CELEX ID: 52015DC0340

--- ENGLISH ---

Document:
EUROPEAN COMMISSION
Brussels, 15.7.2015
COM(2015) 340 final
COMMUNICATION FROM THE COMMISSION TO THE EUROPEAN PARLIAMENT, THE COUNCIL, THE EUROPEAN ECONOMIC AND SOCIAL COMMITTEE AND THE COMMITTEE OF THE REGIONS
Launching the public consultation process on a new energy market design
{SWD(2015) 142 final}
1.
A Vision for the transition of the electricity system
In its Political Guidelines, the Juncker Commission made the development of a resilient Energy Union with a forward-looking climate policy one of its strategic objectives.
This ambition was confirmed in the Commission Work Programme for 2015
1
and further detailed in the framework strategy Resilient Energy Union with a Forward-Looking Climate Change Policy
2
with the aim of setting the conditions for a reliable and affordable energy for all, to apply the efficiency first principle and to make the European Union the world leader in renewable energy. Achieving these goals will require a fundamental transformation of Europe's energy system including the redesign of the European electricity market, providing more predictability linking wholesale and retail as well as attracting further investments. This will contribute to delivering a new deal for Europe's energy consumers as spelled out in the adjacent Communication COM(2015) 339.
Europe's electricity system is in the middle of a period of profound change. Since the adoption of the Third Internal Energy Market Package
3
, electricity policy decisions have enabled competition and increasing cross-border flows of electricity. Wholesale markets are increasingly characterised by fair and open competition, and – though still insufficient – competition is also taking root at the retail level. With the introduction of so called "market coupling" and "flow-based" capacity allocation, electricity can more efficiently be traded across Europe. At the same time electricity generated from renewable sources has become one of the most important sources of electricity thanks to the Renewables Directive
4
and the efforts of Member States, heralding a transition towards a low-carbon energy system.
These are all elements of a future-oriented energy system, but Europe still faces considerable challenges before its energy landscape is fit for purpose. In order to manage these changes and benefit fully from them we must look again at how Europe's electricity system and markets are organised and regulated.
The existing market concept dates from an era in which large-scale, centralised power plants, largely fuelled by fossil fuels, had the key aim of supplying every home and business in a limited area – typically a Member State – with as much electricity as they wanted, and in which consumers – households, businesses and industry – were perceived as passive. Today, the move towards decentralised generation increases the number of involved players and changes the existing market roles. The electricity market needs to adapt to this new reality; it needs to fully integrate all market players – including flexible demand, energy service providers and renewables. One concrete example is the flexibility that enables industrial consumers to participate in the market and profit directly from increased competition. It needs an effective regulatory and governance framework which reduces the need for interventions such as capacity mechanisms.
A fully functioning European market should allow electricity to move freely to where it is most needed, wanted and valued, reap maximum benefits from cross-border competition and provide the right signals and incentives to drive the right investments. Further, it should ensure that electricity is only dispatched based on market signals. Today, this is not always the case. While market coupling where it is applied has resulted in an increasing correlation between wholesale prices, absolute price levels, even in adjacent markets differ significantly and price spreads are not shrinking. Further efforts are also needed to ensure that sufficient interconnection between the grids become a reality and to promote long-term stability for investments in the energy sector as a whole.
The 2030 targets agreed by the October 2014 European Council
5
– at least 40% reduction in domestic greenhouse gas emissions, at least 27% renewables share of energy consumption at EU level and at least 27% improvement in energy efficiency –  reflect a high level of ambition. This means that changes to the electricity system in favour of decarbonisation will have to continue and intensify. Reaching the European Union 2030 energy and climate objectives means the share of renewables is likely to reach up to 50% of electricity produced. Today m
arkets are not sufficiently flexible, both on the supply and on the demand-side to accommodate the increased share of renewable energy in the market. The new market design should ensure that energy markets can fully support this transition at minimum cost. This can be achieved by removing the remaining obstacles for renewable energy and ensuring the market provides the right signals for sufficient investment in the flexible capacity needed to accommodate increasing participation of variable renewables in the system. 
A necessary step to achieve a successful and least-cost integration of renewables is through well-functioning short-term electricity markets, running from the day ahead of the delivery of electricity right up to the moment of consumption, which give full access to flexible technologies.
The potential for energy efficiency is being considered in all decision-making related to the development of the Energy Union (which gives prominence to the energy efficiency first principle). Nonetheless, the demand for electricity is forecast to increase as consumers switch to electricity from other energy sources. Any review of the market design must therefore create conditions that are conducive to further reduce the EU's energy consumption while allowing for the cost-effective integration of new types of flexible demand into the market.
Moreover, new enabling technologies such as smart grids, smart metering, smart-home, self-generation and storage equipment are empowering citizens to take ownership of the energy transition, using these new technologies to reduce their bills and participate actively in the market. This needs to be promoted by the market.
The EU's market design should ensure that the energy needs of large and small consumers can be met by innovative companies and reliable intermediaries across Europe. They should take the opportunities offered by new technology and the focus on consumers to develop and deploy new products and services. This will help to ensure delivering a new deal for consumers that can link the different elements of the Energy Union Strategy: delivering jobs based on research and innovation and putting energy efficiency at the forefront of our policies.
Our aim is to integrate renewables fully into the electricity system by ensuring that markets are fit for renewables, promoting their participation in electricity markets on an equal footing with conventional generation.
This will mean developing a new framework which delivers market arrangements:

suitable for an interconnected EU-wide electricity market providing clear price signals for new investments and facilitating the further development of renewables;

to promote regional cooperation and coordination on energy policies;

to enable cooperation on development of renewables, including on support schemes;

to provide a truly European dimension to security of electricity supply.
This initiative is one of the key action points of the Energy Union strategy
6
. It is adopted alongside the Communication on Delivering a New deal for Energy Consumers, with the aim at putting these at the centre of the future energy system and as its first deliverable the revised directive on energy labelling.
2.
Delivering the new Electricity market for the European Union
2.1.
Making the market work
A fully functioning European wide electricity market is the best means to ensure that electricity can be delivered to consumers in the most cost-efficient way at any time.
2.1.1.
Establish cross-border short-term markets
Electricity is not worth the same at every point in time and at every place where it is produced and consumed. Prices should reflect this fact in order to provide correct and meaningful production and investment signals. This means inevitably that high prices may occur when generation is scarce, which would also have the potential to kick-start "demand response".
Short-term markets, notably intraday and balancing markets, must be at the core of an efficient electricity market design. They must be designed with the energy system of the future in mind – one with large-scale cross-border flows and high volumes of variable renewable production. In many Member States the market functioning could be significantly improved by introducing market coupling, improving cross-border flows, strengthening intra-day trading and demand response. Constraints on pricing should be removed, intraday lead times and trading intervals should be shortened and gate closure times should be brought closer to real time.
Secure operation of the grid has become more challenging with the rapid growth of variable renewables, and both the demand side and conventional generation plants must be able and incentivised to respond to this flexibility challenge. Integrating storage in the electricity market would further increase the necessary flexibility: electricity should be stored when there is a surplus and prices are low; it should be released when generation is scarce and prices are high, smoothing out variable power production.
To this end, most importantly, an EU-wide system for cross-border intraday trading needs to be set up – as has successfully been done already for day-ahead trading. To be more effective and efficient, balancing markets will have to cover larger areas than they do today. This will reduce the need for back-up generation and enable the European energy system to use the potential of renewable energies to the full. This should be complemented by common approaches to managing network congestion. A limited number of wider balancing regions should be defined in a European perspective by the needs of the network and not national borders. Similarly, wholesale electricity price zones should also reflect where there is transmission capacity and not simply the borders of Member States.
2.1.2.
Foster long-term markets to enable investment
From an investment perspective, long-term price signals are just as important as properly functioning short-term markets. Another important investment signal related to decarbonisation is the reformed European carbon market, with a functioning Market Stability Reserve and further measures as included in the ETS review proposal adopted alongside this communication.
We must ensure that these markets are truly open to all market actors. Conventional producers, flexible demand, energy storage technologies, renewables, new energy service providers and not just incumbents, need effective access to long-term markets that signal what investment makes economic sense and where they should be located.
In some markets, the large-scale shift towards capital-intensive electricity production from wind and sun with marginal costs close to zero has led to prolonged periods of low spot prices as well as reduced running hours of conventional generation. In such a situation, an essential condition for electricity markets sending the right price signals for investment in adequate capacity is to allow prices to reflect scarcity during demand peaks, and for investors to have confidence in this translating into long-term price signals.
Allowing wholesale prices to rise when demand peaks or generation is scarce does not necessarily mean that customers are exposed to higher or more volatile prices. Well-functioning longer-term markets will allow suppliers and producers to manage price swings on spot markets – where generators effectively can sell insurance to suppliers and consumers against the impact of price swings and also improve the long term investment signals. Market participants, including renewables producers, should be able to hedge against price volatilities and volume risks translating the uncertainties connected to price peaks into planned and secure revenue. This is why it is critical both to allow for price fluctuations in short-term markets and link them to long-term markets.
Long-term contracts between market participants can help mitigate the investment risk for the capital-intensive investments required in the electricity sector, facilitating access to capital in particular for low-carbon technologies at reasonable costs. It is therefore important to promote the availability of suitable long-term products and establish whether there are any obstacles to competitive long-term contracting. When entering into long-term contracts on power exchanges, parties to the contracts are often asked to provide guarantees. As providing such guarantees might be costly, mechanisms to reduce the related costs, while still limiting risks associated with counterparty default, should be assessed.
2.1.3.
Infrastructure for a functioning market
A well interconnected European energy grid is vital for Europe's energy security, for more competition in the internal market resulting in more competitive prices and for providing the right signals to drive investments towards the decarbonisation energy and climate policy targets to which the European Union has committed
7
.
Completing the infrastructure links still missing for a truly integrated internal market, and enabling the necessary investment for this to come forward, is therefore one of the key priorities in implementing the Energy Union strategy.
The projects of common interest (PCIs)
8
are the principal instrument to physically integrate the national electricity markets and to diversify their energy sources. Many of the proposed infrastructure links will play a key role in coping with the variability of renewables sources between countries like Norway and the United Kingdom, France and Spain, or Norway, the Netherlands and Germany. 
The European Fund for Strategic Investment, complementing the existing funding available from the Connecting Europe Facility, would also support energy projects, including energy infrastructure. In addition, the European Investment Advisory Hub will provide expertise and technical assistance to public and private promoters to design and structure financially good investment projects.
2.2.
Adapt market design to renewables and support schemes to markets
Delivering on the Energy Union's ambition of making the European Union the world leader in renewable energy will involve creating an environment in which renewables can attract the required investments. Low-cost financing for capital intensive renewables depends on having a stable investment framework that reduces regulatory burden and risk.
2.2.1.
A market fit for renewables
Investment decisions in renewables need to take into account the natural endowments of the geographical location, grid availability, public acceptance, consumption location and administrative as well as investment conditions, including taxes and levies. All are relevant factors as regards production costs. A functioning market with appropriately defined price zones would thus signal where and when electricity should be generated from renewable sources.
At the same time, successfully integrating renewables' electricity generation into the system requires flexible markets encompassing a broader range of players, both on the supply and demand side. The establishment of liquid and better integrated short-term markets will help increase flexibility and allow renewable energy producers to compete on an equal footing with conventional energy producers. Equally, markets to manage volume risk should be encouraged.
Likewise, both improving interconnections and enabling demand response will further contribute to the flexibility required to integrate renewable energy into the market. However, consumers are currently not sufficiently incentivised to adapt their consumption pattern to the changing supply situation. Furthermore, regulatory barriers and discriminatory rules in place prevent customers, or aggregators acting on their behalf, from using demand response (including storage management) and taking part in electricity markets on an equal footing with generators.
Making markets more flexible will enable producers of electricity from renewable energy sources to be fully involved in the market, including in balancing their portfolio. They should also be enabled to contribute to increasing the flexibility of the system themselves. Existing provisions excluding particular means of power generation from normal market rules have to be reviewed.
2.2.2.
Promoting renewables fit for the market
Reforming the market in this way is, together with a strengthened EU ETS, a fundamental step to create the conditions that will eventually allow investment in new renewable energy capacity to be driven by the market.
In the meantime, the production of electricity from renewable energy sources should be supported, if necessary, through market-based schemes that address market failures, ensure cost-effectiveness and avoid overcompensation and market distortion in line with the 
State aid
 guidelines
9
.
Support schemes for renewable energy are almost always national in scope. A more coordinated regional approach to renewable energy – including support schemes – could deliver considerable gains, among others by promoting cost-efficient development of renewable generation in optimal geographic locations. This would enlarge the market for renewable energies, facilitate their integration and promote their most efficient use. While Member States are becoming increasingly open to enhanced regional cooperation, practical difficulties remain. A concrete framework for cross-border participation in support schemes could address these practical difficulties.
2.3.
Linking wholesale and retail markets to deliver a new deal for consumers
The integration of the internal market should not stop on the wholesale level. To realise the full potential of the European internal energy market, the retail part of the electricity market has to offer consumers – households, businesses and industry – the possibility of active and beneficial participation in the European Union's energy transition. This has to be one of the goals of the new market design and requires a fundamental change in the role of the consumer on the electricity market.
Many obstacles to full participation of consumers in the energy market persist today. Lack of appropriate information on costs and consumption or transparency in offers leads to a lack of sufficient competition on many retails markets. At the same time, markets for residential energy services remain insufficiently developed.
Being an active energy consumer should not be complicated or time-consuming. The technologies now exist to enable consumers to become full participants in the energy transition. However, regulatory interventions such as price caps, price regulation, distortive taxation and other state interventions result in prices that do not provide signals and value for consumers to participate in the market. Thus the potential for optimal demand response remains untapped. Accordingly, neither households, businesses nor industry are currently sufficiently incentivised to participate in electricity markets.
Appropriate price signals are therefore crucial. This includes linking wholesale and retail markets more closely, notably by offering prices to end users which reflect variations in wholesale prices. Besides, network tariffs must be designed in a way that they do not discourage demand response while ensuring a fair contribution to network costs.
Moreover, other regulatory barriers and discriminatory rules in place prevent customers, or aggregators acting on their behalf, from taking up the demand response option (including storage management) and taking part in electricity markets on an equal footing with generators. The existence of regulated prices that shield the final consumer from market price signals is the most obvious among them. Besides, market rules are not always conducive to the participation of aggregators yet. It may be desirable to develop a common approach to market design for enabling demand response to compete on an equal footing with generators.
QUESTIONS
1)
Would prices which reflect actual scarcity (in terms of time and location) be an important ingredient to the future market design? Would this also include the need for prices to reflect scarcity of available transmission capacity?
2)
Which challenges and opportunities could arise from prices which reflect actual scarcity? How can the challenges be addressed? Could these prices make capacity mechanisms redundant?
3)
Progress in aligning the fragmented balancing markets remains slow; should the EU try to accelerate the process, if need be through legal measures?
4)
What can be done to provide for the smooth implementation of the agreed EU wide intraday platform?
5)
Are long-term contracts between generators and consumers required to provide investment certainty for new generation capacity? What barriers, if any, prevent such long-term hedging products from emerging? Is there any role for the public sector in enabling markets for long term contracts?
6)
To what extent do you think that the divergence of taxes and charges
10
levied on electricity in different Member States creates distortions in terms of directing investments efficiently or hamper the free flow of energy?
7)
What needs to be done to allow investment in renewables to be increasingly driven by market signals?
8)
Which obstacles, if any, would you see to fully integrating renewable energy generators into the market, including into the balancing and intraday markets, as well as regarding dispatch based on the merit order?
9)
Should there be a more coordinated approach across Member States for renewables support schemes? What are the main barriers to regional support schemes and how could these barriers be removed (e.g. through legislation)?
10)
Where do you see the main obstacles that should be tackled to kick-start demand- response (e.g. insufficient flexible prices, (regulatory) barriers for aggregators / customers, lack of access to smart home technologies, no obligation to offer the possibility for end customers to participate in the balancing market through a demand response scheme, etc.)?
3.
Stepping up regional cooperation in an integrated electricity system
The need for secure and cost-efficient development and management of the electricity system calls for increased coordination and cooperation between all actors in the internal energy market. In some cases, this will involve moving from national to regional or European-wide approaches.
3.1.
Regional coordination of national policymaking
A fully-functioning internal energy market requires that Member States coordinate and cooperate with their neighbours when developing their energy policies. Likewise, it needs to be assured that all regional initiatives evolve in a coherent way and lead to a fully-integrated energy market. When fragmented national systems exist, regional cooperation should become an essential part of effective governance for the Energy Union and a first step towards European Union-wide harmonisation where required.
Regional cooperation between Member States will also be key to achieving the agreed European Union-level targets more cost-effectively (e.g. making better use of cooperation mechanisms to meet the renewables target), furthering the integration of the internal energy market and strengthening energy security. Examples of political cooperation in energy matters such as within the Pentalateral Forum, in the North Seas Countries' Offshore Grid initiative (NSCOGI), the Baltic Energy Market Interconnection Plan (BEMIP):
http://ec.europa.eu/energy/en/topics/infrastructure/baltic-energy-market-interconnection-plan
, the new South-West Europe Interconnectivity Group:
https://ec.europa.eu/energy/en/news/high-level-group-energy-infrastructure-south-west-europe-created
or the Central and South Eastern Europe Gas Connectivity Group:
https://ec.europa.eu/energy/en/topics/infrastructure/central-and-south-eastern-europe-gas-connectivity
, in the field of gas are steps in the right direction. Regional cooperation should not be limited to EU Member States or stop at EU borders. The application of third package legislation by neighbouring countries such as the Energy Community Contracting Parties will ensure that benefits of the internal market span beyond the EU. Regional fora should also assess and address the intrinsic risks related to overdependence on third countries that choose not to apply EU internal market legislation. Strengthening regional cooperation offers unique opportunities to deliver faster and more cost-efficient progress towards an integrated market.
3.2.
Improving interconnections
Given the clear benefits of better interconnection, the Commission, as part of the Energy Union package, presented a detailed strategy how to bridge the gap to the 10% interconnection target
11
and intends to come forward in 2016 with a communication on how to fulfil the further reaching objective of an interconnection level of 15% as called for by the European Council.
Interconnection capacity between several countries is still fairly low and insufficient for the expected power flows. The projects of common interest introduced by the Regulation 
on guidelines for trans-European energy infrastructure
12
are fundamental to physically integrating the national electricity markets and to diversify their energy sources. For example, t
he Baltic States do not form part of the continental European synchronous area yet. 
It is also agreed policy that regional cooperation to enhance interconnectivity needs to be enhanced in particular in the Baltic region, the Iberian Peninsula, the Northern seas and Central and South Eastern Europe.
 Further links towards neighbouring regions such as the southern Mediterranean and Western Balkans should also be considered.
Managing the system and identifying where new interconnections are needed requires that transmission system operators can rely on the price formation on spot and wholesale markets. Currently, income from congestion charges – revenues stemming from transporting electricity from low-price areas to areas where prices are higher – is often substantial but rarely used for building or reinforcing interconnections. This should change and these funds could be put to effective use in building Europe's electricity system.
3.3.
Cooperation between System Operators
In such an integrated electricity grid, operational planning and decision-making has to be coherent at every point in time. Regional cooperation and regional decision-making are particularly crucial for secure system operation. The establishment of regional operational centres will help effectively plan and manage cross-border electricity flows in the transmission systems also in real time. Existing Regional Security Cooperation Initiatives (RSCIs) are important first steps into the direction of further regional coordination and integration of system operation – they should be gradually equipped with decision-making powers and could pave the way ultimately for pan-European coordination of system operation.
The European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E) currently plays an important role in coordinating Transmission System Operators (TSOs) and developing network codes. The need for increased coordination between transmission system operators may, in addition to the establishment of regional operational centres, require a stronger ENTSO-E. This would also necessitate changes to the governance structure of ENTSO-E and its contribution to the effective governance for the Energy Union.
Against the background of the increased integration of European transmission systems, it may also be necessary to revisit the revenue framework for transmission system operators (tariffs, congestion rents and inter-transmission system operator compensation) to ensure it provides the right incentives for all transmission system operators.
Grid expansion and optimal grid management is also needed at the distribution level as distribution grids are instrumental for integrating decentralised, locally produced renewable energies. New procedures will have to be introduced to incentivise Distribution System Operators (DSOs) to use local flexibility and respond to those new challenges in a cost effective manner. In this context the role of DSOs needs reconsidering. DSOs should be neutral market facilitators to enable the development of market-based services to consumers by third parties. This is especially true in cases where DSOs are bestowed with the responsibility of smart metering and data handling. Questions related to ownership of data and security of data against cyber-attacks must be resolved in a satisfactory manner independently whether this task is allocated to DSOs or other service providers.
It might also be necessary to reflect if distribution system operators are sufficiently involved in European regulatory bodies and in the effective governance of the Energy Union. Furthermore, network tariffs must be designed in a way to incentivise efficient grid utilisation and ensure a fair contribution to network costs, while they should not discourage demand response.
Enhancing the intelligence of the electricity grid, from the highest voltage levels down to the individual households can help in dealing with variable and decentralised electricity production in a more cost-effective manner and reduce or postpone the need for new lines, interconnectors or capacity mechanisms. Closer cooperation between DSOs and TSOs on issues around network planning and operations is therefore paramount and should be pursued further.
3.4.
Adapting the regulatory framework to integrated markets
Integrated electricity grid operation and trading rules require an aligned regulatory oversight. An enhanced role for the Agency for the Cooperation for Energy Regulators (ACER) to oversee the effective functioning of the integrated markets and cross border infrastructure is the natural consequence of market integration.
ACER currently acts primarily through recommendations and opinions and has very limited decision-making rights. In line with the increased cooperation of system operators, the powers and independence of ACER may need to be reinforced so that it is able to carry out regulatory functions at European level where needed. ACER could then arbitrate in regional and EU level disputes.
The reinforcement of the powers of ACER could include giving the agency the power to adopt directly applicable and binding decisions on EU-level initiatives and cross-border issues and the introduction of enforcement powers to ensure compliance with such decisions.
The review of the roles of ENTSO-E and ACER provides an opportunity to assess the process for developing detailed regulatory rules on the operation of the market and networks (network codes and guidelines). These are developed with the strong involvement of both ENTSO-E and ACER.
Strengthening the regulatory framework may also require integrating entities which currently are not subject to regulatory oversight, such as power exchanges which play a crucial role in coupled European electricity markets and perform also functions which have characteristics of a natural monopoly. Likewise the increasing link between retail and wholesale markets will have to be reflected in the regulatory framework.
QUESTIONS
11)
While electricity markets are coupled within the EU and linked to its neighbours, system operation is still carried out by national Transmission System Operators (TSOs). Regional Security Coordination Initiatives ("RSCIs") such as CORESO or TSC have a purely advisory role today. Should the RSCIs be gradually strengthened also including decision making responsibilities when necessary? Is the current national responsibility for system security an obstacle to cross-border cooperation? Would a regional responsibility for system security be better suited to the realities of the integrated market?
12)
Fragmented national regulatory oversight seems to be inefficient for harmonised parts of the electricity system (e.g. market coupling). Would you see benefits in strengthening ACER's role?
13)
Would you see benefits in strengthening the role of the ENTSOs? How could this best be achieved? What regulatory oversight is needed?
14)
What should be the future role and governance rules for distribution system operators? How should access to metering data be adapted (data handling and ensuring data privacy etc.) in light of market and technological developments? Are additional provisions on management of and access by the relevant parties (end-customers, distribution system operators, transmission system operators, suppliers, third party service providers and regulators) to the metering data required?
15)
Shall there be a European approach to distribution tariffs? If yes, what aspects should be covered; for example tariff structure and/or, tariff components (fixed, capacity vs. energy, timely or locational differentiation) and treatment of self-generation?
16)
As power exchanges are an integral part of market coupling – should governance rules for power exchanges be considered?
4.
A European dimension to security of supply
Closer integration of markets across national borders and the development of short- and long-term markets with effective price formation – notably reflecting the need for new capacity – should deliver the right investment signals to allow new generation sources to come onto the market and, where overcapacity exists, signals for decommissioning.
The Commission notes that in many Member States the market functioning and security of supply could be significantly improved for example by introducing market coupling, improving cross-border flows, strengthening intra-day trading and the demand side as well as removing price caps to wholesale markets. All of this would improve price formation and enable peak prices that should translate into better investment signals whilst overall facilitating increased renewables penetration.
Nonetheless, today a number of Member States anticipate inadequate generation capacity in future years. To tackle this, they have introduced or plan to introduce capacity mechanisms which involve making separate payments for available capacity rather than paying for electricity delivered.
While capacity mechanisms might be warranted under certain circumstances, they may be costly and distort the market. Furthermore, they may contradict the objective of phasing out environmentally harmful subsidies including for fossil fuels
13
.
 Capacity mechanisms should only address real market failure and not support uneconomic or unsustainable generation
14
.
The Commission recently launched a sector inquiry into capacity mechanisms
15
– the first under the 
European Union state aid rules. This will examine in particular whether they distort competition or trade in the internal electricity market.
4.1.
Alignment of methods to determine system adequacy
In the Communication 
Delivering the internal electricity market and making the most of public intervention
16
the Commission addressed the need for public authorities to regularly undertake an objective, facts-based assessment of the generation adequacy situation; while t
he electricity security of supply Directive
17
requires public authorities to regularly assess the 
adequate level of generation 
in their Member State.
The determination of generation adequacy is currently carried out very differently in EU Member States. In November 2013, the Electricity Coordination Group called for a harmonised European methodology for assessing generation adequacy and ENTSO-E ran a public consultation on its methodology for generation adequacy assessment in 2014. In parallel, the Pentalateral Forum is committed to developing a regional level adequacy assessment.
A more standardised assessment in the EU would have to properly take into account the contribution of interconnections, generation across borders, variable renewables production, demand response and storage possibilities as well as the relevant European policy contexts, such as the expected evolution of the carbon market and energy efficiency policies ("system adequacy assessment"). The decision whether there is a need for a capacity mechanism should be based on such a standardised assessment.
4.2.
Reliability standards
System reliability in interconnected markets is interdependent. Even if Member States may have legitimate reason to establish different system adequacy standards to take account of national circumstances, the impact on the internal market needs to be taken into account. 
If Member States fail to act to ensure system adequacy this would increase supply security risks for the wider system. This particular risk is even greater where Member States have implemented below-cost regulated prices which in the long run mean insufficient revenues to cover necessary investments. Alternatively, there may be a tendency to err on the side of caution and "over-insure" against the risk of a supply disruption. This could result in high costs and undermine the ability of the internal market to guide investments
18
.
If all Member States set clear system adequacy standards this would give greater clarity to all stakeholders. Working together with Member States, the Commission could establish a range of acceptable standards for expected 
involuntary
 disconnections of consumers which take account of the costs to the economy and society of unforeseen supply interruptions.
4.3.
A framework to opening capacity
 mechanisms across borders
European security of supply monitoring and clear system adequacy standards should be the basis to identify whether a capacity mechanism is needed. Existing Commission action, in particular State aid guidelines
19
, require all Member States to respect a number of important principles when opting for capacity mechanisms. Notably such mechanisms should not discriminate between technologies (including demand response or storage) or between new and existing capacity providers, but should pay only for availability (per MW) and allow for cross-border participation. In the absence of common arrangements, organising effective cross-border participation can be challenging.
A way forward could be to develop EU-level rules on cross-border participation where capacity mechanisms are implemented. This would involve setting clear roles and responsibilities for the parties (in particular for generators, demand response providers and consumers and transmission system operators) and a framework to calculate and allocate cross-border capacity in such mechanisms.
However, if capacity mechanisms are very different in design, capacity providers across borders might face a number of different requirements when participating in different schemes. This increases transaction costs and might reduce overall efficiency. It might therefore be sensible to lay out a reference model for a capacity mechanism (or a limited number of mechanisms) for use on a regional basis, thus facilitating cross-border participation and minimising distortions to the market.
The results of the Commission’s recently launched sector inquiry
20
will provide useful material to establish future rules in this area. A draft report on the sector inquiry will be published for public consultation at the end of the year.
Questions
17)
Is there a need for a harmonised methodology to assess power system adequacy?
18)
What would be the appropriate geographic scope of a harmonised adequacy methodology and assessment (e.g. EU-wide, regional or national as well as neighbouring countries)?
19)
Would an alignment of the currently different system adequacy standards across the EU be useful to build an efficient single market?
20)
Would there be a benefit in a common European framework for cross-border participation in capacity mechanisms? If yes, what should be the elements of such a framework? Would there be benefit in providing reference models for capacity mechanisms? If so, what should they look like?
21)
Should the decision to introduce capacity mechanisms be based on a harmonised methodology to assess power system adequacy?
5.
Next steps
This consultative Communication on electricity market design will launch the public consultation on the elements of the new market design for the preparation of any future legislative and non-legislative proposals. The aim of this consultative Communication is to give the opportunity to all stakeholders to provide feedback on the vision presented and the identified steps required to deliver that vision. It will be complemented by more detailed and comprehensive questions regarding certain aspects, notably regarding security of electricity supply.
At the same time, the Communication on Delivering a New Deal for Energy Consumers adopted alongside this consultative communication on market design presents a detailed vision of how the new role of the energy consumer might look like and outlines the necessary steps. 
Consumer empowerment – households, businesses and industry – smart homes and networks and data management and security
 are the three pillars to achieve such a vision. The actions outlined in the communication on consumers build on 
extensive consultations with citizens, consumers and stakeholders, including a public consultation conducted in the first half of 2014 and discussions in Commission-led expert groups
21
.
The possible legislative follow-up to the Communications presented today could include amendments to the following pieces of legislation, depending on the outcome of the future work:

Electricity Directive,

Electricity Regulation,

ACER Regulation,

Infrastructure Regulation,

Electricity Security of Supply Directive,

Energy Efficiency Directive,

Renewables Directive.
Furthermore, the work will impact the shape of a number of network codes, in particular the codes on Balancing and Emergency and Restoration. The future proposals and their impact assessments will take into account the economic implications and the inputs received through the consultation process.
All the questions in this Communication, as well as the separate questionnaire on electricity security of supply are available on the Commission website. Responses should only be provided in accordance with the instructions there
22
and by 8 October 2015 at the latest. The Commission intends to publish a findings document summarising the main outcomes of this consultation. It
 will 
preserve the confidentiality of
 the responses it receives, provided confidentiality claims have been made and these are based on reasonable grounds.
(1)
COM(2014) 910 final of 16.12.2014.
(2)
.
COM(2015)80 final of 25.02.2015.
(3)
Notably the Third Energy Package consisting of Directive 2009/72 of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 concerning common rules for the internal market in electricity and repealing Directive 2003/54/EC, 
OJ L 211, 14.8.2009, p. 55–93;
 Regulation (EC) No 714/2009 of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 on conditions for access to the network for cross-border exchanges in electricity repealing Regulation (EC) No 1228/2003. 
OJ L 211, 14.8.2009, p. 15–35;
 Regulation (EC) No 713/2009 of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 establishing an Agency for the Cooperation of Energy Regulators. 
OJ L 211, 14.8.2009, p. 1–14 
as well as
 
Directive 2009/28/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on the promotion of the use of energy from renewable sources and amending and subsequently repealing Directives 2001/77/EC and 2003/30/EC. 
OJ L 140, 5.6.2009, p. 16–62.
(4)
Directive 2009/28/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on the promotion of the use of energy from renewable sources and amending and subsequently repealing Directives 2001/77/EC and 2003/30/EC. 
OJ L 140, 5.6.2009, p. 16–62.
(5)
EUCO 169/14.
(6)
A Framework Strategy for a Resilient Energy Union with a Forward-Looking Climate Change Policy COM(2015)80 final of 25.02.2015.
(7)
COM(2015)82 final of 25.02.2015 - Communication from the Commission to the European Parliament and to the Council - Achieving the 10% electricity interconnection target - Making Europe's electricity grid fit for 2020.
(8)
Regulation (EU) No 347/2013 of the European Parliament and of the Council of 17 April 2013 on guidelines for trans-European energy infrastructure and repealing Decision No 1364/2006/EC and amending Regulations (EC) No 713/2009, (EC) No 714/2009 and (EC) No 715/2009
(9)
Communication from the Commission — Guidelines on State aid for environmental protection and energy 2014-2020 
OJ C 200, 28.6.2014, p. 1–55
(10)
These may be part of general taxation (VAT, excise duties) or specific levies to support targeted energy and/or climate policies.
(11)
COM(2015)82 final of 25.02.2015 - Communication from the Commission to the European Parliament and to the Council. Achieving the 10% electricity interconnection target - Making Europe's electricity grid fit for 2020.
(12)
Regulation (EU) No 347/2013 of the European Parliament and of the Council of 17 April 2013 on guidelines for trans-European energy infrastructure and repealing Decision No 1364/2006/EC and amending Regulations (EC) No 713/2009, (EC) No 714/2009 and (EC) No 715/2009.
(13)
See Point 220 of the 
Communication from the Commission — Guidelines on State aid for environmental protection and energy 2014-2020
(14)
C(2013)7243 - Communication from the Commission to the European Parliament and to the Council Delivering the internal electricity market and making the most of public intervention and 
SWD(2013) 438 final
– Staff Working Document - Generation Adequacy in the internal electricity market - guidance on public interventions
(15)
http://europa.eu/rapid/press-release_IP-15-4891_en.htm
-
http://ec.europa.eu/competition/sectors/energy/state_aid_to_secure_electricity_supply_en.html
(16)
C(2013)7243
(17)
Directive 2005/89/EC of the European Parliament and of the Council of 18 January 2006 concerning measures to safeguard security of electricity supply and infrastructure investment, 
OJ 33, 4.2.2006, p.22-27
(18)
Comparing the adequacy standards applicable in neighbouring systems, the Electricity Coordination Group found a lack of clarity regarding responsibility for setting these standards for system adequacy and security of supply with many Member States having no formal standard.
(19)
Communication from the Commission — Guidelines on State aid for environmental protection and energy 2014-2020 
OJ C 200, 28.6.2014, p. 1–55
(20)
http://europa.eu/rapid/press-release_IP-15-4891_en.htm.
(21)
ENER 
Smart Grids Task Force, Vulnerable Consumers Working Group under the Citizens' Energy Forum.
(22)
https://ec.europa.eu/energy/en/consultations

Summary:
Redesigning the EU’s energy market
SUMMARY OF:
The EU’s new energy market design — COM(2015) 340 final
WHAT DOES THIS COMMUNICATION DO?
The EU wants to provide reliable and affordable energy for its people and attain its 
2030 targets
. To achieve this, it envisages a transformation of its energy market, including redesigning its electricity market to attract further investment.
This 
European Commission
 communication therefore launches a public consultation on the benefits of a new electricity market design in terms of new technology and increased investment.
It emphasises that cross-border, short-term (including intraday) markets are central to an efficient electricity market. These need to be designed with a view to the future energy system, i.e. one that would combine large-scale, cross-border electricity flows and high volumes of variable renewable
1
 production. They would respond to the rapid growth of variable renewables and the need for the secure and stable functioning of the electricity grid.
KEY POINTS
Infrastructure
A properly interconnected EU energy grid is a key priority for energy security, for more competition and for providing the right signals for investment.
The principal methods for integrating national electricity markets and diversifying energy sources are 
projects of common interest
 (PCIs).
Adaptingmarket design for investment in renewables
A market with appropriate prices would provide signals for when and where renewable electricity could be generated.
Flexible and better-integrated short-term markets would help renewable energy producers to compete on equal terms with conventional energy producers, further integrating renewables into the electricity system.
Renewable energy production can be supported through regional market-based schemes, which address market failures, ensure cost effectiveness and avoid distortions and overcompensation in line with 
State aid guidelines
.
Increasing regional cooperation
Regional coordination of national policies is a key factor in the EU meeting its 2030 targets to integrate its internal energy market and strengthen energy security.
More interconnections are needed as the existing system cannot deal with possible new power flows.
Enhanced regional cooperation between system operators is vital; specifically the roles played by regional security cooperation initiatives (RSCIs) and the 
European Network of Transmission System Operators
.
Grid expansion at distribution level is needed for the integration of local renewable energies.
An enhanced role for the 
Agency for the Cooperation of Energy Regulators
 (ACER) is required for market oversight and to adopt binding decisions on EU initiatives and cross-border issues.
Security of supply
To determine whether its energy systems are adequate, the EU calls for an assessment of the role played by each of the following:
interconnections between different EU countries’ grids;
generation of electricity across borders;
variable renewable production;
demand response (i.e. incentives to reduce use during periods of peak demand);
storage possibilities.
This assessment could help decide whether a 
capacity mechanism
 is needed. This would involve making separate payments for available capacity rather than paying for electricity delivered. These payments for available capacity are designed to reward capacity providers for maintaining existing capacity or investing in new capacity. However, the Commission warns that such mechanisms may be costly and distort markets.
EU-level rules could be developed on different EU countries’ participation in capacity mechanisms. The Commission advises that a reference model for a capacity mechanism for use on a regional basis be drawn up. This would facilitate cross-border participation and minimise market distortions.
BACKGROUND
Energy: new market design to pave the way for a new deal for consumers — factsheet
KEY TERMS
Variable renewables
: renewable energies (such as wind and solar) are derived from nature. This means that their production levels can fluctuate.
ACT
Communication from the Commission to the European Parliament, the Council, the European Economic and Social Committee and the Committee of the Regions: Launching the public consultation process on a new energy market design (
COM(2015) 340 final
, 
15.7.2015
)
last update 
23.10.2015

--- DANISH ---

Document:
EUROPA-KOMMISSIONEN
Bruxelles, den 15.7.2015
COM(2015) 340 final
MEDDELELSE FRA KOMMISSIONEN TIL EUROPA-PARLAMENTET, RÅDET, DET EUROPÆISKE ØKONOMISKE OG SOCIALE UDVALG OG REGIONSUDVALGET
Lancering af den offentlige høring om en ny udformning af energimarkedet
{SWD(2015) 142 final}
1.
En vision for omlægningen af elektricitetssystemet
Juncker-Kommissionen har i sine politiske retningslinjer gjort udviklingen af en modstandsdygtig energiunion med en fremadskuende klimapolitik til et af sine strategiske mål.
Dette mål blev bekræftet i Kommissionens arbejdsprogram for 2015
1
og nærmere beskrevet i rammestrategien En modstandsdygtig
 energiunion med en fremadskuende politik for klimaforandringer
2
med det formål at fastlægge betingelserne for pålidelig energi til rimelige priser for alle, at føre princippet om "energieffektivitet først" ud i livet og at gøre EU til førende i verden ind
en for vedvarende energi. Opfyldelsen af disse mål vil kræve en grundlæggende omlægning af energisystemet i EU, hvilket kan opnås ved bl.a. at ændre det europæiske elmarked på en måde, der både sikrer større forudsigelighed ved at kæde engros- og detailled
det sammen og tiltrækker yderligere investeringer. Denne udvikling vil bidrage til, at EU’s energiforbrugere opnår nye muligheder, som beskrevet i den tilhørende meddelelse COM(2015) 339.
Europas elektricitetssystem har i et stykke tid været under gennem
gribende forandring. Efter vedtagelsen af den tredje pakke vedrørende det indre marked for energi
3
har politiske beslutninger om elektricitetssystemet gjort det muligt at konkurrere på elområdet og forøge elektricitetsstrømmene på tværs af grænserne. Engro
smarkederne er i stigende grad præget af fair og åben konkurrence, og konkurrencen er også ved at vinde frem i detailleddet, dog endnu ikke i tilstrækkelig grad. Med indførelsen af den såkaldte "markedskobling" og den "flowbaserede" kapacitetstildeling kan
 elektricitet handles mere effektivt overalt i Europa. Samtidig er elektricitet fra vedvarende energikilder blevet en af de vigtigste kilder til elektricitet takket være direktivet om fremme af vedvarende energi
4
og medlemsstaternes indsats, som markerer o
vergangen til et kulstoffattigt energisystem.
Disse elementer indgår alle i et fremtidsorienteret energisystem, men Europa står stadig over for betydelige udfordringer, som skal klares, for at energiforsyningen kan blive velfungerende. For at styre disse ændringer og drage fuld nytte af dem må vi igen se på, hvordan elsystemet og elmarkederne i Europa er organiseret og reguleret.
Udformningen af det eksisterende marked stammer fra en tid, hvor store, centraliserede elværker, som primært anvendte fossile brændstoffer, havde til hovedformål at levere al den el, som husstandene og virksomhederne i et begrænset område – typisk en medlemsstat – ønskede, og hvor forbrugerne, dvs. husholdningerne og industrien, blev opfattet som passive. I dag betyder udviklingen hen imod en decentraliseret elproduktion, at antallet af involverede aktører stiger, og at rollerne på markedet ændrer sig. Elmarkedet er nødt til at tilpasse sig denne nye virkelighed. Der er behov for fuldt ud at integrere alle faktorer og aktører, herunder fleksibel efterspørgsel, leverandører af energitjenester og vedvarende energi. Et konkret eksempel på dette er den fleksibilitet, der gør det muligt for de industrielle forbrugere at deltage på markedet og få direkte gavn af den øgede konkurrence. Fleksibiliteten forudsætter en effektiv regulerings- og styringsramme, der mindsker behovet for indgreb såsom kapacitetsmekanismer.
Et fuldt fungerende europæisk marked skal gøre det muligt frit at lede elektriciteten derhen, hvor der er størst behov og efterspørgsel, og desuden at få det størst mulige udbytte af konkurrencen på tværs af grænserne samt at sende de rette signaler og give de rette incitamenter til at foretage de rette investeringer. Desuden skal det sikre, at elproduktionen fordeles alene ud fra markedets signaler. Det sker ikke altid i dag. Mens markedskoblingen, hvor den anvendes, har resulteret i en øget sammenhæng mellem engrospriserne, varierer de absolutte priser betydeligt, selv på tilstødende markeder, og prisspredningen mindskes ikke. Der er også behov for en yderligere indsats for at sikre, at en tilstrækkelig sammenkobling mellem elnettene bliver gennemført, og for at fremme langsigtet investeringsstabilitet i energisektoren som helhed.
De 2030-mål, der blev aftalt på Det Europæiske Råd
s møde i oktober 2014
5
– mindst 40 % reduktion af drivhusgasemissionerne, mindst 27 % vedvarende energi i EU’s energiforbrug og mindst 27 % forbedring af energieffektiviteten – afspejler et højt ambitionsniveau. Det betyder, at ændringerne af elsystemet i 
retning af dekarbonisering skal fortsættes og intensiveres. Opnåelsen af EU's 2030-mål på energi- og klimaområdet betyder, at andelen af vedvarende energi sandsynligvis vil nå op på 50 % af elproduktionen. I dag er markederne ikke tilstrækkeligt fleksible,
 hverken på udbuds- eller på efterspørgselssiden, til at kunne rumme den voksende andel af vedvarende energi, der udbydes. Den nye markedsstruktur bør kunne sikre, at energimarkederne fuldt ud kan understøtte denne overgang med de mindst mulige omkostninge
r. Dette kan opnås ved at fjerne de sidste hindringer for brugen af vedvarende energi og sikre, at markedet sender de rette signaler til fremme af tilstrækkelige investeringer i den fleksible kapacitet, der er nødvendig for at imødekomme den voksende andel
 af variable vedvarende energikilder i elsystemet. Et nødvendigt skridt for at opnå en vellykket og omkostningseffektiv integration af vedvarende energi er sikringen af velfungerende kortfristede elmarkeder, som er baseret på handel med el, der løber fra d
agen før leveringen af elektriciteten indtil tidspunktet for forbrug, og som giver fuld adgang til fleksible teknologier.
Overvejelser om energieffektivitetspotentialet indgår i alle beslutninger om udviklingen af energiunionen (som bygger på princippet om "energieffektivitet først"). Ikke desto mindre forventes efterspørgslen efter elektricitet at stige, efterhånden som forbrugerne skifter over til el fra andre energikilder. Enhver omlægning af markedsstrukturen skal derfor skabe vilkår, der fremmer en yderligere reduktion af EU’s energiforbrug, samtidig med at der gives mulighed for en omkostningseffektiv integration af nye former for fleksibel efterspørgsel på markedet.
Dertil kommer, at nye teknologier såsom intelligente net, intelligente målesystemer, intelligente bygninger, egenproduktion af el og lagringsudstyr sætter borgerne i stand til at tage medansvar for energiomstillingen, fordi de bruger disse nye teknologier til at nedbringe elregningen og agere aktivt på markedet. Markedet skal fremme denne udvikling.
EU’s markedsstruktur skal sikre, at små og store forbrugeres energibehov kan dækkes af innovative virksomheder og pålidelige formidlere i hele Europa. De bør udnytte de muligheder, som opstår via den nye teknologi og den øgede forbrugerorientering, til at udvikle og udbrede nye produkter og tjenesteydelser. Dette vil bidrage til at sikre, at forbrugerne drager fordel af de nye muligheder, som kan sammenkæde de forskellige elementer af strategien for energiunionen: jobskabelse baseret på forskning og innovation og et skarpt fokus på energieffektivitet i vores politikker.
Vores mål er fuldt ud at integrere vedvarende energi i elsystemet ved at sikre, at elmarkederne er indrettet på vedvarende energi, så den her kan indgå på lige fod med den konventionelle elproduktion.
Dette forudsætter, at der bliver udviklet nye rammer, der resulterer i markedsordninger, som:

passer til et sammenhængende elmarked på tværs af hele EU, der klart angiver prisniveauet til brug for nye investeringer og letter den fremtidige udvikling af vedvarende energi

fremmer samarbejdet om og koordineringen af energipolitikker på regionalt plan

muliggør et samarbejde om udvikling af vedvarende energi, herunder om støtteordninger

giver elforsyningssikkerheden en ægte europæisk dimension.
Dette initiativ er et af de vigtigste indsatsområder i strategien for energiunionen
6
. Det vedtages parallelt med meddelelsen om indførelsen af nye muligheder for energiforbrugerne med det formål at sætte forbrugerne i centrum i det fremtidige en
ergisystem – det første konkrete produkt er det reviderede direktiv om energimærkning.
2.
Det nye elmarked i EU
2.1.
Sådan kommer markedet til at fungere
Et velfungerende europæisk elmarked er det, der bedst sikrer, at forbrugerne til enhver tid kan få leveret elektricitet på den mest omkostningseffektive måde.
2.1.1.
Etablering af kortfristede markeder på tværs af grænserne
Elektricitet har ikke samme værdi hvor som helst og når som helst, den produceres og forbruges. Elpriserne bør afspejle dette forhold, hvis de skal give korrekte og meningsfulde signaler til brug for produktion og investeringer. Dette vil uundgåeligt føre til, at priserne kan være høje, når produktionen er lav, og det kan igen kickstarte en såkaldt efterspørgselsreaktion.
De kortfristede markeder, navnlig intraday- og balancemarkederne, skal udgøre kernen i en effektiv elmarkedsstruktur. De skal designes med fokus på fremtidens energisystem, som bliver præget af omfattende elektricitetsstrømme på tværs af grænserne og storproduktion af variabel vedvarende energi. I mange medlemsstater kunne markedet komme til at fungere langt bedre, hvis man indførte markedskobling, forbedrede strømmene på tværs af grænserne og styrkede intraday-handelen og efterspørgselsreaktionen. Restriktionerne for prissætningen bør fjernes, gennemførelsestiderne på intraday-markederne og handelsperioderne bør forkortes, og lukketiderne bør ligge tættere på realtid.
Det er blevet sværere at gennemføre en sikker drift af elnettet på grund af den hurtige vækst i variable vedvarende energikilder, og både efterspørgselssiden og de konventionelle produktionsanlæg skal være i stand til og tilskyndes til at være fleksible. Det ville desuden øge denne nødvendige fleksibilitet, hvis det lykkedes at integrere oplagring i elektricitetsmarkedet. Elektriciteten skal lagres, når der er overskudsproduktion, og priserne er lave, og den skal frigives, når produktionen er lav og priserne høje, så den variable elproduktion udlignes.
For at opnå dette skal der først og fremmest indføres et EU-dækkende system for intraday-handel på tværs af grænserne, ligesom det allerede er lykkedes med day-ahead-handelen. For at blive mere effektive skal balancemarkederne dække større områder, end de gør i dag. Dette vil reducere behovet for backupproduktion og sætte det europæiske energisystem i stand til fuldt ud at udnytte potentialet i de vedvarende energikilder. Disse tiltag skal suppleres med fælles metoder til håndtering af overbelastning af nettet. Et begrænset antal større balanceregioner skal fastlægges ud fra et europæisk perspektiv – baseret på nettets behov og ikke på nationale grænser. På samme måde skal elengrospriszonerne også afspejle, hvor der er transmissionskapacitet, og ikke blot hvor medlemsstaternes grænser går.
2.1.2.
Opprioritering af langsigtede markeder for at fremme investeringer
Ud fra et investeringssynspunkt er langsigtede prissignaler lige så vigtige som effektive kortfristede markeder. Et andet vigtigt investeringssignal med hensyn til CO
2
-reduktion er det ændrede Europæiske kvotemarked, som omfatter en velfungerende markedsstabilitetsreserve og yderligere initiativer, der indgår i forslaget til revision af ETS, som blev vedtaget parallelt med nærværende meddelelse.
Desuden skal vi sikre, at disse markeder er helt åbne for alle markedsaktører. Konventionelle producenter, fleksibel efterspørgsel, energilagringsteknologier, vedvarende energi, nye energitjenesteleverandører (og ikke kun etablerede virksomheder) – alle disse elementer og aktører skal have effektiv adgang til de langsigtede markeder, som angiver, hvilke typer investeringer der giver økonomisk mening, og hvor de skal foretages.
På nogle markeder har den store ændring i retning af kapitalintensiv elproduktion baseret på vind- og solenergi med marginalomkostninger tæt på nul ført til længere perioder med lave spotpriser og nedsat driftstid for den konventionelle elproduktion. I en sådan situation er det en væsentlig betingelse for, at elmarkederne kan sende de rigtige prissignaler til brug for investeringer i tilstrækkelig kapacitet, at det sikres, at priserne afspejler knaphed i spidsbelastningsperioderne, og at investorerne har tillid til, at dette giver sig udslag i langsigtede prissignaler.
Det at tillade, at engrospriserne stiger, når efterspørgslen topper, eller produktionen er lav, betyder ikke nødvendigvis, at kunderne oplever højere og mere ustabile priser. Velfungerende langsigtede markeder vil gøre det muligt for leverandører og producenter at styre prisudsvingene på spotmarkederne, hvor producenterne faktisk kan sælge leverandørerne og forbrugerne forsikringer mod konsekvensen af prisudsvingene og desuden forbedre de langsigtede investeringssignaler. Markedsdeltagerne, herunder producenterne af vedvarende energi, bør kunne sikre sig mod prisudsving og volumenrisici ved at omsætte den usikkerhed, der er knyttet til høje priser, til planlagte og sikre indtægter. Derfor er det afgørende både at tage højde for prisudsving i de kortfristede markeder og knytte dem til de langsigtede markeder.
Langfristede kontrakter indgået mellem markedsdeltagere kan bidrage til at mindske investeringsrisikoen i forbindelse med kapitalintensive investeringer i elsektoren og derved lette adgangen til kapital, navnlig til lavemissionsteknologier, til en rimelig pris. Det er derfor vigtigt at fremme tilgængeligheden af passende langfristede produkter og fastslå, om der er nogen hindringer for konkurrencedygtige langsigtede kontrakter. Når der indgås langtidskontrakter på elbørserne, bliver kontrahenterne ofte bedt om at stille garantier. Da dette kan være bekosteligt, bør det overvejes at indføre mekanismer, der reducerer de dermed forbundne omkostninger og samtidig begrænser risikoen i tilfælde af modpartens konkurs.
2.1.3.
Infrastruktur til et velfungerende marked
Et godt sa
mmenkoblet europæisk energinet er afgørende for Europas energiforsyningssikkerhed, for den øgede konkurrence på det indre marked og deraf følgende mere konkurrencedygtige priser og for sikring af, at de rette signaler sendes, så investeringerne kanaliseres
 i retning af CO
2
-reduktion og fremmer de energi- og klimapolitiske mål, som EU har forpligtet sig til at nå
7
.
Derfor er det en af de vigtigste prioriteter i forbindelse med gennemførelsen af strategien for energiunionen at færdiggøre de infrastrukturforbindelser, som stadig mangler for at opnå et fuldt integreret indre marked, og muliggøre de investeringer, der er en forudsætning for at fremskynde denne udvikling.
Projekter af fælles interesse
8
er det vigtigste redskab til fysisk at integrere de nationale elektricitetsmarkeder og diversificere deres energikilder. Mange af de foreslåede infrastrukturforbindelser kommer til at spille en central rolle i forbindelse med håndteringen af de forskellig
artede vedvarende energikilder i samspillet mellem lande som f.eks. Norge og Det Forenede Kongerige, Frankrig og Spanien eller Norge, Nederlandene og Tyskland. Den Europæiske Fond for Strategiske Investeringer som supplerer de eksisterende midler fra Conne
cting Europe-faciliteten, støtter ligeledes energiprojekter, herunder energiinfrastrukturer. Desuden yder 
Det 
Europæiske Centrum for Investeringsrådgivning ekspertise og teknisk bistand til offentlige og private initiativtagere med hensyn til udarbejdelse 
og strukturering af finansielt gode investeringsprojekter.
2.2.
Sådan tilpasses markedsstrukturen til vedvarende energi og støtteordningerne til markederne
Virkeliggørelsen af energiunionens ambition om at gøre EU til den førende i verden inden for vedvarende energi indebærer, at der skal skabes et miljø, hvor den vedvarende energi kan tiltrække de nødvendige investeringer. Billig finansiering til kapitalkrævende produktion af vedvarende energi afhænger af en stabil investeringsramme, som nedbringer den reguleringsmæssige byrde og usikkerhed.
2.2.1.
Et marked, der er egnet til vedvarende energi
Når der skal tages beslutning om investeringer i vedvarende energi, er det nødvendigt at tage hensyn til både naturforholdene i det pågældende område, den ledige netkapacitet, borgernes accept, forbrugsstedets placering og de administrative såvel som de investeringsmæssige vilkår, herunder skatter og afgifter. Alle disse faktorer har betydning for produktionsomkostningerne. Et velfungerende marked med veldefinerede priszoner vil vise, hvor og hvornår el bør produceres fra vedvarende energikilder.
Samtidig forudsætter en vellykket integration i systemet af elproduktion fra vedvarende energi, at der findes fleksible markeder med et bredere udvalg af aktører, både på udbuds- og efterspørgselssiden. Etableringen af likvide og bedre integrerede kortfristede markeder vil bidrage til at øge fleksibiliteten og gøre det muligt for producenter af vedvarende energi at konkurrere på lige fod med producenter af konventionel energi. Derudover bør markeder for forvaltning af volumenrisikoen fremmes.
Ligeledes vil både forbedret sammenkobling og mulighed for reaktion på efterspørgselssiden yderligere bidrage til den fleksibilitet, der er nødvendig for at integrere vedvarende energi på markedet. Forbrugerne har imidlertid i dag ikke tilstrækkeligt incitament til at tilpasse deres forbrugsmønstre til den omskiftelige forsyningssituation. Dertil kommer, at lovgivningsmæssige barrierer og diskriminerende regler forhindrer kunder, eller forsyningsvirksomheder, der handler på deres vegne, i at anvende efterspørgselsreaktion (herunder styring af oplagringen) og deltage på elektricitetsmarkederne på lige fod med producenterne.
Hvis markederne bliver mere fleksible, vil producenter af el fra vedvarende energikilder kunne involvere sig helt og fuldt i markedet og opnå en afbalanceret portefølje. Disse producenter bør også have mulighed for selv at bidrage til et mere fleksibelt system. De eksisterende bestemmelser, der udelukker bestemte former for elektricitetsproduktion fra at være omfattet af de almindelige markedsøkonomiske regler, skal revideres.
2.2.2.
Fremme af vedvarende energikilder, der er egnet til markedet
Sammen med en styrkelse af EU's emissionshandelssystem er en sådan reform af markedet et afgørende skridt i retning af at skabe de betingelser, der på længere sigt vil muliggøre, at investeringer i ny vedvarende energi bliver styret af markedet.
Indtil da skal produktione
n af elektricitet fra vedvarende energikilder støttes, om nødvendigt via markedsbaserede ordninger, som afhjælper markedssvigt, sikrer omkostningseffektiviteten og forhindrer overkompensation og markedsforvridning i overensstemmelse med retningslinjerne fo
r statsstøtte
9
.
Støtteordninger til vedvarende energi er næsten altid af national karakter. En mere koordineret regional tilgang til vedvarende energi, herunder til støtteordninger, kunne give betydelige fordele, bl.a. fordi den ville fremme en omkostningseffektiv udvikling af vedvarende energiproduktion under geografisk set optimale forhold. Dette ville udvide markedet for vedvarende energi, lette dens integration og fremme en højeffektiv anvendelse. Skønt medlemsstaterne bliver stadig mere åbne over for øget regionalt samarbejde, er der fortsat en række praktiske problemer, der skal løses. En konkret ramme for deltagelse i støtteordninger på tværs af grænserne kunne være svaret på disse praktiske vanskeligheder.
2.3.
Sådan sammenkædes engros- og detailmarkederne, så forbrugerne får nye muligheder
Integreringen af det indre marked skal ikke bare ske på engrosniveauet. Detailleddet må, for at kunne udnytte det indre markeds fulde energipotentiale på elmarkedet, give forbrugerne, dvs. husholdningerne og virksomhederne, mulighed for aktivt at deltage i EU's energiomstilling på en måde, der også kommer dem selv til gavn. Dette må nødvendigvis være et af målene med den nye markedsstruktur og kræver en grundlæggende ændring af forbrugerens rolle på elmarkedet.
Der er fortsat mange hindringer for forbrugernes fulde deltagelse på energimarkedet. Manglen på relevante oplysninger om omkostninger og forbrug og på gennemsigtighed i tilbuddene medfører, at der ikke er tilstrækkelig konkurrence på mange detailmarkeder. Samtidig er markederne for energitjenester til husholdningerne stadig ikke tilstrækkeligt udviklet.
Det at være en aktiv forbruger af energi bør ikke være kompliceret eller tidskrævende. Der findes i dag teknologi, der gør det muligt for forbrugerne at blive fuldgyldige deltagere i energiomstillingen. Imidlertid medfører regulerende foranstaltninger, som f.eks. prislofter, prisregulering, fordrejende beskatning og andre statslige indgreb, at priserne ikke tilskynder forbrugerne til at deltage i markedet. Det betyder, at muligheden for efterspørgselsreaktion ikke udnyttes optimalt. Derfor har hverken husholdningerne, virksomhederne eller industrierne tilstrækkeligt incitament til at deltage på elmarkederne.
Af den grund er det af afgørende betydning, at der sendes hensigtsmæssige prissignaler. Dette omfatter en stærkere sammenkædning af engros- og detailmarkederne, bl.a. ved at tilbyde slutbrugerne priser, som afspejler ændringer i engrospriserne. Desuden skal nettarifferne være udformet på en sådan måde, at de ikke svækker efterspørgselsreaktionen og samtidig sikrer et rimeligt bidrag til netværksomkostningerne.
Dertil kommer, at lovgivningsmæssige barrierer og diskriminerende regler forhindrer kunder, eller forsyningsvirksomheder, der handler på deres vegne, i at anvende muligheden for efterspørgselsreaktion (herunder styring af oplagringen) og deltage på elektricitetsmarkederne på lige fod med producenterne. Regulerede priser, som skal beskytte slutforbrugerne mod markedsprissignaler, er det mest indlysende eksempel på disse hindringer. Endelig fremmer markedsreglerne på nuværende tidspunkt ikke altid forsyningsvirksomhedernes deltagelse. Det kan være hensigtsmæssigt at udarbejde en fælles strategi for markedsstrukturen, så efterspørgselsreaktionen kan konkurrere på lige fod med producenterne.
SPØRGSMÅL
1)
Vil priser, som afspejler reel knaphed (med hensyn til tid og sted), være et vigtigt element i den fremtidige markedsstruktur? Vil der også være behov for, at priserne afspejler knaphed på ledig transmissionskapacitet?
2)
Hvilke udfordringer og muligheder kan opstå som følge af priser, der afspejler reel knaphed? Hvordan kan vi løse disse problemer? Kunne sådanne priser gøre kapacitetsmekanismer overflødige?
3)
Det går fortsat kun langsomt med at tilpasse de fragmenterede balancemarkeder – skal EU forsøge at fremskynde processen, om nødvendigt via lovgivningstiltag?
4)
Hvad kan der gøres for at sikre en uproblematisk indførelse af den aftalte intraday-platform, der skal omfatte hele EU?
5)
Er det nødvendigt med langfristede kontrakter indgået af producenter og forbrugere for at give sikkerhed for investeringer i ny produktionskapacitet? Hvilke hindringer, om nogen, ligger der i vejen for, at sådanne langfristede risikoafdækningsprodukter kan opstå? Skal de offentlige myndigheder spille en aktiv rolle i fremme af markeder for langfristede kontrakter?
6)
I hvilket omfang hindrer forskellen på de skatter og afgifter
10
, der lægges på elektricitet i de enkelte medlemsstater, en effektiv kanalisering af investeringerne, 
og i hvor høj grad hæmmer denne forskel den frie udveksling af energi?
7)
Hvad skal der gøres for at skabe mulighed for, at investeringer i vedvarende energi i stigende grad styres af markedssignaler?
8)
Hvilke hindringer, om nogen, er der for fuldt ud at integrere producenter af vedvarende energi på markedet, herunder i intraday- og balancemarkederne, samt med hensyn til lastfordeling på grundlag af prioriteringsrækkefølgen?
9)
Bør der være en mere koordineret tilgang i medlemsstaterne til støtteordninger for vedvarende energi? Hvad er de vigtigste hindringer for regionale støtteordninger, og hvordan kan disse hindringer fjernes (f.eks. gennem lovgivning)?
10)
Hvad er de vigtigste hindringer for at kickstarte efterspørgselsreaktion (f.eks. for ufleksible priser, (lovgivningsmæssige) barrierer for forsyningsvirksomheder/kunder, manglende adgang til teknologier til intelligente hjem eller manglende forpligtelse til at tilbyde slutkunderne muligheden for at deltage på balancemarkedet via en efterspørgselsreaktionsordning)?
3.
Styrkelse af det regionale samarbejde i et integreret elektricitetssystem
Behovet for en sikker og omkostningseffektiv udvikling og forvaltning af elektricitetssystemet gør det nødvendigt med øget koordinering og samarbejde mellem alle aktører på det indre marked for energi. I nogle tilfælde vil dette indebære at gå fra nationale til regionale eller europæiske tiltag.
3.1.
Sådan koordineres den nationale politikudformning på regionalt plan
Et velfungerende indre energimarked forudsætter, at medlemsstaterne koordinerer og samarbejder med deres naboer, når de formulerer deres energipolitik. Det er desuden vigtigt at sikre, at der er indbyrdes sammenhæng mellem alle regionale initiativer, og at de fører til et fuldt integreret energimarked. I tilfælde, hvor de nationale systemer er usammenhængende, skal det regionale samarbejde være en vigtig del af en effektiv forvaltning af energiunionen og et første skridt i retning af EU-harmonisering, hvor det er nødvendigt.
Det regionale samarbejde mellem medlemsstaterne
 vil også være af afgørende betydning for at nå de aftalte mål på EU-niveau på en mere omkostningseffektiv måde (f.eks. ved at gøre bedre brug af samarbejdsmekanismer til at opfylde målet for vedvarende energi) og derved fremme integrationen af det indre e
nergimarked og styrke energiforsyningssikkerheden. Blandt eksempler på fora for politisk samarbejde om energispørgsmål, som er skridt i den rigtige retning, kan nævnes Det Pentalaterale Energiforum, North Seas Countries’ Offshore Grid Initiative (NSCOGI), 
planen for sammenkobling af det baltiske energimarked:
http://ec.europa.eu/energy/en/topics/infrastructure/baltic-energy-market-interconnection-pl
an
,
 den nye South-West Europe Interconnectivity Group:
https://ec.europa.eu/energy/en/news/high-level-group-energy-infrastructure-south-wes
t-europe-created
og Gruppen på Højt Plan vedrørende Gassammenkobling i Central- og Sydøsteuropa:
https://ec.europa.eu/energy/en/topics/in
frastructure/central-and-south-eastern-europe-gas-connectivity
. Regionalt samarbejde bør ikke begrænses til EU-medlemsstaterne eller ophøre ved EU's grænser. Nabolandes, som f.eks. energifællesskabets kontraherende parters, anvendelse af den tredje lovpakk
e, sikrer, at fordelene fra the indre marked strækker sig længere end til 
EU. Regionale fora bør ligeledes vurdere og tage fat på de iboende risici, der er forbundet med for stor afhængighed af tredjelande, som vælger ikke at gøre brug af EU-lovgivningen f
or det indre marked. 
En styrkelse af dette samarbejde giver enestående muligheder for en hurtigere og mere omkostningseffektiv udvikling hen imod et integreret marked.
3.2.
Sådan forbedres sammenkoblingen af markederne
Med udgangspunkt i de klare fordele ved
 en bedre sammenkobling har Kommissionen som led i EU's energiunionspakke fremlagt en detaljeret strategi for at indhente det, der mangler for at nå sammenkoblingsmålet på 10 %
11
, og vil i 2016 fremlægge en meddelelse om, hvordan man skal opfylde det mere v
idtrækkende mål om et sammenkoblingsniveau på 15 %, som Det Europæiske Råd ønsker.
Sammenkoblingskapaciteten mellem flere lande er fortsat ret begrænset og vil ikke kunne dække de forventede energistrømme. De projekter af fælles interesse, der blev indfør
t med forordningen om retningslinjer for den transeuropæiske energiinfrastruktur
12
, er afgørende for fysisk at integrere de nationale elektricitetsmarkeder og diversificere deres energikilder. F.eks. indgår de baltiske lande endnu ikke i det kontinentale Eu
ropas synkrone område. Der er også politisk enighed om, at det regionale samarbejde om at øge sammenkoblingen skal forbedres, navnlig i den baltiske region, den iberiske halvø, de nordlige have og Central- og Sydøsteuropa. Yderligere forbindelser mod tilst
ødende regioner, som f.eks. det sydlige Middelhavsområde og Vestbalkan, bør også tages i betragtning.
Forvaltningen af systemet og klarlægningen af, hvor der er behov for nye sammenkoblinger, kræver, at transmissionssystemoperatørerne (TSO'erne) kan stole på prisdannelsen på både spot- og engrosmarkederne. I øjeblikket er indtægterne fra overbelastningsafgifter, dvs. indtægter fra transport af elektricitet fra lavprisområder til områder, hvor priserne er højere, ofte betydelige, men bruges sjældent til opbygning og styrkelse af sammenkoblinger. Denne situation bør ændres, og disse midler vil kunne udnyttes effektivt i opbygningen af det europæiske elsystem.
3.3.
Sådan styrkes samarbejdet mellem systemoperatørerne
I et sådant integreret elektricitetsnet skal der til enhver tid være sammenhæng mellem planlægningen af driften og beslutningstagningen. Det er særlig vigtigt for sikker drift af systemet, at der samarbejdes og træffes beslutninger på regionalt plan. Oprettelsen af regionale driftscentre vil bidrage til en effektiv planlægning og forvaltning af elektricitetsstrømmene på tværs af grænserne i transmissionssystemerne, også i realtid. De eksisterende regionale samarbejdsinitiativer er et vigtigt første skridt i retning af en forstærket regional koordinering og integration af systemets drift, og de bør gradvis gives beslutningsbeføjelser, så de kan bane vejen for fælleseuropæisk samordning af driften på længere sigt.
Det europæiske net af transmissionssystemoperatører for elektricitet (ENTSO-E) spiller i dag en vigtig rolle i forbindelse med koordineringen af transmissionssystemoperatører og udviklingen af netregler. Det kan være, at behovet for øget indbyrdes samordning mellem transmissionssystemoperatørerne vil kræve et stærkere ENTSO-E som supplement til etableringen af regionale driftscentre. Det ville også gøre det nødvendigt at ændre forvaltningsstrukturen for ENTSO-E og dets bidrag til effektiv forvaltning af energiunionen.
På baggrund af den stigende integration af de europæiske transmissionssystemer kan der også være behov for at genoverveje indtægtsrammerne for transmissionssystemoperatører (tariffer, overbelastningsafgifter og kompensation mellem transmissionssystemoperatører) for at sikre, at de giver alle transmissionssystemoperatører de rette incitamenter.
Der er desuden behov for en udbygning af elnettet og optimal netforvaltning på distributionsniveauet, da distributionsnettene spiller en afgørende rolle i integrationen af decentral, lokalt produceret vedvarende energi. Der skal indføres nye procedurer for at tilskynde distributionssystemoperatører (DSO'er) til at benytte sig af de muligheder, som lokal fleksibilitet giver, og reagere på de nye udfordringer på en omkostningseffektiv måde. I den forbindelse er det nødvendigt at revurdere DSO'ernes rolle. DSO'erne bør være neutrale markedsformidlere, der gør det muligt at udvikle markedsbaserede tjenester til forbrugerne via en tredjepart. Dette gælder især i tilfælde, hvor DSO'erne har ansvaret for intelligent måling og databehandling. Problemer vedrørende ophavsret til data og sikring af data mod cyberangreb skal løses tilfredsstillende, hvad enten denne opgave tildeles DSO'er eller andre tjenesteudbydere.
Det kan også blive nødvendigt at overveje, hvorvidt distributionssystemoperatørerne er tilstrækkeligt involveret i europæiske regulerende organer og i den effektive forvaltning af energiunionen. Desuden skal nettarifferne være udformet på en måde, der tilskynder til effektiv udnyttelse af nettet, og sikrer et rimeligt bidrag til netværksomkostningerne, men de må samtidig ikke modvirke efterspørgselsreaktion.
Fremme af elnettets intelligens, lige fra de højeste spændingsniveauer til de enkelte husstande, kan bidrage til at klare problemet med variabel og decentraliseret elproduktion på en mere omkostningseffektiv måde og reducere eller udsætte behovet for nye ledninger, samkøringslinjer og kapacitetsmekanismer. Det er derfor altafgørende at udvikle et tættere samarbejde mellem DSO'erne og TSO'erne om spørgsmål vedrørende planlægning og drift af elnettet.
3.4.
Sådan tilpasses de lovgivningsmæssige rammer til de integrerede markeder
Integreret drift af elnettet og integrerede handelsbestemmelser kræver et koordineret tilsyn. Det er en naturlig følge af markedsintegrationen, at Agenturet for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder (ACER) får en mere central rolle i overvågningen af de integrerede markeders effektive funktion og infrastrukturen på tværs af grænserne.
ACER agerer i dag primært på baggrund af henstillinger og udtalelser og har meget begrænset beslutningskompetence. Der er muligvis behov for at styrke ACER's beføjelser og uafhængighed i tråd med det øgede samarbejde mellem systemoperatører, så det bliver i stand til at udføre tilsynsopgaver på europæisk plan, hvor der er behov for det. ACER vil så kunne mægle i tvister på regionalt plan og EU-plan.
En styrkelse af ACER's beføjelser kunne bl.a. give agenturet kompetence til at vedtage umiddelbart gældende og bindende afgørelser om EU-initiativer og spørgsmål på tværs af grænserne og indførelsen af håndhævelsesbeføjelser til sikring af, at disse afgørelser bliver efterlevet.
En gennemgang af ENTSO-E's og ACER's roller giver mulighed for at vurdere processen for udarbejdelse af udførlige regler for driften af markedet og elnettet (netregler og retningslinjer). Disse udvikles i tæt samarbejde med både ENTSO-E og ACER.
En styrkelse af de lovgivningsmæssige rammer kan også gøre det nødvendigt at integrere enheder, der i dag ikke er underlagt lovpligtigt tilsyn, f.eks. elbørserne, som spiller en afgørende rolle på de sammenkoblede europæiske elektricitetsmarkeder, og som desuden i kraft af deres funktion har karakter af et naturligt monopol. Endelig skal den stadig tættere forbindelse mellem detail- og engrosmarkederne afspejles i lovgivningen.
SPØRGSMÅL
11)
Mens elmarkederne er koblet sammen inden for EU og forbundet med nabolandene, udføres driften af systemet stadig af de nationale transmissionssystemoperatører. De regionale samarbejdsinitiativer, såsom Coreso og TSC, har i dag udelukkende en rådgivende funktion. Skal de regionale samarbejder også gradvis styrkes, så de bl.a. får beslutningsansvar, når det er nødvendigt? Er det nuværende nationale ansvar for systemsikkerheden en hindring for samarbejde på tværs af grænserne? Passer et regionalt ansvar for systemsikkerheden bedre til de faktiske forhold på det integrerede marked?
12)
Opdelingen af det lovpligtige tilsyn efter landegrænser synes at være en ineffektiv ordning, når det gælder de harmoniserede dele af elsystemet (f.eks. markedskoblingen). Vil det være en fordel at styrke ACER's rolle?
13)
Vil det være en fordel at styrke de europæiske net af transmissionssystemoperatørers rolle? Hvordan kan dette bedst opnås? Hvilket lovpligtigt tilsyn er der behov for?
14)
Hvilken rolle skal DSO'er spille i fremtiden, og hvilke forvaltningsregler skal gælde for dem? Hvordan skal adgangen til målerdata tilpasses (databehandling, sikring af privatlivets fred osv.) den markedsmæssige og teknologiske udvikling? Er der behov for yderligere bestemmelser om forvaltning af de relevante parter (slutkunder, distributionssystemoperatører, transmissionssystemoperatører, leverandører, tredjepartsleverandører og reguleringsmyndigheder) og disses adgang til målerdata?
15)
Skal der være en europæisk tilgang til distributionstariffer? Hvis ja, hvilke aspekter skal så være omfattet: f.eks. tarifstruktur og/eller tarifkomponenter (dvs. fast pris, kapacitet i forhold til energi, tidsmæssig eller lokalitetsafhængig differentiering) og behandling af egenproduktion?
16)
Da elbørserne er en integreret del af markedskoblingen, bør det så overvejes at indføre regler for forvaltning af dem?
4.
En europæisk dimension for elforsyningssikkerheden
En tættere integration af markederne på tværs af landegrænser og udviklingen af kort- og langsigtede markeder med en effektiv prisdannelse, som især afspejler behovet for ny kapacitet, bør sende de rette investeringssignaler, så nye energikilder kan komme ind på markedet, og, i tilfælde af overkapacitet, signaler om nedlæggelse af anlæg.
Kommissionen bemærker, at markedsfunktionen og forsyningssikkerheden i mange medlemsstater kunne forbedres betydeligt, f.eks. ved indførsel af markedskobling, forbedring af strømmene på tværs af grænserne, styrkelse af intraday-handelen og efterspørgselssiden samt fjernelse af prislofterne på engrosmarkederne. Dette vil tilsammen forbedre prisdannelsen og muliggøre høje priser, hvilket bør føre til bedre investeringssignaler og generelt fremme øget brug af vedvarende energi.
Ikke desto mindre forudser en række medlemsstater i dag utilstrækkelig produktionskapacitet i de kommende år. For at løse dette problem har de indført, eller planlægger at indføre, kapacitetsmekanismer, der indebærer særskilt betaling for disponibel kapacitet frem for betaling for leveret elektricitet.
Skønt kapacitetsmekanismer kan være berettigede under visse omstændigheder, kan de være omkostningskrævende og kan fo
rvride markedet. De kan desuden være i modstrid med målsætningen om at udfase miljøskadelige subsidier, bl.a. til fossile brændstoffer
13
. Kapacitetsmekanismer bør kun bruges til at rette op på reelle markedssvigt og ikke til at støtte uøkonomisk eller ikke-
bæredygtig produktion
14
.
Kommissionen iværksatte for nylig en undersøgelse af kapacitetsmekanismer
15
– den første i henhold til Den Europæiske Unions statsstøtteregler. Formålet med undersøgelsen er primært at finde ud af, om de forvrider konkurrencen eller samhandelen på det indre marked for elektricitet.
4.1.
Sådan tilpasses metoder til at bestemme systemdækning
I meddelelsen "Det indre marked for elektricitets realisering og den mest effektive offentlige intervention"
16
behandlede Kommissionen behovet for, at offentlige myndigheder regelmæssigt foretager en objektiv, faktabaseret vurdering af produktionens 
tilstrækkelighed. Direktivet om elforsyningssikkerhed
17
kræver, at de nationale myndigheder regelmæssigt vurderer, hvad der er et passende niveau for elproduktionen i deres medlemsstat.
Bestemmelsen af tilstrækkelig produktion foregår i dag meget forskelligt i EU's medlemsstater. I november 2013 efterlyste Elektricitetskoordinationsgruppen en harmoniseret europæisk metode til vurdering af produktionens tilstrækkelighed og ENTSO-E gennemførte en offentlig høring om sin metode til vurdering af produktionens tilstrækkelighed i 2014. Det Pentalaterale Energiforum har samtidig forpligtet sig til at udarbejde en regional vurdering af systemdækningen.
En mere standardiseret vurdering i EU skal tage højde for betydningen af sammenkoblinger, produktion på tværs af grænserne, produktion af variabel vedvarende energi, efterspørgselsreaktion, lagringsmuligheder samt den aktuelle EU-politiske situation på områder som den forventede udvikling på CO
2
-markedet og politikker for energieffektivitet (en såkaldt systemtilstrækkelighedsvurdering). Beslutningen om, hvorvidt der er behov for en kapacitetsmekanisme, bør baseres på en sådan standardiseret vurdering.
4.2.
Sådan indføres pålidelighedsstandarder
Pålidelige systemer i et sammenkoblet marked er indbyrdes afhængige. Selv om medle
msstaterne kan have legitime grunde til at fastsætte forskellige normer for systemtilstrækkelighed for at tage højde for nationale forhold, er det nødvendigt også at tage indvirkningen på det indre marked i betragtning. Hvis medlemsstaterne undlader at han
dle for at sikre systemdækning, vil dette øge forsyningssikkerhedsrisikoen i hele systemet. Denne risiko er så meget desto større, hvis medlemsstaterne har gennemført regulerede priser, der ikke dækker omkostningerne, fordi det i det lange løb medfører, at
 indtægterne ikke er tilstrækkelige til at betale for de nødvendige investeringer. Omvendt kan der også være en tendens til at være overforsigtig og "overforsikre" sig mod risikoen for forsyningsafbrydelser. Dette kan resultere i store omkostninger og unde
rgrave det indre markeds evne til at styre investeringerne
18
.
Hvis alle medlemsstater opstiller klare systemdækningsstandarder, vil man opnå større gennemskuelighed for alle interessenter. Kommissionen kunne i samarbejde med medlemsstaterne fastsætte en række acceptable standarder for forventede ufrivillige afbrydelser hos forbrugerne, der tager hensyn til omkostningerne for erhvervslivet og samfundet ved sådanne afbrydelser.
4.3.
Sådan skabes rammerne for åbning af kapacitetsmekanismer på tværs af grænserne
Den europæiske overvågning af forsyningssikkerheden og klare systemdækningsstandarder bør være udgangspunktet for at fastlægge, om der er behov for en kapacitetsmekanisme. Som følge af Kommissionens nuværende initiativer, navnlig retningslinjerne for stats
støtte
19
, skal alle medlemsstaterne overholde en række vigtige principper, hvis de vælger at bruge kapacitetsmekanismer. Det er især vigtigt, at man med sådanne mekanismer ikke gør forskel på teknologierne (herunder efterspørgselsreaktion eller lagring) ell
er på nye og eksisterende kapacitetsudbydere, kun betaler for den kapacitet, der stilles til rådighed (pr. MW) og muliggør deltagelse på tværs af grænserne. I mangel af fælles ordninger kan det være svært at tilrettelægge effektiv deltagelse på tværs af gr
ænserne.
En vej frem kunne være at udarbejde regler på EU-plan om deltagelse på tværs af grænserne, hvis der indføres kapacitetsmekanismer. Det betyder, at der skal defineres klare roller og ansvarsområder for de involverede parter (navnlig for producenter, leverandører og forbrugere af efterspørgselsreaktion og transmissionssystemoperatører) og fastlægges rammer for beregningen og fordelingen af kapacitet på tværs af grænserne i sådanne mekanismer.
Hvis kapacitetsmekanismerne er udformet meget forskelligt, kan kapacitetsleverandører på tværs af grænserne imidlertid risikere at møde en række forskellige krav, når de deltager i forskellige ordninger. Dette øger transaktionsomkostningerne og kan mindske den samlede effektivitet. Det kan derfor være fornuftigt at udarbejde en referencemodel for en kapacitetsmekanisme (eller et begrænset antal mekanismer) til brug på regionalt plan, da dette kan lette deltagelsen på tværs af grænserne og minimere forvridningerne på markedet.
Resultaterne af Kommissionens nyl
igt lancerede sektorundersøgelse
20
giver nyttig viden, der kan bruges til at udforme fremtidige regler på dette område. Et udkast til en rapport om sektorundersøgelsen offentliggøres med henblik på offentlig høring ved udgangen af året.
Spørgsmål
17)
Er der behov for en harmoniseret metode til vurdering af systemdækningen?
18)
Hvilken geografisk udstrækning skal en harmoniseret dækningsmetode og -vurdering have (f.eks. omfattende hele EU, regional eller national samt tilstødende lande)?
19)
Vil en indbyrdes tilpasning af de nuværende forskellige systemdækningsstandarder i hele EU være nyttig ved opbygningen af et effektivt indre marked?
20)
Vil det være en fordel med fælles europæiske rammer for deltagelse på tværs af grænserne i kapacitetsmekanismer? Hvis ja, hvilke elementer skulle så indgå i disse rammer? Vil det være en fordel at have referencemodeller for kapacitetsmekanismer? Hvis ja, hvordan skal de så udformes?
21)
Bør afgørelsen om at indføre kapacitetsmekanismer være baseret på en harmoniseret metode til vurdering af systemdækningen?
5.
De næste skridt
Med denne høringsmeddelelse om udformning af elektricitetsmarkedet sættes den offentlige høring om elementerne i den nye markedsstruktur i gang med henblik på udarbejdelsen af alle fremtidige lovgivningsmæssige og ikke-lovgivningsmæssige forslag. Meddelelsen har til formål at give alle interessenter mulighed for at komme med feedback om den fremlagte vision og de tiltag, der kræves for at føre den ud i livet. Den vil blive suppleret af mere detaljerede og omfattende spørgsmål vedrørende visse aspekter, navnlig elforsyningssikkerheden.
Desuden indeholder meddelelsen om nye muligheder for energiforbrugerne, som blev vedtaget sideløbende med høringsmeddelelsen om elmarkedets udformning, en detaljeret vision for, hvordan elforb
rugerens nye rolle kunne se ud, og beskriver, hvilke skridt der skal tages. Forbrugerindflydelse for både husholdningerne og virksomhederne, intelligente hjem og netværk samt dataforvaltning og -sikkerhed er de tre søjler, som visionen skal bygge på. De in
itiativer, der er skitseret i meddelelsen om forbrugerne, bygger på omfattende høringer af borgere, forbrugere og interessenter, herunder en offentlig høring i første halvdel af 2014 og drøftelser i Kommissionens ekspertgrupper
21
.
En eventuel lovgivningsmæssig opfølgning på de meddelelser, der fremlægges i dag, kunne omfatte ændringer af følgende retsakter, afhængigt af resultatet af det fremtidige arbejde:

Elektricitetsdirektivet

Elforordningen

ACER-forordningen

Forordningen om energiinfrastruktur

Direktivet om elforsyningssikkerhed

Energieffektivitetsdirektivet

Direktivet om vedvarende energi.
Desuden påvirker arbejdet udformningen af en række netregler, navnlig reglerne om balancering, nødsituationer og genopretning. I de fremtidige forslag og de tilhørende konsekvensanalyser bliver der taget højde for de økonomiske følger og de input, der kommer i løbet af høringsprocessen.
Alle spørgsmålene i denne meddelelse og det separate spørgeskema om elforsyningssikkerhed findes på Kommissionens websted. Svar 
skal kun gives i henhold til instrukserne der
22
. Kommissionen har til hensigt at offentliggøre et dokument, der sammenfatter de vigtigste resultater af denne høring. Kommissionen har til hensigt at sikre, at de svar, den modtager, behandles fortroligt, 
såfremt respondenterne har fremsat krav om fortrolighed, og disse er rimeligt begrundet.
(1)
COM(2014
) 910 final 
af
 16.12.2014.
(2)
.
COM(2015
) 80 final 
af
 25.02.2015.
(3)
Særlig tredje energipakke, der omfatt
er Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/72/EF af 13. juli 2009 om fælles regler for det indre marked for elektricitet og om ophævelse af direktiv 2003/54/EF (EUT L 211 af 14.8.2009, side 55), Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 714/200
9 af 13. juli 2009 om betingelserne for netadgang i forbindelse med grænseoverskridende elektricitetsudveksling og om ophævelse af forordning (EF) nr. 1228/2003 (EUT L 211 af 14.8.2009, s. 15)
,
 Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 713/2009 af 
13. juli 2009 om oprettelse af et agentur for samarbejde mellem energireguleringsmyndigheder (EUT L 211 af 14.8.2009, s. 1) og Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/28/EF af 23. april 2009 om fremme af anvendelsen af energi fra vedvarende energikilde
r og om ændring og senere ophævelse af direktiv 2001/77/EF og 2003/30/EF (EUT L 140 af 5.6.2009, s. 16).
(4)
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/28/EF af 23. april 2009 om fremme af anvendelsen af energi fra vedvarende energikilder og om ændring og 
senere ophævelse af direktiv 2001/77/EF og 2003/30/EF (EUT L 140 af 5.6.2009, s. 16).
(5)
EUCO 169/14.
(6)
En rammestrategi for en modstandsdygtig energiunion med en fremadskuende klimapolitik, COM(2015)80 final af 25.2.2015.
(7)
COM(2015)82 final af 25.2.201
5 – Meddelelse fra Kommissionen til Europa-Parlamentet og Rådet: Opfyldelse af 
elsammenkoblingsmålet
 på 10 %, Europas 
elnet
 gøres klar til 2020.
(8)
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 347/2013 af 17. april 2013 om retningslinjer for den 
trans
europæiske
 energiinfrastruktur og om ophævelse af beslutning nr. 1364/2006/EF og ændring af forordning (EF) nr. 713/2009, (EF) nr. 714/2009 og (EF) nr. 715/2009.
(9)
Meddelelse fra Kommissionen: Retningslinjer for statsstøtte til miljøbeskyttelse og energi 
2014-2020 (EUT C 200 af 28.6.2014, s.1).
(10)
Disse skatter og afgifter kan være en del af de almindelige skatter (moms og punktafgifter) eller af specifikke afgifter med det formål at støtte målrettede energi- og/eller klimapolitikker.
(11)
COM(2015)82 final
 af 25.2.2015 - Meddelelse fra Kommissionen til Europa-Parlamentet og Rådet: Opfyldelse af 
elsammenkoblingsmålet
 på 10 %, Europas 
elnet
 gøres klar til 2020.
(12)
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 347/2013 af 17. april 2013 om retningslinjer f
or den 
transeuropæiske
 energiinfrastruktur og om ophævelse af beslutning nr. 1364/2006/EF og ændring af forordning (EF) nr. 713/2009, (EF) nr. 714/2009 og (EF) nr. 715/2009.
(13)
Se punkt 220 i meddelelse fra Kommissionen om retningslinjer for statsstøtte 
til miljøbeskyttelse og energi 2014-2020.
(14)
C(2013)7243 - Meddelelse fra Kommissionen til Europa-Parlamentet og Rådet om det indre marked for elektricitets realisering og den mest effektive offentlige intervention og Arbejdsdokument (2013)438 final, Arbejdsdokument fra Kommissionens tjenestegrene, G
eneration 
Adequacy
 in the 
internal
 
electricity
 
market
 – guidance on public interventions.
(15)
http://europa.eu/rapid/press-release_IP-15-4891_da.htm
.
 -
http://ec.europa.eu/competition/sectors/energy/state_aid_to_secure_electricity_supply_en.html
(16)
C(2013)7243.
(17)
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2005/89/EF af 18. janua
r 2006 om foranstaltninger til fremme af elforsyningssikkerhed og infrastrukturinvesteringer (EUT L 33 af 4.2.2006, s. 22).
(18)
Ved at sammenligne eksisterende standarder for nabosystemer fandt Elektricitetskoordinationsgruppen, at der mangler klarhed om, h
vem der har ansvaret for fastsættelse af disse standarder for systemdækning og forsyningssikkerhed, og at mange medlemsstater ikke har nogen formel standard.
(19)
Meddelelse fra Kommissionen: Retningslinjer for statsstøtte til miljøbeskyttelse og energi 2014
-2020 (EUT C 200 af 28.6.2014, s.1).
(20)
http://europa.eu/rapid/press-release_IP-15-4891_da.htm
(21)
ENER Kommissionens 
taskforce
 for intelligente net, arbejdsgruppen for sårbare forbrugere i Borgernes Energiforums regi.
(22)
https://ec.europa.eu/energy/en/consultations

Summary:
Ændring af EU’s energimarked
RESUMÉ AF:
EU’s nye udformning af energimarkedet — COM(2015) 340 final
HVAD ER FORMÅLET MED DENNE MEDDELELSE?
EU ønsker, at borgerne skal have pålidelig energi til rimelige priser, samt at opnå sine 
2030-mål
. En måde at opnå dette på vil være at transformere energimarkedet, herunder at omlægge elektricitetsmarkedet med henblik på at tiltrække yderligere investeringer.
Denne meddelelse fra 
Europa-Kommissionen
 lancerer derfor en offentlig høring om fordelene ved en ny udformning af elektricitetsmarkedet hvad angår ny teknologi og øgede investeringer.
Den understreger, at kortfristede markeder (herunder intraday) på tværs af grænserne er kernen i et effektivt elektricitetsmarked. De skal designes med fokus på fremtidens energisystem, som vil omfatte elektricitetsstrømme på tværs af grænserne og storproduktion af variabel vedvarende energi (
1
). De skal kunne reagere på den hurtige vækst i variable vedvarende energikilder og behovet for sikker og stabil drift af elnettet.
HOVEDPUNKTER
Infrastruktur
Et godt sammenkoblet europæisk energinet er en vigtig prioritet for energisikkerhed, øget konkurrence og sikring af afsendelse af de rette signaler om investeringer.
Det vigtigste redskab til at integrere nationale elektricitetsmarkeder og diversificere energikilder er 
projekter af fælles interesse
.
Tilpasning af markedsstrukturen til investering i vedvarende energi
Et marked med hensigtsmæssige priser vil vise, hvor og hvornår vedvarende elektricitet bør produceres.
Fleksible og bedre integrerede kortfristede markeder vil hjælpe producenter af vedvarende energi med at konkurrere på lige fod med producenter af konventionel energi, så vedvarende energi integreres endnu mere i elektricitetssystemet.
Produktion af vedvarende energi kan støttes gennem regionale markedsbaserede ordninger, som afhjælper markedssvigt, sikrer omkostningseffektiviteten og forhindrer markedsforvridning og overkompensation i overensstemmelse med 
retningslinjerne for statsstøtte
.
Øget regionalt samarbejde
Koordinering af nationale politikker på regionalt plan er vigtig, for at EU kan nå sine 2030-mål, som er at integrere det interne energimarked og styrke energisikkerheden.
Der er behov for flere sammenkoblinger, da det eksisterende system ikke er gearet til eventuelle nye energistrømme.
Bedre regionalt samarbejde mellem systemoperatører er afgørende, især de roller, der spilles af regionale samarbejdsinitiativer og 
det europæiske net af transmissionssystemoperatører for elektricitet
.
Der er behov for en udbygning af elnettet på distributionsniveau med henblik på integration af lokalt produceret vedvarende energi.
Agenturet for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder
 (ACER) skal have en mere central rolle i overvågningen af markedet og kunne vedtage bindende afgørelser om EU-initiativer og grænseoverskridende spørgsmål.
Forsyningssikkerhed
Med henblik på at kunne afgøre, om energisystemerne er dækkende, opfordrer Kommissionen til, at der foretages en vurdering af den rolle, som følgende forhold spiller:
sammenkoblinger mellem forskellige EU-landes elnet
produktion af elektricitet på tværs af grænserne
produktion af variabel vedvarende energi
efterspørgselsreaktion (dvs. incitamenter til at reducere brugen i perioder med spidsbelastning)
lagringsmuligheder.
Dette kan være med til at afgøre, om der er behov for en 
kapacitetsmekanisme
. Det ville indebære særskilt betaling for disponibel kapacitet frem for betaling for leveret elektricitet. Betalinger for disponibel kapacitet er designet til at belønne kapacitetsudbydere for at opretholde den eksisterende kapacitet eller investere i ny kapacitet. Kommissionen advarer dog om, at sådanne mekanismer kan være omkostningskrævende og kan forvride markederne.
Der kan udarbejdes regler på EU-plan om deltagelse i kapacitetsmekanismer for forskellige EU-lande. Kommissionen anbefaler, at der udarbejdes en referencemodel for en kapacitetsmekanisme til brug på regionalt plan. Dette ville lette deltagelsen på tværs af grænserne og minimere forvridningerne på markedet.
BAGGRUND
Energi: Ny udformning af markedet skal bane vej for en ny aftale for forbrugerne — faktablad
VIGTIGE BEGREBER
()Variabel vedvarende energi
: vedvarende energi (som f.eks. vind- og solenergi), der udvindes fra naturen. Det betyder, at produktionsniveauerne kan være svingende.
DOKUMENT
Meddelelse fra Kommissionen til Europa-Parlamentet, Rådet, Det Europæiske Økonomiske og Sociale Udvalg og Regionsudvalget: Lancering af den offentlige høring om en ny udformning af energimarkedet (
COM(2015) 340 final
 af 
15.7.2015
)
seneste ajourføring 
23.10.2015