MEDDELELSE FRA KOMMISSIONEN

Vejledning i deling af omkostninger og fordele i grænseoverskridende samarbejdsprojekter inden for vedvarende energi

(2022/C 495/01)

INDHOLDSFORTEGNELSE

1 Indledning 2

2 Elementer til udformning af samarbejdet og finansieringsmuligheder 5

3 Cost-benefit-analyse som grundlag for deling af omkostninger og fordele 8

4 Metoder til deling af omkostninger og fordele 9

Principper for deling af omkostninger og fordele 10

Den praktiske gennemførelse af delingen af omkostninger og fordele 12

Eksempler på samarbejde 15

5 Resumé af anbefalinger vedrørende cost-benefit-analyser og deling af omkostninger og fordele 18

6 Model for mellemstatslig aftale 20

7 Bilag 22

1 INDLEDNING

Denne vejledning har til formål at hjælpe medlemsstater, der er villige til at deltage i grænseoverskridende samarbejdsprojekter vedrørende produktion af vedvarende energi, med at finde en gensidigt fordelagtig løsning til deling af de dermed forbundne omkostninger og fordele. Den skitserer mulighederne for deling af omkostninger og fordele i grænseoverskridende samarbejdsprojekter inden for vedvarende energi og indeholder anbefalinger og bedste praksis, idet medlemsstaterne samtidig får mulighed for fleksibilitet (1). Vejledningen kan anvendes i forbindelse med Connecting Europe-facilitetens (CEF) vindue for grænseoverskridende projekter inden for vedvarende energi og for projekter vedrørende vedvarende energi, der anvender samarbejdsmekanismer, i bredere forstand. Den er relevant for elektricitet fra vedvarende kilder og for projekter vedrørende varme og gas fra vedvarende kilder.

Retsgrundlag

Det omarbejdede direktiv 2018/2001 om fremme af anvendelsen af energi fra vedvarende energikilder (»direktivet«) udgør en retlig ramme for udviklingen af vedvarende energi i Den Europæiske Union. Som fastsat i direktivets artikel 3, stk. 1, skal medlemsstaterne i fællesskab opfylde det bindende overordnede EU-mål for andelen af energi fra vedvarende energikilder i Unionens endelige bruttoenergiforbrug i 2030. Dette kollektive mål nås gennem de nationale bidrag, der skal fastsættes af alle medlemsstater som led i deres integrerede nationale energi- og klimaplaner. Direktivet anerkender også den grænseoverskridende dimension af udbredelsen af vedvarende energi og tilskynder medlemsstaterne til at samarbejde om dette ved hjælp af bl.a. tilgængelige samarbejdsmekanismer såsom statistiske overførsler, fælles projekter mellem medlemsstaterne, fælles projekter mellem medlemsstater og tredjelande eller fælles støtteordninger (2).

Som led i den flerårige finansielle ramme for 2021-2027 er CEF Energi blevet suppleret med et instrument, der har til formål at støtte udbredelsen af grænseoverskridende projekter inden for vedvarende energi. Begrebet grænseoverskridende projekter inden for vedvarende energi som defineret i CEF-forordningen (3) er baseret på de samarbejdsmekanismer, der etableres i henhold til direktivet.

Bevæggrunde for samarbejde

Grænseoverskridende samarbejde kan lette opfyldelsen af Unionens mål samt nationale bidrag på en mere omkostningseffektiv måde ved at opskalere projektpipelinen og samtidig give medlemsstaterne yderligere fleksibilitet med hensyn til at nå deres mål. Desuden spiller grænseoverskridende regioner en vigtig rolle som »laboratorier for europæisk integration« (4). Da medlemsstaterne har forskellige geografiske og naturlige ressourcer til at udnytte vedvarende energi, varierer produktionsomkostningerne betydeligt fra land til land. En medlemsstat (»værtslandet«), der producerer et overskud af vedvarende energi, dvs. mere, end den har brug for til at opfylde sit eget bidrag, kan vælge at samarbejde med en anden medlemsstat (»aftagerlandet«), der er villig til at medfinansiere indsatsen. Begge lande vil drage fordel af et sådant samarbejde. Værtslandet vil opnå yderligere finansiering og ikkemonetære fordele i forbindelse med opførelsen og driften af det nye anlæg (f.eks. øget forsyningssikkerhed, jobskabelse, positive afsmittende virkninger af øget innovation), og aftagerlandet vil nå sit mål mere omkostningseffektivt end på hjemmemarkedet. Samarbejdsmekanismer bidrager også til udveksling af bedste praksis, tilpasning af de lovgivningsmæssige rammer og strømlining af den administrative procedure i medlemsstaterne.

Bevæggrundene for at vælge at samarbejde om vedvarende energi varierer fra projekt til projekt. De mest typiske grunde til at samarbejde omfatter opnåelse af billigere målopfyldelse, øget udbredelse af vedvarende energi, bidrag til forbedring af infrastrukturen, forbedring af energisikkerheden, forbedring af offentlighedens accept af en bestemt teknologi, (fælles) afprøvning af innovative teknologier eller infrastrukturløsninger samt fremme af markedsintegration af vedvarende energikilder med henblik på at styrke EU's indre energimarked.

Desuden kan markedsværdierne for vedvarende energi variere betydeligt fra medlemsstat til medlemsstat, bl.a. afhængigt af forskellige produktionsmiks, anlæggenes eksisterende kapacitet og antallet af sammenkoblinger og intern nettransportkapacitet. Ved at samarbejde med hinanden kan medlemsstater med lavere markedsværdier få adgang til projekter med højere markedsværdier end deres egne, hvilket reducerer støttebetalingerne.

Samarbejdet kan foregå mellem to eller flere lande/regioner eller grænseoverskridende områder (5), og kompleksiteten og koordineringskravene øges normalt i takt med antallet af involverede aktører.

Eksempel på grænseoverskridende samarbejde: Gensidigt åbne auktioner mellem Tyskland og Danmark (6) I 2016 gennemførte Tyskland og Danmark to grænseoverskridende solcelleauktioner, der var åbne for deltagelse fra projekter beliggende i det andet land. De gensidigt åbne auktioner var baseret på en bilateralt forhandlet samarbejdsaftale. De åbne auktioner var hver især baseret på det eksisterende støttesystem for solceller i det pågældende land. Desuden omfattede samarbejdsaftalen også ordninger vedrørende lokale anlægsbegrænsninger, dataudveksling og bidrag til målene for vedvarende energi. Med hensyn til omkostningsdeling betaler auktioneringslandet støttebetalingerne til alle godkendte anlæg og modtager de fuldstændige VE-statistikker. Der er ikke medtaget yderligere omkostninger eller fordele. De grænseoverskridende auktioner medførte, at alle vinderprojekterne blev placeret i Danmark. Den åbne tyske auktion nåede op på tildelingspriser, der lå betydeligt under de tidligere tyske nationale auktioner. I Danmark blev der ikke afholdt nationale auktioner i samme periode. Ingen tyske projekter deltog i den danske auktion. Dette skyldtes bl.a. den lave maksimale kapacitet, der var planlagt for projekter i Tyskland (kun 2,4 MW ud af en samlet auktionsmængde på 20 MW), en national auktion i Tyskland, der fandt sted blot få dage senere, transaktionsomkostninger i forbindelse med forståelsen af det danske auktionssystem samt den faste præmie, der benyttes i Danmark, som udsatte anlægsoperatørerne for langsigtede elprisrisici. For de projekter, der var placeret i Danmark, var det attraktivt at deltage i den tyske auktion, da der ikke blev afholdt nationale auktioner for solcelleanlæg i 2016. Årsagerne til de mere konkurrencedygtige bud fra Danmark er ikke klare, men vil sandsynligvis omfatte bedre solcelleressourcer på de anlæg, der deltager i auktionerne, muligheden for at opføre solcelleanlæg på landbrugsjord (udelukket i Tyskland) samt manglen på andre muligheder for at modtage indenlandsk støtte og dermed mere aggressive bud. Disse gensidigt åbne auktioner har vist, at samarbejde mellem medlemsstaterne kan give effektivitetsgevinster sammenlignet med nationale auktioner. Desuden præciseres det udtrykkeligt, at der bør tages hensyn til nationale støtteordninger og auktionsplaner ved fastlæggelse af tidspunktet for og udformningen af samarbejdsaftalen. Desuden skal landene også tage hensyn til markedsordninger og andre faktorer, der påvirker projektomkostningerne, for at undgå overraskelser med hensyn til fordelingen af tildelinger mellem landene. Eksempel på grænseoverskridende samarbejde: Fælles certifikatordning mellem Sverige og Norge I 2012 blev den grænseoverskridende støtteordning for grøn elektricitet mellem Sverige og Norge operationel med det formål at fremme væksten inden for vedvarende energi i begge lande. Indtil videre er dette den eneste fælles støtteordning, der er gennemført inden for rammerne af de samarbejdsmekanismer, der er fastsat i direktivet om vedvarende energi. Forud for ordningens ikrafttræden gik en lang forhandlingsfase mellem de to lande. Det viste sig at være særligt vanskeligt at nå til enighed om en passende fordeling af omkostninger og fordele. En politisk aftale om en lige byrdefordeling banede vejen for den endelige aftale. Ordningen nød godt af Sveriges årelange erfaring med at forvalte et sammenligneligt indenlandsk marked for certifikater. Et markedsbaseret instrument — ordningen belønner anlæg til produktion af vedvarende energi i begge lande ved at tildele et grønt certifikat for hver MWh produceret elektricitet fra vedvarende energikilder, som derefter kan handles på et marked. Svenske og norske elleverandører (og nogle slutbrugere) er forpligtet til at købe det antal certifikater, der er proportionalt med en andel af deres elproduktion/-forbrug. I betragtning af ordningens succes — idet den planlagte opbygning af vedvarende energi, hovedsagelig vind- og vandkraft, blev mere end nået — lukkede systemet for nye deltagere i januar 2022. Selv om ordningens vigtigste karakteristika var de samme i begge lande, og Sverige og Norge arbejdede hen imod et fælles produktionsmål udtrykt i TWh, bevarede de også en vis fleksibilitet med hensyn til ordningens parametre. Der er heller ingen fælles myndighed med ansvar for gennemførelse og overvågning, men hvert land har udpeget en national enhed. Dette viste, at det kan være nyttigt at anerkende behovet for fleksibilitet ved udformningen af en fælles ordning. Desuden gjorde det relativt ensartede potentiale for vedvarende energi og sammenlignelige omkostningsstrukturer det lettere at nå til enighed om ordningens vigtigste elementer. Dette gælder også forhandlingerne om deling af omkostninger og fordele, som har tendens til at være mere udfordrende, hvis omkostninger og fordele varierer betydeligt mellem de samarbejdende lande.

Hindringer for samarbejde

På trods af de etablerede og velundersøgte fordele ved samarbejde om i fællesskab at nå EU's mål for vedvarende energi er kun få samarbejdsprojekter, der anvender samarbejdsmekanismerne, faktisk blevet gennemført siden 2009 (7), og udnyttelsen af samarbejdsmekanismerne er stadig begrænset. Der er dokumentation (8) for, at der fortsat er hindringer for anvendelsen af samarbejdsmekanismer, som kan være af politisk, teknisk, juridisk og reguleringsmæssig samt socioøkonomisk og miljømæssig karakter. Medlemsstaterne og andre interessenter melder også om administrative hindringer i forbindelse med de proceduremæssige skridt, der er nødvendige for at planlægge og gennemføre et samarbejdsprojekt, og hindringer med hensyn til kvantificering og deling af omkostninger og fordele. Drøftelserne mellem medlemsstaterne om anvendelsen af samarbejdsmekanismer er imidlertid blevet intensiveret i de senere år, og flere potentielle projekter drøftes i øjeblikket (9). Det øgede pres for hurtigt at dekarbonisere i overensstemmelse med den europæiske grønne pagt, »Fit for 55«-pakken og RePowerEU-planen kræver hyppigere anvendelse af samarbejdsmekanismer.

Ramme

Denne vejledning har til formål at hjælpe medlemsstaterne med at planlægge, udforme og gennemføre grænseoverskridende samarbejdsprojekter ved hjælp af samarbejdsmekanismer (10). Ved at kaste lys over de muligheder og projektbestanddele, der er til rådighed for deling af omkostninger og fordele, har den til formål at gøre det lettere at overvinde denne hindring for øget anvendelse af samarbejdsmekanismerne.

Den tidligere vejledning om fordeling af omkostninger og fordele er begrænset til den metode til cost-benefit-analyse, som ENTSO-E har udarbejdet for netudviklingsprojekter i henhold til forordning (EU) 2022/869, og ingen vejledning fokuserede på deling af omkostninger og fordele ved produktionsaktiver. Denne vejledning har derfor til formål at skabe klarhed om de tilgængelige muligheder og frihedsgrader til at analysere og dele omkostninger og fordele, der gælder på tværs af forskellige vedvarende energiteknologier. Selv om den har til formål at dække samarbejdet om vedvarende energi generelt for alle vedvarende energiteknologier, tager den hensyn til aspekter, der er specifikke for (radiale) offshorevindenergiprojekter, idet et sådant samarbejde får stadig større betydning, samtidig med at man står over for særlige tekniske og praktiske udfordringer med gennemførelsen. Cost-benefit-analyser af og aspekter ved deling af omkostninger og fordele ved offshorehybridprojekter vil blive behandlet indgående i en kommende vejledning i 2024 om, hvordan man kan koordinere fordelingen af omkostninger og fordele pr. havområde for offshoreenergitransmissionsprojekter kombineret med udviklingen af projekter til produktion af energi fra vedvarende energikilder samt til deling af omkostninger og fordele ved individuelle hybridprojekter (11).

Denne vejledning er opbygget som følger: Først skitseres de vigtigste elementer i udformningen af støtteordninger for vedvarende energi med fokus på relevante aspekter vedrørende deling af omkostninger og fordele i grænseoverskridende samarbejdsprojekter. I det følgende afsnit beskrives de generelle tilgange og principper i cost-benefit-analysen, som er det centrale redskab til at vurdere de samlede samfundsmæssige fordele ved projekter vedrørende vedvarende energi og forudsætningen for deling af omkostninger og fordele. Derefter indeholder vejledningen oplysninger om, hvordan man håndterer fordelingen af omkostninger og fordele mellem de samarbejdende parter, og anbefalinger, eksempler og bedste praksis skitseres. En model for en samarbejdsaftale findes i afsnit 6.

2 ELEMENTER TIL UDFORMNING AF SAMARBEJDET OG FINANSIERINGSMULIGHEDER

Når medlemsstaterne når til enighed om et samarbejdsprojekt, skal de tilpasse sig en række aspekter, herunder de vigtigste mål og principper for samarbejdet, den eller de samarbejdsmekanisme(r), der kan anvendes til at nå disse mål, samt omfanget af og betingelserne for samarbejdet. Med hensyn til sidstnævnte kan medlemsstaterne være nødt til at vælge en støtteordning og skal nå til enighed om fordelingen af de deraf følgende omkostninger og fordele, som projektet vil medføre. Forskellige elementer til udformningen af samarbejdsmekanismen/samarbejdsmekanismerne og støtteordningen (hvis det er relevant) kan føre til forskellige resultater med hensyn til omkostninger og fordele.

Som beskrevet ovenfor kan medlemsstaterne ønske at forfølge forskellige mål, når de bliver enige om et samarbejdsprojekt. Under alle omstændigheder vil de ønske at sikre, at samarbejdet er gensidigt fordelagtigt, og at omkostninger og fordele deles på en måde, der afspejler dette mål. Den overordnede logik er, at aftagermedlemsstaten vil bidrage til støtteomkostningerne til gengæld for at modtage VE-statistikker. Medlemsstaternes delmål kan f.eks. omfatte målet om at reducere omkostningerne ved integration af vedvarende energikilder ved at flytte etableringen til lande med lavere systemintegrationsomkostninger. På den anden side vil værtsmedlemsstaterne også tage hensyn til disse omkostninger og til, i hvilken udstrækning de afspejles i støttebetalingerne, dvs. enten afholdes af initiativtagere til projekter vedrørende vedvarende energi eller af andre interessenter såsom TSO'er eller de endelige forbrugere. Eftersom systemintegrationsomkostningerne kan være betydelige, kan værtsmedlemsstaterne inkludere en passende kompensation.

Valg af samarbejdsmekanisme

Valget af samarbejdsmekanisme afhænger af de specifikke mål, som medlemsstaterne forfølger. Generelt kan det siges, at hvis det eneste formål er at søge at opnå lavere omkostninger på kort sigt eller hurtigt lukke et resterende hul i forhold til målet med en begrænset indenlandsk indsats, er statistiske overførsler det mest hensigtsmæssige valg, da de har de laveste transaktionsomkostninger og har tendens til at være mindre komplekse. På den anden side fører statistiske overførsler ikke til indsættelse af yderligere kapacitet til vedvarende energi, medmindre salgslandet øremærker indtægterne til nye projekter vedrørende vedvarende energi.

Fælles projekter kan også forfølges, hvis målet er at udvikle eller afprøve (nye) teknologier. Fælles støtteordninger er den mest komplekse samarbejdsmekanisme og medfører de største transaktionsomkostninger. Fælles støtteordninger kan dog forbedre omkostningseffektiviteten og øge markedsstabiliteten på lang sigt samt likviditeten. Jo større samarbejdsvolumen i projekter vedrørende vedvarende elektricitet, der skal gennemføres over tid, desto mere berettiget er det at vælge en kompleks mekanisme.

Det skal også bemærkes, at samarbejdsmekanismerne ikke udelukker hinanden, og at medlemsstaterne frit kan kombinere mere end én mekanisme i samme aftale. Med hensyn til deling af omkostninger og fordele anbefales det at holde omkostninger og fordele strengt adskilt for de enkelte projekter og ikke lægge dem sammen i kombinationer af projekter.

Valg af støtteform

Selv om den markedsbaserede udbredelse af vedvarende energi er stigende, er den fortsat hovedsagelig baseret på en støtteordning — dette gælder også for grænseoverskridende samarbejde. I princippet har medlemsstaterne valget mellem at anvende værtsmedlemsstatens støtteordning, åbne den bidragydende medlemsstats støtteordning eller oprette en ny skræddersyet fælles støtteordning. Det er nødvendigt at definere en række bestanddele for denne ordning. Det skal også bemærkes, at en støtteordning ikke nødvendigvis indebærer faktiske støttebetalinger, da disse kan blive forældede i en situation, hvor der er tilbud til nulpriser, dvs. initiativtagere, der er villige til at gå videre med projektet uden tilskud.

Anvendelsen af værtslandets støtteordning har den fordel, at den sikrer en gnidningsløs integration i den nationale lovgivning. Valget af den bidragydende medlemsstats støtteordning vil tværtimod føre til to ordninger, der eksisterer parallelt i den medlemsstat, hvor anlægget er beliggende, og som kan være i strid med dens lovgivningsbestemmelser. Oprettelsen af en ny fælles støtteordning medfører på den anden side højere transaktionsomkostninger, men har den fordel, at den er formålstjenlig og mere effektiv i forbindelse med større samarbejdsplaner. I så fald skal de nationale eller regionale institutioner, der forvalter ordningen, identificeres. Medlemsstaterne kan også vælge værtslandets eller det bidragydende lands ordning som udgangspunkt, men aftale afvigende bestanddele for individuelle aspekter.

Følgende elementer skal tages i betragtning ved fastlæggelsen af en støtteordning, idet det bemærkes, at den nøjagtige udformning og de særlige forhold vil være forskellige fra sag til sag.

Forudgående undersøgelse, valg af lokalitet, tilladelse og udvikling i den prækompetitive fase

Samlet set kan der skelnes mellem centraliserede (regeringsstyrede) og decentraliserede (styret af initiativtagerne) tilgange til forundersøgelse, udvælgelse af lokaliteter, tilladelser og udvikling i den prækompetitive fase. Den centraliserede tilgang er kendetegnet ved, at et statsligt eller statsejet organ er ansvarligt for, fremmer og bærer omkostningerne og risiciene i forbindelse med disse processer (12). I en decentraliseret model udvælges lokaliteter, der undersøges og udvikles på forhånd af initiativtagerne til projektet i en foruddefineret zone. Afhængigt af, hvem der i første omgang afholder udgifterne til forundersøgelse, udvælgelse af lokaliteter og udvikling på forhånd, kan det være nødvendigt med kompensation.

Ordning for fordeling af netomkostninger

De samarbejdende medlemsstater vil også skulle træffe afgørelse om grænsefladen mellem initiativtagere til projekter vedrørende vedvarende energi og TSO'er i forbindelse med netordningen. I tilgangen med fordeling af lave omkostninger afholder initiativtagere til projekter vedrørende vedvarende energi tilslutningsomkostningerne til det tættest egnede tilslutningspunkt i det allerede eksisterende net, normalt en understation, og TSO'erne omkostningerne ved enhver nødvendig netforstærkning. Tilgange med lave omkostninger er den billigste løsning for projektudviklere (fordi netforstærkninger generelt bæres af TSO'er/DSO'er) og giver mulighed for god omkostningsgennemsigtighed og konsekvens. Projekter kan imidlertid blive forsinket på grund af nødvendige forstærkninger, der skal udføres af TSO'er/DSO'er, inden tilslutningen er mulig.

I tilgangen med fordeling af høje omkostninger skal initiativtagere til projekter vedrørende vedvarende energi bære alle tilslutningsomkostninger samt eventuelle yderligere omkostninger til forstærkning som følge af integrationen af det nye anlæg i systemet. En stor ulempe ved ordningen med fordeling af høje omkostninger er, at de indledende tilslutningsomkostninger kan være meget høje, og at omkostningerne til netforstærkning normalt er uvisse og vanskelige at forudsige for initiativtagerne (13). Initiativtagere til projekter er imidlertid ofte ikke forpligtet til at betale systemafgifter for løbende netforstærkninger i henhold til denne tilgang.

Der er også mulighed for hybride modeller. Afhængigt af deres nøjagtige specifikationer kan hybride modeller omfatte ulemper/fordele fra begge ordninger.

Former for finansiel støtte

De vigtigste muligheder for finansiel støtte er »driftsstøtte« og »investeringsstøtte« (engangsstøtte eller tilbagevendende støtte, f.eks. årligt). De mest relevante former for driftsstøtte er faste præmier, ensidige glidende præmier og tosidede glidende præmier (differencekontrakter) (14).

I tilfældet med faste præmier afhænger den samlede støtte ikke af elpriserne. Faste præmier er også lettere at administrere, men de er til ulempe for initiativtagere, der står over for potentielt store markedsindtægtsrisici, og skaber incitamenter til også at producere på tidspunkter, hvor der ikke er behov for yderligere produktion. Den langsigtede risiko vedrørende markedsindtægter kan imødegås ved hjælp af glidende præmier, som dog kan være på bekostning af de samlede støtteomkostningers eksponering for elpriser, der er lavere end auktionsprisen, og som betales af forbrugerne. I tilfælde af forudgående eller årlig investeringsstøtte er anlæggene i princippet udsat for fuld indtægtsrisiko på elektricitetsmarkedet.

Investeringstilskud eller -støtte adskiller sig fra driftsstøtte ved at dække en del af projektets investeringsomkostninger, inden det rent faktisk tages i brug og begynder at producere. Selv om investeringsstøtte sjældent ses på medlemsstatsniveau, forventes den at blive mere relevant i forbindelse med EU's finansieringsmekanismer, såsom den nye budgetpost for grænseoverskridende projekter under Connecting Europe-faciliteten (CEF).

Når der træffes beslutning om udformningen af den finansielle støtte, anbefales det at indlede drøftelserne med udgangspunkt i den eksisterende udformning af støtteordninger i de involverede medlemsstater, forudsat at mindst en af de samarbejdende parter har indført en national ordning for den pågældende teknologi. Hvis der ikke findes en sådan ordning i de samarbejdende stater, kan erfaringerne fra medlemsstater med lignende karakteristika og mål tjene som eksempel. Når de samarbejdende stater træffer afgørelse om projektbestanddelene, bør de bestræbe sig på at sikre regelmæssig drift og vedligeholdelse af det nye anlæg, minimere de nødvendige støtteomkostninger i dets levetid, begrænse risikoen for over- eller underkompensation, mindske de finansielle risici generelt og overveje støtteordningens konsekvenser for forbrugerne.

I tilfælde af grænseoverskridende samarbejde kan medlemsstaterne anvende en glidende præmie (ensidig eller tosidet), f.eks. differencekontrakter. Navnlig differencekontrakter sikrer prisstabilitet og begrænser samtidig uforholdsmæssigt store uventede fortjenester, der kan opnås i situationer med meget høje markedspriser. Det skal bemærkes, at når der er tale om to elektricitetsmarkeder med to forskellige elpriser, komplicerer det beregningen af støttebetalinger til tilsynsmyndigheden/myndighederne og øger sandsynligvis risikoen for investorer i vedvarende energi. Dette øger administrations- og transaktionsomkostningerne, og der kan være behov for kompensationsbetalinger, som det ikke er let at anslå på forhånd. For at afbøde disse risici bør referencemarkedet derfor aftales på forhånd mellem medlemsstaterne. Hvis sådanne hindringer overvindes, kan fælles støtteordninger sikre mere effektive og lavere støttebeløb til eventuelle nødvendige manglende investeringer i forbindelse med projekter for vedvarende energi end nationale støtteordninger og dermed sænke de samlede støttebeløb, der finansieres af skatteyderne i hver medlemsstat.

Selv om det ikke falder ind under anvendelsesområdet for foranstaltninger, der kan gennemføres af medlemsstater, der overvejer at gennemføre grænseoverskridende samarbejdsprojekter vedrørende vedvarende energi, er det relevant at bemærke, at initiativtagere til projekter vedrørende vedvarende energi kan have adgang til andre konkurrencedygtige finansieringskilder, f.eks. via EIB-instrumenter eller indgåelse af elkøbsaftaler med aftagerne.

Udformning af udbud/auktioner

I forbindelse med støtten til vedvarende energikilder i EU er betydningen af administrativt fastsatte takster eller kvoter generelt faldende, mens antallet af auktioner generelt er stigende. Der er mange muligheder for at udforme udbud/auktioner med henblik på tildeling af støtte til vedvarende energi. De vigtigste elementer i udformningen er auktionsteknologi, mængde, tidsplan, budstørrelse, typen af udbetalt støtte, prækvalifikations- og tildelingskriterier, og om der anvendes udbud med flere elementer eller kun ét element.

I forbindelse med samarbejde kan auktioner antage forskellige former, navnlig ensidige, gensidige og fælles auktioner. Den valgte auktionstype vil igen påvirke støttemekanismen, f.eks. i forbindelse med ensidige auktioner vil støtteordningen i aftagermedlemsstaten eller den bidragydende medlemsstat blive anvendt, dvs. svarende til en ensidig åbning af støtteordningen for projekter fra værtsmedlemsstaten. Ved gensidige auktioner åbner begge lande deres respektive støtteordninger, mens de samarbejdende parter ved fælles auktioner udformer en skræddersyet støtteordning, som tilpasses alle aspekter af samarbejdsprojektet. Som hovedregel bør den medlemsstat, der betaler støtteomkostningerne, modtage de tilsvarende VE-statistikker. Medlemsstaterne kan også indgå forskellige aftaler med hensyn til tidsrammen for overførsel af målopfyldelsen, og hvorvidt overførslen af andele til den bidragydende medlemsstat skal fortsætte efter støtteperiodens udløb indtil anlæggets tekniske ophør. Dette vil påvirke den deraf følgende deling af omkostninger og fordele. Medlemsstaterne kan f.eks. aftale, at anlægget vil begynde at bidrage til værtslandets målopfyldelse efter udløbet af støtteperioden for at kompensere for, at anlægget stilles til rådighed, og at det medfører systemintegrationsomkostninger.

Finansiering af samarbejdet

Ud over at udvælge samarbejdsmekanismen og (hvor det er relevant) tilpasse støtteordningens projektbestanddele vil medlemsstaterne også skulle nå til enighed om, hvordan samarbejdet skal finansieres, og hvordan støtteomkostningerne eventuelt kan dækkes (15). De vigtigste finansieringsmuligheder er offentlige finansieringskilder (nationale budgetter, EU-finansieringsmekanismer og -fonde), støtteafgifter på forbrugere eller hybride former, dvs. kombinationer af disse. Selv om offentlige finansieringskilder i bund og grund er en omfordeling fra alle skatteydere til energiforbrugere, omfordeler afgifterne omkostningerne ved vedvarende energi til elforbrugerne, idet de lægges oven i elprisen. Medlemsstaterne kan også vælge at finansiere dele af omkostningerne fra én kilde, samtidig med at de benytter en anden kilde til resten. Retningslinjerne for statsstøtte til klima, miljøbeskyttelse og energi 2022 (16) danner rammen for, at de offentlige myndigheder kan støtte målene i den europæiske grønne pagt effektivt og med mindst mulig konkurrenceforvridning.

3 COST-BENEFIT-ANALYSE SOM GRUNDLAG FOR DELING AF OMKOSTNINGER OG FORDELE

I forbindelse med samarbejdsprojekter identificerer og sammenligner man i cost-benefit-analysen systematisk alle positive eller negative, bevidste eller ubevidste, direkte eller indirekte, virkninger af et givet samarbejdsprojekt. Cost-benefit-analysen dækker i princippet projektets virkninger i alle de involverede medlemsstater.

For at fastslå, om et planlagt samarbejdsprojekt skaber nettofordele for samfundet, skal omkostninger og fordele bestemmes, kvantificeres og afvejes i forhold til hinanden. Når fordelene opvejer omkostningerne over en bestemt periode til diskonteret nutidsværdi, har samarbejdsprojektet en positiv nettonutidsværdi (NNV) og anses for at være gavnligt ud fra et samfundsmæssigt og holistisk synspunkt.

Desuden skal projektets nettonutidsværdi sammenlignes med et alternativt projekt, der anvender vedvarende energikilder uden samarbejde (et kontrafaktisk projekt). Et kontrafaktisk projekt bør først og fremmest være en realistisk repræsentation af projektinitiativtagernes sandsynlige alternative projektudformning med henblik på at nå deres mål i overensstemmelse med europæiske og nationale klima- og energimål, hvis samarbejdet ikke bliver til virkelighed. Hvis samarbejdsprojektets nettonutidsværdi er større end det kontrafaktiske projekt, anses samarbejdsprojektet for at være gavnligt ud fra et systemisk perspektiv, og der kan tages yderligere skridt.

For at afgøre, om der skal arbejdes videre med et samarbejdsprojekt eller ej, er en omfattende cost-benefit-analyse en absolut nødvendighed.

Som udgangspunkt for gennemførelsen af en cost-benefit-analyse kan de samarbejdende medlemsstater henholde sig til eksisterende metoder og praksis. Generelt omfatter dette vejledningen om cost-benefit-analyse af investeringsprojekter under samhørighedspolitikken 2014-2020 (17) og andre tilgange såsom den tilgang til økonomisk vurdering af investeringsprojekter, der anvendes i Den Europæiske Investeringsbank (EIB) (18). For VE-produktionsaktiver findes der relevant vejledning i principperne for cost-benefit-analyser for grænseoverskridende VE-projekter under CEF, hvor der anbefales et omfattende, men håndterbart sæt indikatorer (19). For så vidt angår netudviklings- og investeringsprojekter er den mest relevante ressource den metode til cost-benefit-analyse af energisystemet som helhed, der anvendes til netinvesteringsprojekter i henhold til forordning (EU) 2022/869 (TEN-E) (20). På grundlag af denne skal ENTSO-E gennemføre en cost-benefit-analyse som led i TYNDP-processen. For grænseoverskridende elinfrastruktur anvendes som udgangspunkt den etablerede metode til cost-benefit-analyser, der er udviklet af ENTSO-E og godkendt af Europa-Kommissionen.

Indikatorer for cost-benefit-analyser for produktionsaktiver

For at holde transaktionsomkostningerne så lave som muligt skal de samarbejdende parter fokusere cost-benefit-analysen på de vigtigste kategorier af direkte og indirekte omkostninger og fordele, der følger af deres potentielle samarbejde. Selv om visse indikatorer sandsynligvis vil blive medtaget i alle cost-benefit-analyser, f.eks. produktionsomkostninger til energi, har medlemsstaterne en vis frihed til i fællesskab at nå til enighed om de kategorier af omkostninger og fordele, de ønsker at undersøge. Jo længere fremskreden planlægningsprocessen er, jo mere omfattende er cost-benefit-analysen og listen over indikatorer, der skal undersøges. I princippet anbefales det, at de samarbejdende parter begynder med en enkel og mindre omfattende cost-benefit-analyse, som derefter gradvist kan udvides med flere indikatorer, efterhånden som processen skrider frem.

Når man går fra »simpelt samarbejde« til mere komplekse former, f.eks. projekter, der kombinerer infrastruktur og produktionsaktiver, vil tilgangen til vurdering af omkostninger og fordele ved samarbejdet generelt også blive mere omfattende og omfatte yderligere og forskellige indikatorer.

Støtteomkostninger skal ikke medtages i cost-benefit-analysen, da de udgør en samfundsmæssig nettooverførsel, men det anbefales kraftigt at kvantificere dem allerede i cost-benefit-analysen (21).

Begrænsninger ved cost-benefit-analysen

Selv om en cost-benefit-analyse er nødvendig for at afgøre, om samarbejdsprojektet skal videreføres eller ej, skal det bemærkes, at der findes nogle betydelige begrænsninger, som de samarbejdende parter skal være opmærksomme på. Som beskrevet ovenfor skal cost-benefit-analysen finde den rette balance mellem at begrænse kompleksiteten og transaktionsomkostningerne til et håndterbart niveau og samtidig bestræbe sig på at inddrage alle relevante faktorer. Dette kan være en udfordring, især hvis projektet stadig befinder sig i en tidlig fase. Det er derfor nødvendigt at anvende antagelser og værdivurderinger.

Endelig vil cost-benefit-analysen heller ikke give indsigt i projektets indvirkning på forskellige interessentgrupper. På trods af en positiv nettonutidsværdi er det muligt og endog sandsynligt, at ikke alle berørte aktører vil blive bedre stillet med projektet. Dette er særligt vigtigt, når det drejer sig om det næste skridt, deling af omkostninger og fordele.

4 METODER TIL DELING AF OMKOSTNINGER OG FORDELE

Grænseoverskridende samarbejdsprojekter vil typisk medføre en unik vifte af omkostninger og fordele, som er asymmetrisk fordelt. Ved hjælp af tilgangen med cost-benefit-analysen kan de samarbejdende parter afgøre, om et projekt er gavnligt ud fra et samfundsmæssigt synspunkt og dermed i princippet er værd at forfølge. Cost-benefit-analyserne udtaler sig imidlertid ikke om de fordelingsmæssige virkninger mellem de involverede lande og de enkelte interessenter.

Anvendelsen af samarbejdsmekanismerne skaber fordele, f.eks. lavere omkostninger ved måloverholdelse. Ikke desto mindre kan disse fordele være ulige fordelt mellem de involverede medlemsstater. Dette skaber i bund og grund et problem med fordeling af fordele, og udfordringen består i at finde en løsning på fordelingsproblemet på en sådan måde, at alle de involverede medlemsstater kan få del i fordelene ved samarbejdet, og så de samarbejdende parter anser fordelingen for at være retfærdig, idet den afspejler hver parts bidrag. Da der ikke findes noget centralt marked for denne tildeling, skal de samarbejdende parter forhandle om en omkostningsdelingsmetode eller vedtage en mekanisme for fordeling af fordele i henhold til tidligere aftalte kriterier, regler eller formler.

Samlet set skal de samarbejdende lande besvare to centrale spørgsmål. For det første med hvilken finansieringsmekanisme og til hvilken pris vil afsenderlandet bidrage til projektets støtteomkostninger? For det andet om og med hvilken mekanisme vil aftagerlandet kompensere værtslandet for de indenlandske omkostninger? Begge disse spørgsmål har direkte konsekvenser for den deraf følgende deling af omkostninger og fordele, hvor den ene part typisk yder kompensation til den anden.

Når det er sagt, er den underliggende logik for kompensation enkel, hvilket tyder på, at interessenter, der bærer omkostninger, men som ikke (i tilstrækkelig grad) drager fordel af samarbejdsprojektet, bør kompenseres i overensstemmelse hermed. Hidtil har de fleste tilfælde af omkostningsdeling eller kompensation været begrænset til netinfrastruktur, hvor der findes anbefalinger og vejledning fra Agenturet for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder (ACER) (22), mens fordelingen af fordele og omkostninger fra produktionsaktiver har været baseret på en selektiv og pragmatisk tilgang til at identificere de vigtigste omkostninger og fordele, der skal tages i betragtning. De vigtigste elementer, der behandles, er normalt støtteomkostninger og statistikker over vedvarende energikilder på medlemsstatsniveau. Den deraf følgende kompensation aftales derefter under en forhandlingsproces mellem de primære involverede parter og/eller deres repræsentanter.

Principper for deling af omkostninger og fordele

Delingen af omkostninger og fordele bør baseres på rimelighed, dvs. at ingen part modtager en uforholdsmæssig fordel/bærer uforholdsmæssigt store omkostninger som følge af samarbejdet, hvilket kan opnås ved at kompensere alle parter i et rimeligt forhold til deres bidrag, praktisk gennemførlighed, dvs. reduktion af kompleksiteten og dermed transaktionsomkostningerne til et håndterbart beløb ved at begrænse antallet af parter og kategorierne af omkostninger og fordele til de vigtigste, og afspejle de faktiske omkostninger og fordele (og først på et senere tidspunkt aftale potentielle ordninger, der afviger fra disse).

Ud over at tage hensyn til de tre ovennævnte principper bør interessenterne ideelt set anlægge et langsigtet perspektiv og vurdere ikke blot de kortsigtede, men også de langsigtede resultater af samarbejdet.

Berørte interessenter

Generelt vil den overordnede drivkraft til samarbejdsprojekter komme fra regeringerne. De vil derfor i sidste ende ønske at opnå en samlet nettofordel af samarbejdet (herunder alle aktivkomponenter). For de fleste grænseoverskridende samarbejdsprojekter kan det også antages, at medlemsstaterne eller tredjelande er dem, der bærer de største omkostninger og modtager størstedelen af fordelene. De er således de naturlige forhandlingspartnere og vil som standard repræsentere deres interessenter.

Selv om et større antal interessenter kan blive berørt af samarbejdsprojektet, er det sandsynligt, at kun få vil skulle bære store konsekvenser. De vigtigste interessenter, der berøres af samarbejdsprojekter, er medlemsstater/tredjelande (der repræsenterer deres borgere, dvs. elforbrugere), udviklere af produktionsaktiver, TSO'er eller andre infrastrukturprojektiværksættere (f.eks. i tilfælde af hybride projekter og nogle gange for radiale offshoreprojekter) og nationale tilsynsmyndigheder. Det anbefales også at inddrage civilsamfundet proaktivt og tidligt i forberedelsen af samarbejdsprojekterne.

For at forenkle forhandlingerne og holde transaktionsomkostningerne nede bør de samarbejdende parter dog holde antallet af parter, der er involveret i de faktiske forhandlinger, så lavt som muligt, navnlig i mindre komplekse situationer. Normalt bør repræsentanter for de nationale regeringer inddrages. Andre nationale interessenter kan inddrages direkte i forhandlingerne eller i parallelle processer på nationalt plan.

Andre interessenter kan f.eks. inddrages, hvis de når en vis tærskel, f.eks. en vis procentdel af de samlede nettoomkostninger. I nogle tilfælde kan interessenter i tredjelande blive berørt af samarbejdsprojektet og skal muligvis inddrages i processen.

Overvejelser om deling af støtteomkostninger og VE-statistikker

De samarbejdende parter vil i sidste ende skulle nå til enighed om en fordelingsmekanisme, der fordeler fordelene ved samarbejdet. Modeller for deling af omkostninger og fordele vil for det meste variere afhængigt af, hvordan de behandler støtteomkostninger.

I de fleste samarbejdsprojekter vil støtteomkostningerne blive fordelt mellem aftagerlandet eller det bidragydende land og værtslandet, men der kan også være tilfælde, hvor støtteomkostningerne afholdes ensidigt af det bidragydende land. Hvis værtsstaten er interesseret i at beholde en del af VE-statistikkerne for at opfylde sit eget mål, kan det bidragydende land og værtslandet indgå en aftale om, at begge skal bidrage til støtteomkostningerne. For at kompensere værtslandet for eventuelle lokalt afholdte omkostninger, f.eks. systemintegrationsomkostninger, vil de VE-andele, som det modtager, skulle opveje den andel af støtteomkostningerne, som det har bidraget med. På den anden side kan der også tages hensyn til lokale fordele såsom fordele for forsyningssikkerheden.

Pro rata-tilgang

Omfanget af den bidragydende parts bidrag til støttebetalingerne definerer herefter den andel af VE-statistikkerne, der overføres. Ifølge denne pro rata-tilgang vil en medlemsstat, der betaler halvdelen af støtteomkostningerne, også få overført halvdelen af VE-målstatistikkerne. Dette kan justeres, hvis der findes andre indikatorer for omkostninger og fordele, som de samarbejdende parter anser for væsentlige.

Metoden med faste overførselspræmier

Alternativt kan de samarbejdende lande finde det mere hensigtsmæssigt at nå til enighed om en overførselspris. Dette vil betyde, at værtsmedlemsstaten tilføjer et fast tillæg pr. overført statistisk VE-enhed, f.eks. EUR pr. kWh, for at få dækket sine (indirekte) omkostninger. Præmien skal betales enten af aftagermedlemsstaten eller direkte af projektudvikleren og kan også være teknologispecifik.

Fysisk kontra virtuel transmission af elektricitet i samarbejdsprojekter Der kan også sondres mellem samarbejdsprojekter, alt efter om de kræver fysisk transmission af produceret elektricitet eller ej. Især lande, der ønsker at øge deres langsigtede energisikkerhed, kan finde fysisk transmission attraktiv. Det kan også øge offentlighedens opbakning til samarbejdsprojektet i aftagerlandet og gøre projektet mere »håndgribeligt«. Fysisk transmission er dog ikke altid en mulighed, da den indebærer specifikke tekniske udfordringer, der kræver tilstrækkelig sammenkobling og netinfrastruktur mellem de samarbejdende lande. Kravet om fysisk transmission af elektricitet kan blive kompliceret, når de samarbejdende lande ikke er naboer, da andre lande skal inddrages i udformningen af og forhandlingerne om samarbejdet. Mange lande finder det derfor lettere ikke at kræve fysisk transmission af elektricitet. Et andet argument for ikke at kræve fysisk transmission er, at de europæiske elektricitetsmarkeder bliver stedse mere indbyrdes forbundne gennem markedskobling. I denne logik kan fysisk transmission gribe ind i principperne for det indre marked for elektricitet, dvs. den mest effektive udnyttelse af grænseoverskridende kapacitet. Med hensyn til fælles projekter med tredjelande bør det bemærkes, at artikel 11 i direktivet om fremme af vedvarende energi kræver tilstrækkelig sammenkoblingskapacitet, for at den producerede elektricitet kan medregnes i medlemsstatens andel af vedvarende energi (23).

Grænsebetingelser

En række faktorer har stor indflydelse på fordelingen af omkostninger og fordele i forbindelse med VE-samarbejdsprojekter, og disse skal tages i betragtning. Eventuelle grænsebetingelser, der påvirker driften af projektet og dets integration i energisystemet i bred forstand, skal præciseres, da de vil påvirke indikatorerne for omkostninger og fordele.

Samarbejdsmekanisme og støttebetalinger: Ud over den valgte samarbejdsmekanisme er en af de vigtigste overvejelser de potentielle omkostninger til støttebetalinger. Selv om omkostninger til støtte kan negligeres ud fra et samfundsmæssigt perspektiv, da de blot udgør en overførsel fra en part til en anden (f.eks. fra regering til initiativtager), kommer de i spil, når der planlægges en overdragelse af VE-andele.

Valg af anlægsplacering og nettilslutningsordning: Proceduren for valg af anlægsplacering og nettilslutningsordningen har også stor indvirkning på den indledende fordeling af omkostninger og fordele og behovet for kompensation, da de dermed forbundne omkostninger enten vil blive afholdt af TSO'erne og fremgå af nettarifferne eller vil blive inkluderet i buddet på en auktion og blive finansieret af støtteordningen og som følge heraf af afgiftsbetalerne. Dette har konsekvenser for, hvilken part der skal kompenseres.

Støttebetalingstype: Afhængigt af støttebetalingens art, dvs. en fast præmie eller en glidende præmie, er omkostningerne til VE-støtte fastlagt helt fra starten eller vil afhænge af udviklingen i elmarkedspriserne i værtslandet eller i de lande, som de samarbejdende parter har aftalt. Betalingerne kan også variere mellem de enkelte anlæg, der indgår i det fælles projekt, hvis der tildeles forskellige støttesatser. Disse forskelle skal tages i betragtning ved fordelingen af værdierne til specifikke VE-statistikker.

Den praktiske gennemførelse af delingen af omkostninger og fordele

Figur 1 giver et overblik over de konkrete skridt til gennemførelse af delingen af omkostninger og fordele for samarbejdsprojekter, der fokuserer på produktionsaktiver. Disse forklares nærmere i de følgende afsnit.

Figur 1

Trin i delingen af omkostninger og fordele for produktionsaktiver

Trin 1: Revision af den oprindelige cost-benefit-analyse

En grundig cost-benefit-analyse for samfundet er en forudsætning for fordelingen af omkostninger og fordele mellem medlemsstaterne og andre parter. Den er dog muligvis ikke tilstrækkelig som grundlag for forhandlinger om deres fordeling. Den gennemførte cost-benefit-analyse skal derfor vurderes på ny og udvides. De samarbejdende lande skal afvige fra listen over omkostninger og fordele i cost-benefit-analysen og tilføje støtteomkostninger. De vil skulle overveje, om der skal tilføjes yderligere indikatorer for omkostninger og fordele, som vil påvirke den indledende fordeling af omkostninger og fordele pr. interessent, der vurderes på ny.

For at bevare sammenhængen med de vigtigste identificerede virkninger bør fordelingen af omkostninger og fordele så vidt muligt baseres på cost-benefit-analysen, og de vigtigste grænsebetingelser bør bevares. Af tekniske eller lovgivningsmæssige årsager og som følge af projektets udformning vil omkostninger og fordele i første omgang blive tildelt den ene eller den anden part. Disse nettoomkostninger og -fordele pr. interessent, der er identificeret i cost-benefit-analysen, vil danne udgangspunkt for eventuelle yderligere overvejelser. Når man har forstået den indledende fordeling af omkostninger og fordele, skal der aftales en koordineret tilgang til omfordeling mellem alle berørte parter, idet hvert af de samarbejdende lande frit kan omfordele de nationale omkostninger i henhold til særlige nationale forhold.

Nedenstående tabel viser indikatorer for omkostninger og fordele, de berørte parter, og hvordan disse kan justeres eller indføres ved at gå fra cost-benefit-analyser til deling af omkostninger og fordele. Den enkleste tilgang er at afvige fra den oprindelige cost-benefit-analyse og blot erstatte produktionsomkostningerne med støtteomkostninger.

Indikator for omkostninger og fordele Berørt part Virkning Kapitaludgifter og driftsudgifter (CAPEX/OPEX) til produktion Initiativtagere til produktionsaktiver CAPEX/OPEX til produktion afholdes i første omgang af initiativtageren til produktionsaktiver og refinansieres normalt via markedsindtægter og/eller betalinger under støtteordninger. Markedsindtægter Initiativtagere til produktionsaktiver Afhængigt af markedsordningen vil initiativtageren opnå indtægter fra elektricitetsmarkedet. Støttebetalinger Stater/initiativtagere til produktionsaktiver Anlæg til vedvarende energi modtager normalt støttebetalinger. I princippet finder finansieringsordningen i den stat, hvor anlægget er beliggende, anvendelse. Den mulige deling af støttebetalinger mellem staterne er ikke en markedsbaseret omfordelingseffekt, men en grundlæggende beslutning inden for rammerne af samarbejdsstrategien. Opfyldelse af VE-mål Medlemsstater I første omgang tildeles målene for vedvarende energikilder den medlemsstat, hvor anlægget er beliggende. Ligesom det er tilfældet med støttebetalinger, vil tildelingen af VE-mål i form af VE-statistikker bero på forhandlinger mellem medlemsstaterne. Virkninger for elpriserne (engrospris) Stater Samarbejdsprojekter kan påvirke elpriserne i de pågældende budområder. Dette har igen en indvirkning på elpriserne for forbrugerne. Selv om det er usandsynligt, at der vil blive kompenseret for disse virkninger, kan det være en del af de politiske overvejelser i forbindelse med et samarbejdsprojekt. CO2-emissioner og andre emissioner Stater Ændringer i CO2- og ikke-CO2-emissionsniveauer som følge af samarbejdsprojektet. Udnyttelse af VE-potentialet Stater Den stat, hvor samarbejdsfaciliteten er beliggende, kan have mindre potentiale til rådighed til at nå de nationale mål. Udsættelse af investeringer i yderligere VE-produktionskapacitet Stater Udsættelse af andre (indenlandske) projekter som følge af, at man indgår i samarbejdsprojektet. Yderligere virkninger Stater Der kan være andre indvirkninger såsom indvirkninger på arbejdsmarkedet, miljøet, innovation osv. Afhængigt af deres karakter kan disse yderligere indvirkninger være vanskelige at kvantificere, men kan spille en rolle i de politiske forhandlinger. Kapitaludgifter og driftsudgifter (CAPEX/OPEX) til infrastruktur TSO’er I de fleste tilfælde er TSO’er ansvarlige for forfinansiering af infrastrukturaktivet, herunder tilslutning til forstærkning af offshore- og onshoreinfrastrukturen. CAPEX/OPEX for infrastruktur omfatter samkøringslinjer og potentielt nettilslutningsomkostninger. De blev oprindeligt tildelt en eller flere TSO’er og refinansieres via overbelastningsafgifter og netafgifter i de respektive budområder/lande. Overbelastningsafgifter TSO Afhængigt af markedsordningen kan der opstå indtægter i form af overbelastningsafgifter. Supplerende specialregulering eller specialreguleringsreserver TSO TSO’erne kan øge eller reducere specialreguleringen som følge af samarbejdsprojektet. Omkostningerne ved specialreguleringen dækkes af TSO’en via nettariffer. Yderligere virkninger, f.eks. indvirkning på systemfleksibilitet eller udsættelse af investeringer i infrastruktur TSO Positive eller negative virkninger for systemets fleksibilitet eller virkninger såsom udsættelse af infrastrukturforstærkninger.

For at forenkle forhandlingerne om deling af omkostninger og fordele bør forhandlingsparterne forsøge at begrænse listen over indikatorer, der skal indgå i fordelingen af omkostninger og fordele, til en håndterbar størrelse. De vigtigste indikatorer for de samarbejdende lande er støtteomkostninger samt VE-statistikker. De samarbejdende parter kan frit medtage yderligere virkninger eller gøre dem til et tema i forhandlingerne, hvis de forventer, at de er væsentlige med hensyn til virkning eller politisk vægt.

Trin 2: Fordeling af omkostninger og fordele mellem de involverede lande

I næste trin fordeler de samarbejdende lande alle omkostninger og fordele, herunder støtteomkostninger, mellem sig i overensstemmelse med resultaterne af cost-benefit-analysen og primært afhængigt af, hvor VE-anlæggene etableres/er beliggende (idet værtslandet bærer størstedelen af de indirekte indvirkninger). Det skal bemærkes, at andre lande, der hverken er værtslande eller aftagerlande, også kan blive berørt, f.eks. af problemer med overbelastning af nettet. I sådanne tilfælde kan aftalen om deling af omkostninger og fordele udvides til at omfatte disse lande.

Typen af tildelingsregel påvirkes i høj grad af valget af støtteordning. De samarbejdende stater kan aftale at oprette en fælles fond/ordning eller at udvide en af de samarbejdende staters nationale støtteordninger til forvaltning af støttebetalingsstrømme til samarbejdsprojektet og indføre en overførselspris som kompensation. I tilfælde af en fælles støtteordning vil de samarbejdende stater naturligvis oprette en fælles fond. Statistiske overførsler og fælles projekter er derimod mere tilbøjelige til at modtage kompensation via interne afregningspriser. Regeringerne vil i sidste ende skulle blive enige om, hvorvidt alle nye anlæg først skal tildeles ét land, eller om de skal »fordeles« efter, hvilket land der bærer støtteomkostningerne. Der opstår yderligere vanskeligheder, hvis anlæggenes endelige placering endnu ikke er fastlagt, i hvilket tilfælde den endelige tildeling først kan foretages, når udbuddet er gennemført. Under alle omstændigheder anbefales det, at regeringerne allerede er enige om de generelle betingelser for tildeling på forhånd og så foretager en efterfølgende tilpasning.

Trin 3: Fordeling af omkostninger på producerede energienheder

På grundlag af cost-benefit-analysen, der har fastsat den forventede samlede produktion i form af produceret energi (i GWh), skal de samarbejdende stater fordele omkostningerne på de producerede energienheder. For det første skal de sammenlægge alle omkostninger og fordele for hver af de samarbejdende parter, hvilket vil føre til en samlet nettofordel/nettoomkostning pr. land. Det næste skridt er at tildele dette beløb til den forventede elproduktion fra anlægget/anlæggene i hvert land for at opnå en »omkostning« pr. enhed af den producerede vedvarende energi. De samarbejdende stater kan påtage sig de gennemsnitlige omkostninger pr. anlæg.

Trin 4: Aftale om statistikker over vedvarende energi, der overføres til det andet land, og overførselspris (EUR/kWh)

I næste trin bør medlemsstaterne derefter fastsætte mængden af overført elektricitet og prisen pr. overført kWh. Overførslen kan finde sted fysisk eller udelukkende virtuelt via VE-statistikker. Overførselsprisen beregnes på grundlag af den samlede forventede mængde produceret elektricitet. Beregningen af overførselsprisen giver et godt fingerpeg om det passende niveau, men de samarbejdende lande har et vist råderum til at forhandle, hvilket skyldes besparelser på nettoomkostninger i forbindelse med samarbejdet.

Medlemsstater, der foretager en statistisk overførsel, kan aftale at anvende forskellige typer kontrakter, f.eks. efterfølgende spotaftaler, forudgående spotaftaler eller optionskontrakter. Kombinationer af disse kontrakttyper er også mulige og kan bidrage til at mindske risiciene for begge parter. De skal forhandle sig frem til en enhedspris, der afviger fra de indenlandske referencestøttepriser for forskellige vedvarende energiteknologier, og der skal tages højde for transaktionsomkostninger og potentielle omkostninger til netforstærkning. Indirekte fordele for værtslandet fratrækkes.

Det er også vigtigt at erkende, at der altid vil være en vis usikkerhed i den forudgående analyse af grænseoverskridende samarbejdsprojekter, som ikke kan fjernes. Parterne kan håndtere usikkerheden på forskellige måder, og den kan dæmpes af følsomhedsanalyser og robusthedskontroller. I mindre komplekse samarbejdsprojekter kan projektiværksættere beslutte blot at acceptere usikkerheden og de deraf følgende forskelle i omkostninger og fordele og politisk forhandle om et forudgående bidrag. For mere komplekse og omfattende samarbejdsaftaler er det imidlertid tilrådeligt at indføje en revisionsklausul i samarbejdsaftalen, som kan aktiveres af en af parterne eller dem begge for at tage fordelingen af omkostninger og fordele op til fornyet overvejelse i tilfælde af væsentlige afvigelser. Den kan f.eks. udløses, hvis afvigelserne når en aftalt tærskel. En tredje mulighed er at fastsætte regler for deling af kompensation, som f.eks. kan afhænge af de faktiske nødvendige støtteomkostninger som fastlægges efterfølgende.

Trin 5: Institutionalisering af finansielle overførsler

Endelig skal midlerne til den finansielle overførsel aftales mellem de samarbejdende parter. Hvad angår »valuta«, kan kompensationen tage form af enten kontant betaling eller overførsel af VE-statistikker. Selv om kompensation mellem TSO'er normalt sker ved hjælp af kontantbetalinger, kan staterne vælge at blive kompenseret kontant, gennem statistiske overførsler eller en blanding af begge.

Selv om det er dyrt at oprette en fælles fond for støttebetalinger, kan det gavne fordelingen af risici mellem de deltagende lande og dermed mindske den individuelle risiko for det enkelte land, og det kan være fordelagtigt at strømline procedurerne, navnlig når der er mere end to samarbejdende parter og opfølgende samarbejdsprojekter med tilsvarende parametre. Hvis der oprettes en fælles fond, bør betalingerne til fonden stå i et rimeligt forhold til fordelingen af VE-målet og fordelingen af omkostninger og fordele. Under alle omstændigheder kan det være nyttigt at udpege fælles kontaktpunkter for sådanne overførsler.

Eksempler på samarbejde

Eksempel 1: Statistisk overførsel

To medlemsstater (medlemsstat A og medlemsstat B) er enige om at anvende den statistiske overførselsmekanisme. Medlemsstat A (salgslandet) forventes at have et overskud af vedvarende energi på grund af sit store potentiale for vandkraft og landbaseret vindenergi og ønsker at sælge den forventede overskydende mængde. Dens vigtigste mål er derved at bidrage til at dække omkostningerne ved lokal produktion af vedvarende energikilder og mindske byrden for de indenlandske elforbrugere. Der findes et nationalt retsgrundlag for anvendelse af statistiske overførsler — det vil være første gang, det rent faktisk anvendes. Medlemsstat B (aftagerlandet) er ikke godt på vej til at nå sine nationale mål udelukkende ved hjælp af egne ressourcer og har i den nationale lovgivning og centrale strategiske dokumenter indarbejdet anvendelsen af statistiske overførsler i forventning om, at den vil være nødt til at gøre brug af dem for at opfylde sine nationale VE-mål.

For at øge planlægningssikkerheden vælger begge medlemsstater at fastsætte overførselsprisen på forhånd og også at fastsætte en minimumsmængde vedvarende energi, der skal handles. Medlemsstat A er villig til at indgå denne aftale, fordi den er på vej til at nå langt over sit eget VE-mål på nationalt plan og er sikker på at opnå et overskud fra vedvarende energikilder.

Med hensyn til deling af omkostninger og fordele er de vigtigste omkostninger, der skal tages i betragtning, støtteomkostninger. Størrelsen af de støtteomkostninger, der skal tages i betragtning, afhænger af, om der anvendes gennemsnitlige omkostninger eller marginalomkostninger, og hvilke referenceteknologier der anvendes.

Der er også transaktionsomkostninger i forbindelse med samarbejdet. Da disse kan forventes at være forholdsvis små og også ligeligt fordelt mellem medlemsstat A og B, kan de lades ude af betragtning i forbindelse med delingen af omkostninger og fordele. Med hensyn til indirekte virkninger kan værtslandet blive påvirket af en række af disse, såsom besparelser på drivhusgasemissioner, systemintegrationsomkostninger og forsyningssikkerhed, men det kan diskuteres, om disse kan tilskrives samarbejdsmekanismen, da medlemsstat A allerede havde et overskud fra vedvarende energikilder, inden den indgik i den statistiske overførsel med medlemsstat B. Derfor er medlemsstat A og B enige om at se bort fra disse virkninger ved delingen af omkostninger og fordele og kun koncentrere sig om støtteomkostninger.

Medlemsstat A og B vil først skulle nå til enighed om den nedre grænse og loftet for overførselsprisen. For at fastsætte mindsteprisen i forhandlingerne bør medlemsstat A overveje det nationale støtteniveau for forskellige teknologier. Hvis der er enighed om at understøtte den statistiske overførsel med en teknologi, bør støtteprisen for netop denne teknologi vælges. Hvis der ikke foreligger en sådan aftale, er det en mulighed at beregne en gennemsnitlig støttepris for vedvarende energikilder i medlemsstat A. Denne beregnede pris vil så fungere som mindstepris. Prisloftet bestemmes af prisen for lokal anvendelse af vedvarende energikilder i medlemsstat B. I teorien påvirkes den maksimumspris, som medlemsstat B er villig til at betale, også af den overførselspris, som andre medlemsstater tilbyder ved statistiske overførsler. Når der er opnået enighed om den teoretiske priskorridor, bør de samarbejdende medlemsstater forhandle om den faktiske overførselspris, som sandsynligvis vil ligge inden for korridoren. De vil skulle finde et mellemniveau med tilstrækkelige indtægter til medlemsstat A og en tilstrækkelig lav pris for medlemsstat B og dermed skabe fordele for begge parter.

Eksempel 2: Fælles projekt og statistisk overførsel for en radialt forbundet havvindmøllepark (uden fysisk grænseoverskridende overførsel af elektricitet)

Tre medlemsstater (medlemsstat A, medlemsstat B og medlemsstat C) når til enighed om et stort fælles projekt ved hjælp af den respektive samarbejdsmekanisme. Det fælles projekt består af en havvindmøllepark, der skal opføres og placeres i medlemsstat A's eksklusive økonomiske zone (EEZ) (herefter: værtslandet), mens medlemsstat B (herefter: aftagerlandet) bidrager til støtteomkostningerne. Desuden er aftagerlandet og medlemsstat C enige om en yderligere statistisk overførsel svarende til 10 % af fordelene ved elektriciteten produceret af vedvarende energikilder i det fælles projekt til en forhandlet pris. Medlemsstat C er blot interesseret i at købe en på forhånd fastsat mængde VE-statistikker for at opfylde sine nationale VE-mål hurtigere, men har ellers ingen særlig interesse i det fælles projekt.

Aftagerlandet er drivkraften bag projektet og koordinerer inddragelsen af de øvrige parter. Det kræver ikke fysisk import af elektricitet, projektet omfatter ingen samkøringslinjefunktioner, og vindmølleparken vil blive tilsluttet radialt til værtslandets kyst. Ved at samarbejde om dette fælles projekt forventer værtslandet og aftagerlandet at nå deres VE-mål frem til 2030 og derefter mere omkostningseffektivt, samtidig med at de opnår økonomiske, miljømæssige og sociale sidegevinster i form af jobskabelse og øget forsyningssikkerhed.

Eftersom både værtsmedlemsstaten og aftagermedlemsstaten ønsker at modtage VE-statistikker fra projektet, der tæller med i deres nationale mål, er de enige om begge at bidrage til støttebetalingerne. Vi antager, at de ikke opretter en fælles støtteordning, men i stedet aftaler at anvende deres nationale ordninger, der allerede er indført for offshorevindenergi, hvilket betyder, at hver af medlemsstaterne vil behandle havvindmølleparken, som om den var en del af deres egen støtteordning for vedvarende energi. Projektet tildeles gennem et fælles udbud. Der er enighed om, at værtsmedlemsstatens referencepris vil blive anvendt, dvs. aftagermedlemsstaten accepterer værtsmedlemsstatens referencepris i sin støtteordning som grundlag for fastsættelse af præmier. På grund af projektets karakter af pionerprojekt indrømmes der en undtagelse i henhold til den nationale støtteordning i aftagerlandet, som normalt ikke ville tillade dette.

Værtsmedlemsstaten og aftagermedlemsstaten underskriver en samarbejdsaftale om det fælles projekt. Det fremgår af den politiske aftale på højt plan, at de hver især skal tildeles den mængde VE-statistikker fra projektet, der svarer til den mængde elektricitet, der får støtte af det pågældende land. Da havvindmølleparken er beliggende i værtslandets eksklusive økonomiske zone, vil den automatisk få tildelt de VE-statistikker, som så skal fordeles i henhold til aftalen.

Værtslandet og aftagerlandet gennemfører en cost-benefit-analyse, der identificerer de mest relevante omkostninger og fordele og deres virkninger. I deres cost-benefit-analyse beslutter de at fokusere på omkostningerne ved energiproduktion, systemintegrationsomkostninger, drivhusgasemissioner, luftforurening og anden lokal forurening, forsyningssikkerhed og innovationseffekter. For at fastslå deres indvirkninger for delingen af omkostninger og fordele vurderer de også støtteomkostninger samt virkninger for VE-statistikker.

Medlemsstat A (vært) Medlemsstat B (aftager) Medlemsstat C (statistisk overførsel) Produktion af vedvarende energi 40 % 60 % Ikke relevant VE-statistikker 40 % 50 % 10 % Støtteomkostninger 40 % 60 % Ikke relevant Systemintegrationsomkostninger (24) 100 % Ikke relevant Ikke relevant Drivhusgasemissionsbesparelser 40 % 60 % Ikke relevant Luftforurening og anden lokal forurening 40 % 60 % Ikke relevant Forsyningssikkerhed 40 % 60 % Ikke relevant

De to samarbejdende parter er enige om at fokusere på støtteomkostninger, VE-statistikker og systemintegration udelukkende i forbindelse med deling af omkostninger og se bort fra alle andre elementer af omkostninger og fordele.

I næste trin går værtslandet og aftagerlandet videre og sammenlægger alle omkostninger og fordele for hvert land, hvilket fører til en samlet nettofordel/omkostning for hver medlemsstat. Da værtslandet bærer alle systemintegrationsomkostningerne, bærer det en nettoomkostning og kræver, at systemintegrationsomkostningerne skal indregnes i overførselsprisen.

Generelt afhænger forhandlingsområdet for overførselsprisen af de samarbejdende medlemsstaters relative bidrag til støtteomkostningerne. Afhængigt af om støtteomkostningerne er højere i aftagermedlemsstaten eller værtsmedlemsstaten sammenlignet med hinanden, vil enten den ene eller den anden medlemsstat få gavn af samarbejdet med hensyn til støttebetalingerne. Generelt bestemmes den nedre grænse for afregningsprisen af de yderligere støtteomkostninger, der afholdes af enten medlemsstat A eller B, og loftet er de samlede besparelser på støtteomkostningerne.

Lad os antage, at de teknologispecifikke støtteomkostninger er højere i aftagermedlemsstaten end i værtsmedlemsstaten. Samarbejdet fører således til omkostningsbesparelser i aftagermedlemsstaten, mens støtteomkostningerne i værtsmedlemsstaten kan stige (sammenlignet med en situation uden samarbejde). Samarbejdet fører imidlertid til en nettoomkostningsbesparelse, da de samlede støtteomkostninger er lavere, når der samarbejdes, sammenlignet med en situation uden samarbejde. I eksemplet påføres værtsmedlemsstaten højere støtteomkostninger, end den ville have i en situation uden samarbejde, hvilket ville resultere i en økonomisk kompensation i form af en overførsel til værtsmedlemsstaten. Overførselsprisens størrelse vil blive fastsat gennem forhandling, men den bør fastsættes på en sådan måde, at den giver begge lande tilstrækkelige incitamenter til at anse samarbejdet for at være fordelagtigt, dvs. for værtsmedlemsstaten skal den være mindst lige så høj som, ideelt set højere end, de ekstra støtteomkostninger, der påløber, og for aftagermedlemsstaten skal den være lavere end dens samlede omkostningsbesparelser. Landene kan naturligvis også have ikke-økonomiske motiver til at fortsætte samarbejdet, hvilket kan påvirke deres vilje til at acceptere en lavere/højere overførselspris.

Med udgangspunkt i den planlagte samlede mængde vedvarende energi, der skal produceres, og de omkostninger, som begge lande skal afholde, beregner de en transferpris (EUR/kWh), som også tager højde for en ligelig fordeling af systemintegrationsomkostningerne.

Eksempel 3: Fælles projekt vedrørende solcelleanlæg og fysisk overførsel af elektricitet

To medlemsstater (medlemsstat A og medlemsstat B) når til enighed om et stort fælles projekt ved hjælp af den respektive samarbejdsmekanisme. Det fælles projekt består af et stort jordmonteret solcelleanlæg beliggende i medlemsstat A (herefter: værtslandet), mens medlemsstat B (herefter: aftagerlandet) betaler for støtteomkostningerne. Værtslandet har mange lokaliteter til rådighed til etablering af solcelleenergi og et stort potentiale for solenergi. Landet er godt på vej til at overgå sine egne nationale VE-mål og er interesseret i at samarbejde med andre medlemsstater om at udnytte sit overskydende potentiale og styrke det lokale arbejdsmarked. Medlemsstat B er derimod ikke på rette vej til at nå sit mål og er interesseret i at gøre brug af samarbejdsmekanismerne for at nå sit VE-mål til en lavere pris. På det politiske plan har EU allerede skabt forudsætningerne for at gøre brug af samarbejdsmekanismerne ved at gøre det muligt at åbne sin nationale, teknologineutrale VE-støtteordning for udenlandske projekter. Medlemsstat A er ikke interesseret i at beholde nogen af de VE-statistikker, der er knyttet til samarbejdsprojektet, for sig selv, hvilket betyder, at støtteomkostningerne vil blive afholdt fuldt ud af medlemsstat B, som vil integrere anlægget i sin egen nationale ordning.

Medlemsstat A kræver fysisk overførsel af elektricitet for at sikre, at projektet ikke påvirker balancen på hjemmemarkedet. Dette kræver, at der er tilstrækkelig grænseoverskridende transmissions- og sammenkoblingskapacitet mellem de samarbejdende medlemsstater. Dette er relevant for analysen af omkostninger og fordele ved samarbejdsprojekterne, da nødvendigheden af fysisk eksport af den producerede elektricitet sandsynligvis vil medføre betydelige omkostninger.

Værtslandet og aftagerlandet underskriver en samarbejdsaftale for det fælles projekt og gennemfører en cost-benefit-analyse. I deres cost-benefit-analyse beslutter de at fokusere på omkostningerne ved energiproduktion, systemintegrationsomkostninger, drivhusgasemissioner, luftforurening og anden lokal forurening, forsyningssikkerhed samt innovationseffekter. Med hensyn til delingen af omkostninger og fordele beslutter de kun at fokusere på de vigtigste, dvs. støtteomkostninger (afholdes af medlemsstat B alene), omkostninger til fysisk overførsel af energi (afholdes af medlemsstat B), beskæftigelsesvirkninger (for medlemsstat A) og systemintegrationsomkostninger (også medlemsstat A). For medlemsstat A er den største fordel, den ønsker at opnå ved samarbejdet, at stimulere det lokale arbejdsmarked, mens den primære interesse for medlemsstat B er at sænke de støttebetalinger, der er nødvendige for at nå dens nationale mål for vedvarende energi. Da begge medlemsstater er positive over for, at der er mulighed for en win-win-situation med store omkostninger og fordele, der udligner hinanden, er de enige om blot at tage hensyn til støtteomkostningerne.

Landene vil også skulle nå til enighed om en referencemarkedspris. Da det er aftalt, at medlemsstat B vil indarbejde anlægget i sin nationale støtteordning, kan referencemarkedsprisen i medlemsstat B anvendes. Den enkleste måde at håndtere omkostningerne ved overførsel af elektricitet på er at få initiativtagerne til at indregne disse omkostninger i deres bud, hvilket betyder, at støtteomkostningerne vil stige tilsvarende.

For at fastsætte den sandsynlige overførselspris, som medlemsstat B skal betale til medlemsstat A, skal man som det første beregne de besparelser, som medlemsstat B kan opnå som følge af samarbejdsprojektet, dvs. besparelser i støtteomkostninger. Dette indebærer beregning af omkostningerne til direkte støtte til solcelleenergi (25) i medlemsstat A og i medlemsstat B. Forskellen mellem de to danner grundlag for forhandlingerne om overførselsprisen.

5 RESUMÉ AF ANBEFALINGER VEDRØRENDE COST-BENEFIT-ANALYSER OG DELING AF OMKOSTNINGER OG FORDELE

Sammenfattende har medlemsstaterne og tredjelande en række muligheder for og frihedsgrader til at analysere og dele omkostninger og fordele, når de deltager i samarbejdsprojekter inden for vedvarende energi, og opnå gensidige fordele.

Samlet set skal de samarbejdende lande besvare to centrale spørgsmål. For det første med hvilken finansieringsmekanisme og til hvilken pris vil afsenderlandet bidrage til projektets støtteomkostninger? For det andet om og med hvilken mekanisme vil aftagerlandet kompensere værtslandet for de indenlandske omkostninger? Som hovedregel bør den medlemsstat, der betaler støtteomkostningerne, modtage de tilsvarende VE-statistikker.

I de følgende afsnit gengives de vigtigste trin og anbefalinger vedrørende deling af omkostninger og fordele på grundlag af en cost-benefit-analyse. Denne liste og disse kriterier berører ikke kriterierne for cost-benefit-analyser i henhold til CEF-forordningen, som er relevante for ansøgninger om at få status som grænseoverskridende projekt vedrørende vedvarende energi.

Generel tilgang og nødvendige trin i den indledende cost-benefit-analyse

Det anbefales, at projektiværksætterne følger denne ikke-udtømmende liste, når de gennemfører en cost-benefit-analyse:

— Identificere relevante interessenter

— Angive projektsammensætning for grænseoverskridende samarbejdsprojekter — Samarbejdende parter og enheder — Andre relevante myndigheder og interessenter, der kan blive påvirket af omkostninger eller fordele såsom initiativtagere, TSO'er, DSO'er osv. — Projektets placering — Anvendt teknologi og design — Andre relevante tekniske egenskaber eller karakteristika — Kapacitet/projektstørrelse — Tidshorisont — Type output og planlagte tjenester — Relevante yderligere komponenter

— Definere en hensigtsmæssig kontrafaktisk situation, herunder dens sammensætning (samme aspekter som ovenfor)

— Opstille liste over alle omkostninger og fordele, der skal medtages

— Nå til enighed om beregningsmetoden og metoderne for indikatorer i cost-benefit-analysen

— Indsamle de seneste data fra verificerede nationale, europæiske og internationale kilder

— Kvantificere og værdiansætte indikatorer, hvis det ikke er for dyrt, og verbalt beskrive effekten af ikkeværdiansatte indikatorer

— Beregne delta af NNV'er i det grænseoverskridende samarbejdsprojekt og den kontrafaktiske situation

— Udarbejde analyser og ledsagende forklaringer

— Kontrollere resultaterne sammen med de relevante myndigheder og andre (uafhængige) eksperter

— Finjustere analysen efter behov ved at justere data og/eller metoder

Rækkefølgen af trinnene er ikke nødvendigvis sekventiel og kan i nogle tilfælde være iterativ. Medlemsstaterne kan overveje at oprette fælles kontaktpunkter til støtte for projektiværksættere i disse faser, navnlig specificering af projektudformningen for grænseoverskridende samarbejdsprojekter.

Så vidt muligt bygge videre på cost-benefit-analysen

En grundig cost-benefit-analyse for samfundet er en forudsætning for fordelingen af omkostninger og fordele mellem medlemsstaterne og andre parter. Den er dog muligvis ikke tilstrækkelig som grundlag for forhandlinger om deres fordeling. Den gennemførte cost-benefit-analyse skal derfor vurderes på ny og udvides.

De samarbejdende parter bør så vidt muligt bygge videre på cost-benefit-analysen for at bevare sammenhængen med de vigtigste identificerede virkninger. Projektdefinitionen, de anvendte data, det underliggende scenarie og grænsebetingelserne må ikke ændres, og de nettoværdier, der er beregnet i cost-benefit-analysen, bør anvendes som udgangspunkt for yderligere drøftelser. Eventuelle grænsebetingelser, der påvirker driften af projektet og dets integration i energisystemet i bred forstand, skal præciseres, da de vil påvirke indikatorerne for omkostninger og fordele.

Ordningen for deling af omkostninger og fordele vil i sidste ende være resultatet af en forhandlingsproces mellem de samarbejdende parter. De bør have fleksibilitet til at blive enige om, hvilke omkostninger og fordele der skal medtages. Cost-benefit-analysen skal finde den rette balance mellem at begrænse kompleksiteten og transaktionsomkostningerne til et håndterbart niveau, samtidig med at man tilstræber at inddrage alle relevante faktorer.

Principper for deling af omkostninger og fordele

Delingen af omkostninger og fordele bør baseres på rimelighed, dvs. at ingen parter får en uforholdsmæssig fordel/bærer uforholdsmæssigt store omkostninger som følge af samarbejdet, hvilket kan opnås ved at kompensere alle parter i et rimeligt forhold til deres bidrag, og praktisk gennemførlighed, dvs. reduktion af kompleksiteten og dermed transaktionsomkostninger til et håndterbart beløb ved at begrænse antallet af parter og kategorierne af omkostninger og fordele til de vigtigste og afspejle de faktiske omkostninger og fordele (og først på et senere tidspunkt nå til enighed om potentielle ordninger, der afviger fra disse).

Mindre kompleksitet

Tidligere erfaringer med samarbejdsmekanismer har vist, at kompleksitet kan være en uoverstigelig hindring, og at meget komplekse forhandlingsstrukturer med flere interessenter har større sandsynlighed for at slå fejl. Dette kan dog afhjælpes, hvis de samarbejdende lande først når til enighed om de grundlæggende principper og betingelser for samarbejdet og først derefter forhandler om detaljerne. Politiske aftaler på højt plan om deling af omkostninger og fordele kan også være en hjælp, således som det var tilfældet for Sverige og Norge, da de forhandlede om deres fælles støtteordning.

Håndtering af usikkerhed og indkalkulering af den i beslutningstagningen

Da man ikke har sikre oplysninger om omkostninger, fordele og risici, er usikkerhed en naturlig del af processen og skal indkalkuleres i overensstemmelse hermed. Den kan dæmpes af følsomhedsanalyser og robusthedskontroller.

Offentlighedens accept

Med hensyn til offentlighedens accept anbefales det, at ethvert samarbejdsprojekt søger at inddrage offentligheden på et tidligt tidspunkt og proaktivt for at undgå efterfølgende problemer. Alle direkte og indirekte omkostninger og fordele i forbindelse med samarbejdet samt den overordnede tilgang til fordelingen af dem mellem samarbejdspartnerne bør beskrives klart og formidles til offentligheden.

6 MODEL FOR MELLEMSTATSLIG AFTALE

Del I. Formål og definitioner

Artikel om målet

— Medlemsstaterne bør notere sig formålet med den mellemstatslige aftale. Et eksempel i forbindelse med NSEC kan være at muliggøre opbygning af yderligere kapacitet til produktion af vedvarende energi i Nordsøen. Målet fastlægges af de samarbejdende medlemsstater.

Artikel om definitioner

— Medlemsstaterne bør definere de vigtigste udtryk i den mellemstatslige aftale. Dette sikrer en fælles forståelse mellem de involverede parter og forbedrer aftalens juridiske robusthed.

Del II. Samarbejdsmekanisme

Artikel om samarbejdsmekanismen

— Her bør man beskrive det retlige grundlag for samarbejdet i forbindelse med direktivet om fremme af vedvarende energi, dvs. om der er valgt statistisk overførsel, et fælles projekt (med en anden EU-medlemsstat eller et tredjeland) eller en fælles støtteordning.

Del III. Specifikationer for samarbejdet

Artikel om samarbejdets omfang

— Medlemsstaterne bør præcisere samarbejdets omfang: 1) kun etablering af vedvarende energikilder, 2) tilføjelse af infrastruktur til samarbejdet, 3) tilføjelse af innovationsaspekter til samarbejdet (f.eks. oplagring, konverteringsfaciliteter osv.)

Artikel om den valgte støtteordning

— Medlemsstaterne bør specificere, hvilken støtteordning der anvendes (værtsland, bidragydende medlemsstat eller en ny støtteordning). Hvis der anvendes en eksisterende ordning, bør medlemsstaterne henvise til det relevante retsgrundlag.

Artikel om ny støtteordning (gælder kun for fælles støtteordninger)

— Medlemsstaterne bør specificere støtteordningens tekniske elementer. De elementer, der skal tages i betragtning, er: a. Enkeltprojekt/samarbejde om flere projekter b. Maksimal kapacitet/mængde (installeret mængde MW eller MWh, der skal overføres) c. Støtteberettiget teknologi (teknologier) d. Placering eller proces for udvælgelse af lokaliteter og udvikling i den prækompetitive fase e. Nettilslutningsordning f. Støtteform g. Udformning af udbud/auktioner h. Aftale om anmeldelse af statsstøtte

Artikel om den relevante markedsordning

— Medlemsstaterne bør specificere den relevante markedsordning (f.eks. det udpegede referencemarked) for samarbejdsprojektet og eventuelle relevante supplerende bestemmelser, som dette kan omfatte.

Artikel om cost-benefit-analyse og grænseoverskridende omkostningsfordeling

— Medlemsstaterne bør nå til enighed om cost-benefit-analysen og den grænseoverskridende omkostningsfordeling. — Ved et simpelt samarbejde kan VE-statistikkerne overføres på grundlag af den aftalte overførselspris. Ved et sådant samarbejde bør analysen af omkostninger og fordele holdes så enkel som mulig, så transaktionsomkostningerne reduceres. — Ved et mere komplekst samarbejde (eller når der søges adgang til grænseoverskridende VE-finansiering via Connecting Europe-faciliteten og/eller infrastrukturfinansiering) kan der være behov for en mere omfattende cost-benefit-analyse. I en mellemstatslig aftale bør der i dette afsnit henvises til tilgængelige beregninger i cost-benefit-analysen og den deraf følgende tilgang til afgørelser vedrørende grænseoverskridende omkostningsfordeling. — Identifikation af nettofordele for samfundet — Fordeling af de vigtigste omkostninger og fordele mellem parterne — Deraf følgende kompensationsbetalinger mellem medlemsstaterne (herunder andel af støtteomkostninger, der finansieres af hver af de samarbejdende parter, den deraf følgende fordeling af VE-statistikker med henblik på at bidrage til målet) — Betalingsprocedure — Anmeldelse til Europa-Kommissionen som krævet i direktivet om vedvarende energikilder

Artikel om parternes forpligtelser

— Her bør de samarbejdende medlemsstater definere ansvarsområderne i henhold til den valgte samarbejdsform samt procedurer og et system, der giver mulighed for overvågning, sporing og udstedelse af beviser og verifikationer (inklusive dataoverførsel: indhold, format og tidsplan).

Artikel om et ansvarligt organ (gælder for fælles projekter og fælles støtteordninger)

— Denne artikel bør beskrive det ansvarlige organ (f.eks. et agentur eller et centralt kontaktpunkt) og dets ansvarsområder. Ansvaret kan omfatte identificering af projekter, fastlæggelse af udbudsproceduren, udvælgelse af tilbudsgiver, tilsyn med gennemførelsen af de tildelte projekter, udbetaling af støttebetalinger og rapportering til de samarbejdende stater.

Artikel om anmeldelse til Europa-Kommissionen

— Ifølge direktivet om vedvarende energi skal salgs-/værtsmedlemsstaten underrette Europa-Kommissionen om aftalen og det nøjagtige beløb for den deraf følgende statistiske overførsel.

7 BILAG

Tilgængelige samarbejdsmekanismer og grundlæggende principper for samarbejde

I overensstemmelse med artikel 8, 9, 11 eller 13 i direktivet om vedvarende energi er der tre primære samarbejdsmekanismer, som medlemsstaterne kan vælge at gøre brug af:

Statistiske overførsler (artikel 8): I tilfælde af statistiske overførsler indvilliger højst to medlemsstater i at samarbejde og virtuelt tildele en bestemt mængde vedvarende energi, der udgør overskudsproduktion i den ene medlemsstat, til den anden. Dette sker efterfølgende via en forhandlet overførselspris. Den energi, der »købes« af en medlemsstat, medregnes i dens nationale bidrag i henhold til direktivet. Der er ikke tale om overførsel eller levering af fysisk energi. Statistiske overførsler vedrører normalt ikke specifikke projekter, selv om medlemsstaterne kan beslutte at indgå en sådan aftale, hvis det anses for at være til gensidig gavn. Desuden er statistiske overførsler i princippet teknologineutrale. Medlemsstater, der foretager en statistisk overførsel, skal underrette Kommissionen herom senest 12 måneder efter udgangen af det år, hvor overførslen finder sted. Transaktionsomkostningerne i forbindelse med statistiske overførsler er relativt lave, da de er forholdsvis lette at etablere og forhandle og giver medlemsstaterne mulighed for at indgå i et begrænset samarbejde uden at skulle foretage ændringer i deres indenlandske støtteordninger. På grund af deres begrænsede kompleksitet er der behov for mindre vejledning om statistiske overførsler, men offentlighedens accept kan være et problem, fordi der ikke overføres produktion af vedvarende energi til gengæld for betalingen. Private aktører er udelukket fra at deltage i statistiske overførsler, dvs. at de er forbeholdt offentlige enheder.

Fælles projekter mellem medlemsstaterne (artikel 9): Medlemsstaterne kan også indgå i fælles projekter med hinanden for at samarbejde om projekter vedrørende vedvarende energi med hensyn til produktion af elektricitet eller opvarmning og køling fra vedvarende energikilder. Fælles projekter går videre end blot statistiske overførsler, og samarbejdet finder altid sted i forbindelse med et specifikt nyt projekt. Et fælles projekt kan eventuelt omfatte fysisk transmission af elektricitet. Ud over enkeltstående samarbejdsprojekter, f.eks. storstilede offshorevindkraftprojekter, er der også mulighed for ordninger med flere projekter, når en struktur vedrørende små eller mellemstore anlæg gentages. Ikke desto mindre skal der skelnes mellem disse ordninger med flere projekter og fælles støtteordninger på grund af deres begrænsede karakter. Projekterne kan enten vedrøre renovering af eksisterende anlæg eller vedrøre nye anlæg. Fordele og omkostninger ved disse projekter deles mellem de samarbejdende parter i henhold til aftalte regler. Medlemsstaterne kan aftale at gennemføre projektet via en eksisterende støtteordning hos en af de samarbejdende parter eller oprette en skræddersyet ordning.

Fælles projekter kan også være egnede til i fællesskab at investere i og indsamle erfaringer inden for nye teknologier. Graden af samarbejde og transaktionsomkostninger er højere end ved statistiske overførsler, men normalt lavere end for fælles støtteordninger, da samarbejdet er begrænset til et aftalt antal projekter. I modsætning til statistiske overførsler kan fælles projekter også involvere private aktører.

Fælles projekter mellem medlemsstaterne og tredjelande (artikel 11): Medlemsstaterne kan også gennemføre fælles projekter med tredjelande, som kan blive særligt relevante i forbindelse med samarbejdet med lande i Energifællesskabet eller Det Forenede Kongerige. Fælles projekter med tredjelande er imidlertid begrænset til elektricitet fra vedvarende energikilder (opvarmning og køling er ikke omfattet) og skal etablere en konkret fysisk forbindelse med tredjelandet. For at sikre et input til EU's elektricitetssystem skal den respektive sammenkoblingskapacitet reserveres i tide. Med undtagelse af investeringsstøtte til anlægget må den mængde elektricitet, der produceres og eksporteres, ikke have modtaget støtte fra en støtteordning i et tredjeland.

Fælles støtteordninger (artikel 13): En anden mulig samarbejdsmekanisme, som medlemsstaterne har til rådighed, er fælles støtteordninger. Dette indebærer delvis eller fuldstændig koordinering og/eller sammenlægning af to eller flere medlemsstaters nationale støtteordninger. Da fælles støtteordninger kan medføre betydelige transaktionsomkostninger, dækker de typisk flere projekter. De kan dog også anvendes til store enkeltprojekter med en meget specifik struktur. Fælles støtteordninger kan også kun vedrøre ét segment af det nationale marked for vedvarende energi, f.eks. et specifikt teknologisk eller geografisk område som f.eks. en grænseregion. Medmindre andet er angivet, træder den aftalte fælles støtteordning ikke i stedet for de eksisterende nationale støtteordninger, som fortsat eksisterer parallelt. Fælles støtteordninger er normalt mere krævende og komplekse end fælles projekter og kræver typisk ændringer i national lovgivning og/eller regulering.

Principper for samarbejde om vedvarende energi

Generelt er medlemsstaternes samarbejde om vedvarende energi underlagt følgende principper:

Valgfrihed: To eller flere medlemsstater, der indgår i et samarbejde med hinanden eller et tredjeland, gør det på frivillig basis. Når medlemsstaterne vælger at gå sammen om vedvarende energi, kan de desuden frit udforme detaljerne og betingelserne for et sådant samarbejde.

Skabelse af socioøkonomiske fordele: Grænseoverskridende samarbejdsprojekter skal skabe værdi ud fra et holistisk, samfundsmæssigt perspektiv. Generelt skal projektets socioøkonomiske fordele opveje omkostningerne ved at sammenligne det med udbredelsen af vedvarende energi uden samarbejde.

Etablering af et gensidigt fordelagtigt samarbejde: Ud over at skabe samfundsmæssige nettofordele vil grænseoverskridende samarbejdsprojekter kun blive til virkelighed, hvis projekterne sikrer gensidige fordele for alle deltagende lande og centrale interessenter i landene. Generelt er det usandsynligt, at alle interessenter vil være bedre stillet med projektet end uden det, og landene er derfor nødt til at blive enige om, hvilke interessenter der skal kompenseres, og hvilke der ikke skal.

Aftale om samarbejdsvilkår: Medlemsstater, der har til hensigt at etablere samarbejdet, skal indgå en samarbejdsaftale, der fastsætter vilkårene og betingelserne.

Anvendelse af lokale betingelser: De samarbejdende lande skal bestræbe sig på at tilpasse de relevante regler og bestemmelser i det omfang, det er nødvendigt, men der kan være naturlige grænser herfor. Sådanne grænser vil navnlig gælde for lokalitetsspecifikke betingelser såsom tilladelser og skatter. Derfor er det standard, at reglerne i det land, hvor projektet fysisk befinder sig, finder anvendelse, medmindre andet aftales og specificeres af de samarbejdende lande.

Sikring af håndgribelige virkninger: Medlemsstaterne kan vælge at strukturere samarbejdet på en sådan måde, at det har håndgribelige indvirkninger på deres elsystemer og markeder. Samarbejdende medlemsstater kan f.eks. kræve fysisk import af elektricitet (hvilket bliver en nødvendighed i fælles projekter med tredjelande).

Deling af omkostninger og fordele: I henhold til direktivet skal den producerede vedvarende energi medregnes i det land, der finansierer anlægget. Afhængigt af teknologien vil andre omkostninger og fordele ud over støtteomkostningerne også være relevante. Nettilslutnings- og systemintegrationsomkostninger er særligt relevante for havvindmølleprojekter, mens støtteomkostningernes relevans typisk mindskes med mere modne teknologier og graden af markedsintegration. Der er forskellige muligheder for regnskabsføring. Partnerlandene kan frit fastsætte detaljerne i samarbejdsaftalen.

(1) Den bygger på den tidligere »Guidance on the use of renewable energy cooperation mechanism« (SWD (2013) 440 final), som findes på https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/com_2013_public_intervention_swd05_en.pdf.

(2) En mere detaljeret beskrivelse af samarbejdsmekanismerne findes i bilaget. Det er kun EU-Domstolen, der har kompetence til at fortolke EU-lovgivningen autoritativt.

(3) Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2021/1153 af 7. juli 2021 om oprettelse af Connecting Europe-faciliteten (EUT L 249 af 14.7.2021, s. 38).

(4) COM(2021) 393: »EU's grænseregioner: levende laboratorier for europæisk integration«.

(5) Grænseregioner er områder på hver side af samme grænse (definition findes på: https://ec.europa.eu/eurostat/statistics-explained/index.php?title=Glossary:Border_region).

(6) Denne sagsbeskrivelse bygger på rapporten »Design options for cross-border auctions«, der er udarbejdet under AURES II-projektet om auktioner for støtte til vedvarende energi. Den fuldstændige rapport kan hentes på http://aures2project.eu/wp-content/uploads/2019/06/AURES_II_D6_1_final.pdf.

(7) I dag er 12 samarbejdsprojekter blevet gennemført/aftalt (heraf ti statistiske overførsler, et fælles projekt og en fælles støtteordning). Selv om dette tyder på, at gennemførelsen kan fremskyndes, ligger udnyttelsen af samarbejdsmekanismerne stadig under forventningerne. Følgende projekter er blevet gennemført og/eller godkendt: statistiske overførsler mellem Luxembourg og Litauen, Luxembourg og Estland, Malta og Estland, Nederlandene og Danmark, Irland og Danmark, Irland og Estland, Danmark og Belgien, Tjekkiet og Slovenien samt Litauen og Belgien, et fælles projekt mellem Tyskland og Danmark og en fælles støtteordning mellem Sverige og Norge. Når man ser på medlemsstaternes nationale handlingsplaner for vedvarende energi for 2020, er det indlysende, at planerne om at gøre brug af samarbejdsmekanismerne, fordi mekanismerne var nye og på grund af manglen på gennemførte projekter, stadig var uklare, forsigtige eller endda ikkeeksisterende. Nogle år senere var medlemsstaternes planer for anvendelse af samarbejdsmekanismerne i deres nationale energi- og klimaplaner allerede mere konkrete, navnlig på grund af samråd mellem medlemsstaterne på bi- eller multilateralt grundlag, individuelt eller via forskellige grupper og fora. I den forbindelse bør arbejdet i regionale energifora, herunder grupperne på højt niveau for energisamarbejde i Nordsøen (NSEC), planen for sammenkobling af det baltiske energimarked (BEMIP), energikonnektiviteten i Central- og Sydøsteuropa (CESEC) eller sammenkoblingerne for Sydvesteuropa (SWE) eller Det Pentalaterale Energiforum, fremhæves. Det er lykkedes disse fora at samle de vigtigste interessenter og fremme dialogen. Ikke desto mindre mangler der stadig konkrete rapporterede planer, hvilket afspejler de oplevede vanskeligheder med at anvende samarbejdsmekanismerne.

(8) Undersøgelser og projekter omfatter bl.a. projektet om samarbejdsmekanismer mellem EU's medlemsstater og interaktion med støtteordninger under direktivet om vedvarende energi (2009/28/EF) (https://res-cooperation.eu/), CA-RES-projektet (https://www.ca-res.eu/) og MUSTEC-projektet (https://mustec.eu/). Jf. også undersøgelsen om »Cooperation between EU countries under the RES directive«, 2014, som findes på https://energy.ec.europa.eu/topics/renewable-energy/renewable-energy-directive-targets-and-rules/cooperation-mechanisms_en#documents.

(9) Blandt de kendte eksempler kan nævnes et aftalememorandum om et eller flere offshoreenergiknudepunkter mellem Danmark og Nederlandene, et aftalememorandum mellem Letland og Estland om et fælles offshoreprojekt, en hensigtserklæring om analyse af fælles og hybride offshoreprojekter mellem Danmark og Tyskland og et aftalememorandum om undersøgelse af mulighederne for energiøer mellem Danmark og Belgien.

(10) For de fleste grænseoverskridende samarbejdsprojekter kan det antages, at det er medlemsstaterne eller tredjelande, der bærer de største omkostninger og får de fleste af fordelene. De er således de naturlige forhandlingspartnere og vil som standard repræsentere deres interessenter.

(11) I erkendelse af det stigende fokus på komplekse former for samarbejde om vedvarende energi, f.eks. i forbindelse med hybride offshorevindmølleparker, skal der gives »vejledning i, hvordan man koordinerer fordelingen af omkostninger og fordele på tværs af grænserne for energitransmissionsprojekter kombineret med udviklingen af energiproduktionsprojekter«. Denne vejledning vedrører artikel 15, stk. 1, i TEN-E-forordningen [forordning (EU) 2022/869] samt meddelelsen fra Kommissionen til Europa-Parlamentet, Rådet, Det Europæiske Økonomiske og Sociale Udvalg og Regionsudvalget »En EU-strategi for udnyttelse af potentialet i offshore vedvarende energi med en klimaneutral fremtid for øje« (COM(2020) 741 final), som findes på: https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/offshore_renewable_energy_strategy.pdf.

(12) Elementer i den centraliserede model er en del af Kommissionens forslag af 18. maj 2022 om at revidere bestemmelserne vedrørende tilladelser til VE-projekter i direktivet om vedvarende energi (COM(2022) 222 final).

(13) Dette skyldes hovedsagelig netværkseffekter, men usikkerheden kan også vedrøre lovgivningsmæssige ændringer.

(14) I en ensidig præmieordning, hvor markedsprisen ligger under auktionsprisen, modtager producenterne støtte, der dækker forskellen, og hvis markedsprisen er højere, kan de beholde de overskydende indtægter. Den tosidede præmie fungerer på samme måde, men producenten skal tilbagebetale overskydende indtægter. Under ordningen med faste præmier modtager producenterne et fast beløb for overskydende indtægter oven i markedsprisen.

(15) Hvordan omkostningerne til støtte skal dækkes, kan også besluttes på nationalt plan af de enkelte lande i samarbejdet, undtagen i tilfælde af fælles støtteordninger.

(16) 2022/C 80/01.

(17) Jf. https://ec.europa.eu/regional_policy/en/information/publications/guides/2014/guide-to-cost-benefit-analysis-of-investment-projects-for-cohesion-policy-2014-2020.

(18) »The Economic Appraisal of Investment Projects at the EIB. Version March 2013 — Under review«, findes på https://www.eib.org/attachments/thematic/economic_appraisal_of_investment_projects_en.pdf.

(19) »Methodologies for assessing the contribution of cross-border projects to the general criteria and for producing the cost-benefit analysis specified in Part IV of the Annex to the Regulation (EU) 2021/1153 establishing the Connecting Europe Facility«, findes på https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:52021SC0429&qid=1564520971474.

(20) Se https://tyndp.entsoe.eu/cba.

(21) Hvis det er nødvendigt med statsstøtte for at gennemføre projektet vedrørende vedvarende energi, bør den analyse af finansieringsbehovet, der foretages i henhold til retningslinjerne for statsstøtte til klima, energi og miljø, være i overensstemmelse med de vigtigste antagelser i cost-benefit-analysen.

(22) Hvad angår infrastruktur viste den fjerde overvågningsrapport om afgørelser vedrørende grænseoverskridende omkostningsfordeling, som ACER har offentliggjort, at størstedelen af de transeuropæiske energiprojekter, der omfatter grænseoverskridende infrastruktur, vælger »traditionelle« omkostningsfordelingsmetoder. De fleste onshoreprojekter følger det såkaldte »territoriale princip«, hvor hvert land bærer de omkostninger, der er forbundet med gennemførelsen af projektet på sit eget område, uanset hvilke fordele projektet kan medføre på tværs af landene, mens »50/50« er det fremherskende for offshoreprojekter. Denne tilgang kan vise sig at være ineffektiv i tilfælde som f.eks. nye formaskede offshorenet, der potentielt kan påvirke et større antal parter.

(23) Jf. navnlig betingelserne i artikel 11, stk. 2, litra a) og c), i direktiv (EU) 2018/2001.

(24) Afholdes af TSO'en.

(25) En alternativ teknologi kan anvendes til beregningen, hvis en direkte sammenligning ikke er mulig eller realistisk.