. Det regionale samarbejde mellem medlemsstaterne vil også være af afgørende betydning for at nå de aftalte mål på EU-niveau på en mere omkostningseffektiv måde (f.eks. ved at gøre bedre brug af samarbejdsmekanismer til at opfylde målet for vedvarende energi) og derved fremme integrationen af det indre energimarked og styrke energiforsyningssikkerheden. Blandt eksempler på fora for politisk samarbejde om energispørgsmål, som er skridt i den rigtige retning, kan nævnes Det Pentalaterale Energiforum, North Seas Countries’ Offshore Grid Initiative (NSCOGI), planen for sammenkobling af det baltiske energimarked: http://ec.europa.eu/energy/en/topics/infrastructure/baltic-energy-market-interconnection-plan , den nye South-West Europe Interconnectivity Group: https://ec.europa.eu/energy/en/news/high-level-group-energy-infrastructure-south-west-europe-created og Gruppen på Højt Plan vedrørende Gassammenkobling i Central- og Sydøsteuropa: https://ec.europa.eu/energy/en/topics/infrastructure/central-and-south-eastern-europe-gas-connectivity . Regionalt samarbejde bør ikke begrænses til EU-medlemsstaterne eller ophøre ved EU's grænser. Nabolandes, som f.eks. energifællesskabets kontraherende parters, anvendelse af den tredje lovpakke, sikrer, at fordelene fra the indre marked strækker sig længere end til EU. Regionale fora bør ligeledes vurdere og tage fat på de iboende risici, der er forbundet med for stor afhængighed af tredjelande, som vælger ikke at gøre brug af EU-lovgivningen for det indre marked. En styrkelse af dette samarbejde giver enestående muligheder for en hurtigere og mere omkostningseffektiv udvikling hen imod et integreret marked. 3.2.Sådan forbedres sammenkoblingen af markederne Med udgangspunkt i de klare fordele ved en bedre sammenkobling har Kommissionen som led i EU's energiunionspakke fremlagt en detaljeret strategi for at indhente det, der mangler for at nå sammenkoblingsmålet på 10 %, og vil i 2016 fremlægge en meddelelse om, hvordan man skal opfylde det mere vidtrækkende mål om et sammenkoblingsniveau på 15 %, som Det Europæiske Råd ønsker. Sammenkoblingskapaciteten mellem flere lande er fortsat ret begrænset og vil ikke kunne dække de forventede energistrømme. De projekter af fælles interesse, der blev indført med forordningen om retningslinjer for den transeuropæiske energiinfrastruktur, er afgørende for fysisk at integrere de nationale elektricitetsmarkeder og diversificere deres energikilder. F.eks. indgår de baltiske lande endnu ikke i det kontinentale Europas synkrone område. Der er også politisk enighed om, at det regionale samarbejde om at øge sammenkoblingen skal forbedres, navnlig i den baltiske region, den iberiske halvø, de nordlige have og Central- og Sydøsteuropa. Yderligere forbindelser mod tilstødende regioner, som f.eks. det sydlige Middelhavsområde og Vestbalkan, bør også tages i betragtning. Forvaltningen af systemet og klarlægningen af, hvor der er behov for nye sammenkoblinger, kræver, at transmissionssystemoperatørerne (TSO'erne) kan stole på prisdannelsen på både spot- og engrosmarkederne. I øjeblikket er indtægterne fra overbelastningsafgifter, dvs. indtægter fra transport af elektricitet fra lavprisområder til områder, hvor priserne er højere, ofte betydelige, men bruges sjældent til opbygning og styrkelse af sammenkoblinger. Denne situation bør ændres, og disse midler vil kunne udnyttes effektivt i opbygningen af det europæiske elsystem. 3.3.Sådan styrkes samarbejdet mellem systemoperatørerne I et sådant integreret elektricitetsnet skal der til enhver tid være sammenhæng mellem planlægningen af driften og beslutningstagningen. Det er særlig vigtigt for sikker drift af systemet, at der samarbejdes og træffes beslutninger på regionalt plan. Oprettelsen af regionale driftscentre vil bidrage til en effektiv planlægning og forvaltning af elektricitetsstrømmene på tværs af grænserne i transmissionssystemerne, også i realtid. De eksisterende regionale samarbejdsinitiativer er et vigtigt første skridt i retning af en forstærket regional koordinering og integration af systemets drift, og de bør gradvis gives beslutningsbeføjelser, så de kan bane vejen for fælleseuropæisk samordning af driften på længere sigt. Det europæiske net af transmissionssystemoperatører for elektricitet (ENTSO-E) spiller i dag en vigtig rolle i forbindelse med koordineringen af transmissionssystemoperatører og udviklingen af netregler. Det kan være, at behovet for øget indbyrdes samordning mellem transmissionssystemoperatørerne vil kræve et stærkere ENTSO-E som supplement til etableringen af regionale driftscentre. Det ville også gøre det nødvendigt at ændre forvaltningsstrukturen for ENTSO-E og dets bidrag til effektiv forvaltning af energiunionen. På baggrund af den stigende integration af de europæiske transmissionssystemer kan der også være behov for at genoverveje indtægtsrammerne for transmissionssystemoperatører (tariffer, overbelastningsafgifter og kompensation mellem transmissionssystemoperatører) for at sikre, at de giver alle transmissionssystemoperatører de rette incitamenter. Der er desuden behov for en udbygning af elnettet og optimal netforvaltning på distributionsniveauet, da distributionsnettene spiller en afgørende rolle i integrationen af decentral, lokalt produceret vedvarende energi. Der skal indføres nye procedurer for at tilskynde distributionssystemoperatører (DSO'er) til at benytte sig af de muligheder, som lokal fleksibilitet giver, og reagere på de nye udfordringer på en omkostningseffektiv måde. I den forbindelse er det nødvendigt at revurdere DSO'ernes rolle. DSO'erne bør være neutrale markedsformidlere, der gør det muligt at udvikle markedsbaserede tjenester til forbrugerne via en tredjepart. Dette gælder især i tilfælde, hvor DSO'erne har ansvaret for intelligent måling og databehandling. Problemer vedrørende ophavsret til data og sikring af data mod cyberangreb skal løses tilfredsstillende, hvad enten denne opgave tildeles DSO'er eller andre tjenesteudbydere. Det kan også blive nødvendigt at overveje, hvorvidt distributionssystemoperatørerne er tilstrækkeligt involveret i europæiske regulerende organer og i den effektive forvaltning af energiunionen. Desuden skal nettarifferne være udformet på en måde, der tilskynder til effektiv udnyttelse af nettet, og sikrer et rimeligt bidrag til netværksomkostningerne, men de må samtidig ikke modvirke efterspørgselsreaktion. Fremme af elnettets intelligens, lige fra de højeste spændingsniveauer til de enkelte husstande, kan bidrage til at klare problemet med variabel og decentraliseret elproduktion på en mere omkostningseffektiv måde og reducere eller udsætte behovet for nye ledninger, samkøringslinjer og kapacitetsmekanismer. Det er derfor altafgørende at udvikle et tættere samarbejde mellem DSO'erne og TSO'erne om spørgsmål vedrørende planlægning og drift af elnettet. 3.4.Sådan tilpasses de lovgivningsmæssige rammer til de integrerede markeder Integreret drift af elnettet og integrerede handelsbestemmelser kræver et koordineret tilsyn. Det er en naturlig følge af markedsintegrationen, at Agenturet for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder (ACER) får en mere central rolle i overvågningen af de integrerede markeders effektive funktion og infrastrukturen på tværs af grænserne.

ACER agerer i dag primært på baggrund af henstillinger og udtalelser og har meget begrænset beslutningskompetence. Der er muligvis behov for at styrke ACER's beføjelser og uafhængighed i tråd med det øgede samarbejde mellem systemoperatører, så det bliver i stand til at udføre tilsynsopgaver på europæisk plan, hvor der er behov for det. ACER vil så kunne mægle i tvister på regionalt plan og EU-plan. En styrkelse af ACER's beføjelser kunne bl.a. give agenturet kompetence til at vedtage umiddelbart gældende og bindende afgørelser om EU-initiativer og spørgsmål på tværs af grænserne og indførelsen af håndhævelsesbeføjelser til sikring af, at disse afgørelser bliver efterlevet. En gennemgang af ENTSO-E's og ACER's roller giver mulighed for at vurdere processen for udarbejdelse af udførlige regler for driften af markedet og elnettet (netregler og retningslinjer). Disse udvikles i tæt samarbejde med både ENTSO-E og ACER. En styrkelse af de lovgivningsmæssige rammer kan også gøre det nødvendigt at integrere enheder, der i dag ikke er underlagt lovpligtigt tilsyn, f.eks. elbørserne, som spiller en afgørende rolle på de sammenkoblede europæiske elektricitetsmarkeder, og som desuden i kraft af deres funktion har karakter af et naturligt monopol. Endelig skal den stadig tættere forbindelse mellem detail- og engrosmarkederne afspejles i lovgivningen. SPØRGSMÅL 11)Mens elmarkederne er koblet sammen inden for EU og forbundet med nabolandene, udføres driften af systemet stadig af de nationale transmissionssystemoperatører. De regionale samarbejdsinitiativer, såsom Coreso og TSC, har i dag udelukkende en rådgivende funktion. Skal de regionale samarbejder også gradvis styrkes, så de bl.a. får beslutningsansvar, når det er nødvendigt? Er det nuværende nationale ansvar for systemsikkerheden en hindring for samarbejde på tværs af grænserne? Passer et regionalt ansvar for systemsikkerheden bedre til de faktiske forhold på det integrerede marked? 12)Opdelingen af det lovpligtige tilsyn efter landegrænser synes at være en ineffektiv ordning, når det gælder de harmoniserede dele af elsystemet (f.eks. markedskoblingen). Vil det være en fordel at styrke ACER's rolle? 13)Vil det være en fordel at styrke de europæiske net af transmissionssystemoperatørers rolle? Hvordan kan dette bedst opnås? Hvilket lovpligtigt tilsyn er der behov for? 14)Hvilken rolle skal DSO'er spille i fremtiden, og hvilke forvaltningsregler skal gælde for dem? Hvordan skal adgangen til målerdata tilpasses (databehandling, sikring af privatlivets fred osv.) den markedsmæssige og teknologiske udvikling? Er der behov for yderligere bestemmelser om forvaltning af de relevante parter (slutkunder, distributionssystemoperatører, transmissionssystemoperatører, leverandører, tredjepartsleverandører og reguleringsmyndigheder) og disses adgang til målerdata? 15)Skal der være en europæisk tilgang til distributionstariffer? Hvis ja, hvilke aspekter skal så være omfattet: f.eks. tarifstruktur og/eller tarifkomponenter (dvs. fast pris, kapacitet i forhold til energi, tidsmæssig eller lokalitetsafhængig differentiering) og behandling af egenproduktion? 16)Da elbørserne er en integreret del af markedskoblingen, bør det så overvejes at indføre regler for forvaltning af dem? 4.En europæisk dimension for elforsyningssikkerheden En tættere integration af markederne på tværs af landegrænser og udviklingen af kort- og langsigtede markeder med en effektiv prisdannelse, som især afspejler behovet for ny kapacitet, bør sende de rette investeringssignaler, så nye energikilder kan komme ind på markedet, og, i tilfælde af overkapacitet, signaler om nedlæggelse af anlæg. Kommissionen bemærker, at markedsfunktionen og forsyningssikkerheden i mange medlemsstater kunne forbedres betydeligt, f.eks. ved indførsel af markedskobling, forbedring af strømmene på tværs af grænserne, styrkelse af intraday-handelen og efterspørgselssiden samt fjernelse af prislofterne på engrosmarkederne. Dette vil tilsammen forbedre prisdannelsen og muliggøre høje priser, hvilket bør føre til bedre investeringssignaler og generelt fremme øget brug af vedvarende energi. Ikke desto mindre forudser en række medlemsstater i dag utilstrækkelig produktionskapacitet i de kommende år. For at løse dette problem har de indført, eller planlægger at indføre, kapacitetsmekanismer, der indebærer særskilt betaling for disponibel kapacitet frem for betaling for leveret elektricitet.

Skønt kapacitetsmekanismer kan være berettigede under visse omstændigheder, kan de være omkostningskrævende og kan forvride markedet. De kan desuden være i modstrid med målsætningen om at udfase miljøskadelige subsidier, bl.a. til fossile brændstoffer. Kapacitetsmekanismer bør kun bruges til at rette op på reelle markedssvigt og ikke til at støtte uøkonomisk eller ikke-bæredygtig produktion. Kommissionen iværksatte for nylig en undersøgelse af kapacitetsmekanismer – den første i henhold til Den Europæiske Unions statsstøtteregler. Formålet med undersøgelsen er primært at finde ud af, om de forvrider konkurrencen eller samhandelen på det indre marked for elektricitet. 4.1.Sådan tilpasses metoder til at bestemme systemdækning I meddelelsen "Det indre marked for elektricitets realisering og den mest effektive offentlige intervention" behandlede Kommissionen behovet for, at offentlige myndigheder regelmæssigt foretager en objektiv, faktabaseret vurdering af produktionens tilstrækkelighed. Direktivet om elforsyningssikkerhed kræver, at de nationale myndigheder regelmæssigt vurderer, hvad der er et passende niveau for elproduktionen i deres medlemsstat. Bestemmelsen af tilstrækkelig produktion foregår i dag meget forskelligt i EU's medlemsstater. I november 2013 efterlyste Elektricitetskoordinationsgruppen en harmoniseret europæisk metode til vurdering af produktionens tilstrækkelighed og ENTSO-E gennemførte en offentlig høring om sin metode til vurdering af produktionens tilstrækkelighed i 2014. Det Pentalaterale Energiforum har samtidig forpligtet sig til at udarbejde en regional vurdering af systemdækningen. En mere standardiseret vurdering i EU skal tage højde for betydningen af sammenkoblinger, produktion på tværs af grænserne, produktion af variabel vedvarende energi, efterspørgselsreaktion, lagringsmuligheder samt den aktuelle EU-politiske situation på områder som den forventede udvikling på CO2-markedet og politikker for energieffektivitet (en såkaldt systemtilstrækkelighedsvurdering). Beslutningen om, hvorvidt der er behov for en kapacitetsmekanisme, bør baseres på en sådan standardiseret vurdering. 4.2.Sådan indføres pålidelighedsstandarder Pålidelige systemer i et sammenkoblet marked er indbyrdes afhængige. Selv om medlemsstaterne kan have legitime grunde til at fastsætte forskellige normer for systemtilstrækkelighed for at tage højde for nationale forhold, er det nødvendigt også at tage indvirkningen på det indre marked i betragtning. Hvis medlemsstaterne undlader at handle for at sikre systemdækning, vil dette øge forsyningssikkerhedsrisikoen i hele systemet. Denne risiko er så meget desto større, hvis medlemsstaterne har gennemført regulerede priser, der ikke dækker omkostningerne, fordi det i det lange løb medfører, at indtægterne ikke er tilstrækkelige til at betale for de nødvendige investeringer. Omvendt kan der også være en tendens til at være overforsigtig og "overforsikre" sig mod risikoen for forsyningsafbrydelser. Dette kan resultere i store omkostninger og undergrave det indre markeds evne til at styre investeringerne. Hvis alle medlemsstater opstiller klare systemdækningsstandarder, vil man opnå større gennemskuelighed for alle interessenter. Kommissionen kunne i samarbejde med medlemsstaterne fastsætte en række acceptable standarder for forventede ufrivillige afbrydelser hos forbrugerne, der tager hensyn til omkostningerne for erhvervslivet og samfundet ved sådanne afbrydelser. 4.3.Sådan skabes rammerne for åbning af kapacitetsmekanismer på tværs af grænserne Den europæiske overvågning af forsyningssikkerheden og klare systemdækningsstandarder bør være udgangspunktet for at fastlægge, om der er behov for en kapacitetsmekanisme. Som følge af Kommissionens nuværende initiativer, navnlig retningslinjerne for statsstøtte, skal alle medlemsstaterne overholde en række vigtige principper, hvis de vælger at bruge kapacitetsmekanismer. Det er især vigtigt, at man med sådanne mekanismer ikke gør forskel på teknologierne (herunder efterspørgselsreaktion eller lagring) eller på nye og eksisterende kapacitetsudbydere, kun betaler for den kapacitet, der stilles til rådighed (pr. MW) og muliggør deltagelse på tværs af grænserne. I mangel af fælles ordninger kan det være svært at tilrettelægge effektiv deltagelse på tværs af grænserne. En vej frem kunne være at udarbejde regler på EU-plan om deltagelse på tværs af grænserne, hvis der indføres kapacitetsmekanismer. Det betyder, at der skal defineres klare roller og ansvarsområder for de involverede parter (navnlig for producenter, leverandører og forbrugere af efterspørgselsreaktion og transmissionssystemoperatører) og fastlægges rammer for beregningen og fordelingen af kapacitet på tværs af grænserne i sådanne mekanismer. Hvis kapacitetsmekanismerne er udformet meget forskelligt, kan kapacitetsleverandører på tværs af grænserne imidlertid risikere at møde en række forskellige krav, når de deltager i forskellige ordninger. Dette øger transaktionsomkostningerne og kan mindske den samlede effektivitet. Det kan derfor være fornuftigt at udarbejde en referencemodel for en kapacitetsmekanisme (eller et begrænset antal mekanismer) til brug på regionalt plan, da dette kan lette deltagelsen på tværs af grænserne og minimere forvridningerne på markedet.

Resultaterne af Kommissionens nyligt lancerede sektorundersøgelse giver nyttig viden, der kan bruges til at udforme fremtidige regler på dette område. Et udkast til en rapport om sektorundersøgelsen offentliggøres med henblik på offentlig høring ved udgangen af året. Spørgsmål 17)Er der behov for en harmoniseret metode til vurdering af systemdækningen? 18)Hvilken geografisk udstrækning skal en harmoniseret dækningsmetode og -vurdering have (f.eks. omfattende hele EU, regional eller national samt tilstødende lande)? 19)Vil en indbyrdes tilpasning af de nuværende forskellige systemdækningsstandarder i hele EU være nyttig ved opbygningen af et effektivt indre marked? 20)Vil det være en fordel med fælles europæiske rammer for deltagelse på tværs af grænserne i kapacitetsmekanismer? Hvis ja, hvilke elementer skulle så indgå i disse rammer? Vil det være en fordel at have referencemodeller for kapacitetsmekanismer? Hvis ja, hvordan skal de så udformes? 21)Bør afgørelsen om at indføre kapacitetsmekanismer være baseret på en harmoniseret metode til vurdering af systemdækningen? 5.De næste skridt Med denne høringsmeddelelse om udformning af elektricitetsmarkedet sættes den offentlige høring om elementerne i den nye markedsstruktur i gang med henblik på udarbejdelsen af alle fremtidige lovgivningsmæssige og ikke-lovgivningsmæssige forslag. Meddelelsen har til formål at give alle interessenter mulighed for at komme med feedback om den fremlagte vision og de tiltag, der kræves for at føre den ud i livet. Den vil blive suppleret af mere detaljerede og omfattende spørgsmål vedrørende visse aspekter, navnlig elforsyningssikkerheden. Desuden indeholder meddelelsen om nye muligheder for energiforbrugerne, som blev vedtaget sideløbende med høringsmeddelelsen om elmarkedets udformning, en detaljeret vision for, hvordan elforbrugerens nye rolle kunne se ud, og beskriver, hvilke skridt der skal tages. Forbrugerindflydelse for både husholdningerne og virksomhederne, intelligente hjem og netværk samt dataforvaltning og -sikkerhed er de tre søjler, som visionen skal bygge på. De initiativer, der er skitseret i meddelelsen om forbrugerne, bygger på omfattende høringer af borgere, forbrugere og interessenter, herunder en offentlig høring i første halvdel af 2014 og drøftelser i Kommissionens ekspertgrupper. En eventuel lovgivningsmæssig opfølgning på de meddelelser, der fremlægges i dag, kunne omfatte ændringer af følgende retsakter, afhængigt af resultatet af det fremtidige arbejde: Elektricitetsdirektivet Elforordningen ACER-forordningen Forordningen om energiinfrastruktur Direktivet om elforsyningssikkerhed