L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget 2020-21
L 99 Bilag 1
Offentligt

Ekster e Høri gssvar til Ny Øko o isk Reguleri g af E ergi et

Organisation

Sidetal

Danmarks Naturfredningsforening

Dansk Energi

Dansk Fjernvarme

Danske Revisorer

Forbrugerrådet TÆNK

Forsyningstilsynet 1

Forsyningstilsynet 2

PGNiG1

PGNiG2

Rigsrevisionen

Wind Denmark

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Mathias Berg Rosendal

Fra:

Sendt:

Til:

Emne:

Lasse Jesper Pedersen <[email protected]>

27. august 2020 14:30

Julie Hansen

Høringssvar vedr. lovforslag om ny regulering af Energinet

Danmarks Naturfredningsforening hilser ændringen i Energinets formålsbestemmelse meget velkommen.

Efter mange år med dårlige sager, hvor Energinet direkte og indirekte har bakket op om og støttet fossil

infrastruktur igennem projekter som er mere eller mindre direkte i konflikt med den grønne omstilling, (såsom Baltic

Pipe og Viking Link), er det både tiltrængt og kærkomment at det indskærpes at selskabets primære formål

naturligvis skal være at understøtte udviklingen af en klimaneutral energiforsyning, samtidig med at der sættes en

tydeligere grøn retning for Energinet, hvor klima og miljø skal inddrages som hensyn i selskabets opgavevaretagelse

både ved drift og udvikling samt i udbygningen af den overordnede energiinfrastruktur. I en tid med galoperende

klimaforandringer og hvor hele verden skal til at sadle om, ville alt andet simpelthen være uansvarligt.

Med venlig hilsen,

Lasse Jesper Pedersen

Klima- og Energipolitisk Seniorrådgiver,

Danmarks Naturfredningsforening

Direkte telefon: 3119 3234

E- mail:

[email protected]

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Til Energistyrelsen

Journalnummer 2020-4657

[Kommentarer]

Dok. ansvarlig: MGA

Sekretær:

Sagsnr: s2019-1191

Doknr: d2020-21961-13.0

23-09-2020

Høringssvar til ændring af den økonomiske regulering af Energinet og

planlægnings- og investeringsgodkendelsesproces for Energinet m.v.

Dansk Energi vil indledningsvis kvittere for muligheden for at afgive høringssvar til genfrem-

sættelse og ændring af udkast til lovforslag om ændring af lov om Energinet, lov om elforsy-

ning og lov om naturgasforsyning (ændring af den økonomiske regulering af Energinet og ny

planlægnings- og investeringsgodkendelsesproces for Energinet m.v.).

Målsætningen om at omstille det danske samfund til vedvarende energikilder og reducere

udslippet af drivhusgasser med 70 pct. betyder, at det er afgørende, at der indføres tidssva-

rende regulering af den danske el-infrastruktur. En sådan regulering skal både give rum for

de nødvendige investeringer, men samtidig sikre, at de betydelige ressourcer, der er bundet i

el-infrastrukturen forvaltes effektivt og hensigtsmæssigt. Her er den nye økonomiske regule-

ring af Energinet et skridt i den rigtige retning.

Dansk Energi bakker grundlæggende op om de indførte ændringer og præciseringer vdr.

hhv. formålsbestemmelsen for Energinet, øget transparens og agilitet i Energinets investe-

ringsplaner samt afklaringen af Energistyrelsens hhv. Forsyningstilsynets rolle og kompeten-

ce i den økonomiske regulering af Energinet. Det er i den forbindelse positivt, at forslaget nu

lægger op til, at det er ministeren, der indestår for, at forretnings- og investeringsplaner i

Energinet er i tråd med politiske mål og aftaler, herunder

”Klimaaftale for energi og industri

mv. 2020” af den 22. juni 2020,

mens Forsyningstilsynet alene skal fokusere på de økonomi-

ske aspekter af planer og konkrete investeringer. Vi noterer os ligeledes, at Folketingets Kli-

ma-, Energi- og Forsyningsudvalg skal inddrages forud for klima-, energi- og forsyningsmini-

sterens afgørelse vedrørende ansøgninger om godkendelse af særligt store projekter. Dette

sikrer en styrket politisk og demokratisk forankring af Energinets mål og planer, som ikke ville

være til stede, hvis myndighedsudøvelsen, som tidligere foreslået, i større grad skulle foreta-

ges af en uafhængig myndighed udenfor folketingets og ministerens kontrol.

Det forekommer imidlertid uklart, hvad den nye og bredere affattelse af formålsbestemmel-

sen for Energinet konkret forventes at omfatte, idet den ikke længere alene er afgrænset til

”ejerskab

og drift af den overordnede infrastruktur på el- og gasområdet”, men nu omfatter

”energiinfrastruktur”

generelt og opgaver med sammenhæng hertil. Vi opfordrer derfor til, at

det præciseres og konkretiseres yderligere i bemærkningerne til lovforslaget, hvilke konkrete

yderligere aktiviteter, dette bredere formål måtte indebære.

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Lovforslaget lægger op til at indføre en indtægtsrammeregulering for Energinet. En indtægts-

rammeregulering er en mere moderne regulering, der giver incitamenter til en effektiv drift og

effektive investeringer i modsætning til en hvile-i-sig-selv-regulering. Samtidig tilrettelægges

en ny regulering af Energinet, så der også er en mekanisme, der kan sikre de nødvendige

investeringer, der ligger udover det historiske investeringsniveau, som alene dækkes af en

simpel, historisk betinget indtægtsrammemodel. Der sigtes dermed på en balance mellem et

effektiviseringspres og en ramme, der giver rum for de nødvendige investeringer. Dette er

afgørende for en el-infrastruktur, der skal understøtte mere elektrisk transport og større kom-

pleksitet i et decarboniseret Danmark.

Dertil bemærker Dansk Energi lovforslagets hensigt om at styrke planlægnings- og investe-

ringsprocessen for Energinets anlægsprojekter. Det er positivt, at der arbejdes for at øge

transparens for projekternes gennemførelse fremadrettet. Dette gør det også for elnetsel-

skaberne at planlægge deres investeringer, fleksibilitetsbehov mv. Det er dog vigtigt, at den

styrkede planlægnings- og investeringsproces ikke bliver en stopklods for den grønne omstil-

ling af el-systemet. Det er derfor også vigtigt, at Energinets rammer bliver tilpas agile, og at

Energinets investeringsrammer også tager højde for og koordineres med elnetselskabernes

investeringsplaner, da der ud fra et samfundsmæssigt perspektiv kan være situationer, hvor

investeringerne i el-infrastruktur mere hensigtsmæssigt placeres på distributionsniveau og

omvendt. I den henseende er det positivt, at det nuværende lovforslag lægger op til både

øget transparens og agilitet i planlægningen og styrket involvering af interessenter.

Endvidere er det vigtigt, at reguleringen i tilstrækkelig grad tillader Energinet at kunne inve-

stere i forhold til et forventet fremadrettet behov. Det er positivt, at lovforslaget lægger op til

øget fokus på de fremadskuende elementer. Konkret vil indtægtsrammereguleringen give

Energinet et incitament til et større omkostningsfokus. Der er dog også en risiko for, at et

styrket omkostningsfokus i sidste ende går ud over udbygningen og fremtidssikringen af

transmissionsnettet. Dette risikerer så at medføre, at netselskaberne bliver nødt til at udbyg-

ge distributionsnettet i områder, hvor det ellers ville være mere omkostningseffektivt at ud-

bygge transmissionskapaciteten. Allerede i dag ser vi lokalt eksempler på, at distributionsnet-

tet er kraftigt belastet, fordi transmissionsnettet ikke er tilstrækkeligt udbygget til at håndtere

normaldrift, eller fordi det udbygges for langsomt. Dette ses blandt andet i områder, hvor der

er en høj grad af VE-produktion. Dette medfører større omkostninger end nødvendigt og en

øget risiko for afbrud af slutkunder i disse områder. Det bør indgå i vurderingen af Energinets

udbygningsplan, at der investeres tilstrækkeligt i transmissionskapacitet til, at udnyttelsen og

udbygningen af den samlede el-infrastruktur optimeres. Netselskaberne indgår meget gerne i

en endnu tættere dialog om Energinets planer fremadrettet.

Dansk Energi bemærker, at lovforslaget udelukkende skitserer de overordnede rammer for

den økonomiske regulering af Energinet. Der er således lagt op til, at Forsyningstilsynet ef-

terfølgende udformer og fastsætter de mere tekniske elementer af reguleringen inden for

rammerne fastsat i lovgivningen. Det vil således være op til Forsyningstilsynet at sikre den

endelige balance mellem effektiviseringspres og nødvendige investeringer. Her bemærker

Dansk Energi, at der er tale om en stor og vigtig opgave, som placeres ved Forsyningstilsy-

net. Her er det dog vigtigt, at tilsynets opgave fokuseres, og at det undgås, at der laves dob-

beltregulering i de tilfælde, hvor der allerede i dansk lovgivning er fastsat regler.

Dansk Energi er enig i, at koncerninterne ydelser skal købes på markedsvilkår, og at sy-

stembærende egenskaber til opretholdelse af forsyningssikkerheden skal markedsgøres jf.

elforsyningslovens §27a. Dette er et vigtigt element i en omkostningseffektiv fremskaffelse af

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

sådanne ydelser, og i at skabe prissignaler, der understøttet opretholdelsen af forsyningssik-

kerheden på langt sigt. Dansk Energi anser det i den forbindelse som positivt, at synkron-

kompensatorernes ydelser skal udbydes på markedsvilkår, jf. bemærkningerne til den fore-

slåede bestemmelse i §71, stk. 4, nr. 1.

Prissætningen af alle ydelser skal ske på markedsmæssige vilkår. I det omfang ydelser

handles internt i Energinets koncern bør de prissættes efter gældende skattemæssig praksis

og lovgivning på grundlag af OECD’s guidelines for prisfastsættelse af koncerninterne trans-

aktioner (transfer pricing). Dansk Energi forslår derfor, at det skrives ind, at Energinet i sin

interne prissætning skal overholde skattemæssig transfer pricing praksis og OECD’s guide-

lines, samt at Forsyningstilsynet skal lægge allerede gældende transfer pricing principper til

grund for tilsynet med koncerninterne handler:.

Dansk Energi finder i øvrigt, at Forsyningstilsynet skal have de nødvendige kompetencer til

at kunne udfylde den rolle, de tiltænkes i den nye regulering af Energinet. Herunder, at den

nødvendige ekspertise skal være til rådighed til at vurdere systemansvarliges forretningsplan

og indholdet af transmissionsselskabets langsigtede udviklingsplaner, når der skal fastsættes

tillæg til indtægtsrammen. Dette er dog ikke det samme som, at Forsyningstilsynet nødven-

digvis bør tilføres flere årsværk, særligt da det i sidste ende er forbrugerne og producenter-

ne, der skal betale herfor ved højere tariffer. Dansk Energi vil i stedet foreslå, at Forsynings-

tilsynet indenfor sin eksisterende økonomiske ramme prioriterer de nødvendige ressourcer til

at implementere den nye regulering af Energinet og føre tilsyn hermed.

I det følgende vil Dansk Energi afgive bemærkninger til en række udvalgte bestemmelser i

lovforslaget.

1. Ny økonomisk regulering

–

transmissionsvirksomhed (el) og systemansvarlig virksomhed

(ekskl. Datahub)

2. Ny økonomisk regulering

–

Datahub

3. Ny økonomisk regulering

–

transmissionsselskab (gas)

4. Forsyningstilsynets behov for nye ressourcer

5. Markedsmæssighed ved interne handler i Energinet

6. Energinets tarifering

7. Ændring af Energinets formålsbestemmelse

8. Synkronkompensatorer bør markedsudsættes

9. Gebyromkostninger som en del af prisen for prisregulerede naturgasprodukter

1. Ny økonomisk regulering

–

transmissionsvirksomhed (el) og systemansvarlig virk-

somhed (ekskl. Datahub)

I det følgende vil Dansk Energi afgive bemærkninger til følgende elementer af indtægtsram-

mereguleringen:

•

Tillæg for forventede omkostninger

Reguleringen bør sikre rettidige investeringer

Tillæg for reinvesteringer med væsentlige funktionelle eller kapacitetsmæssige æn-

dringer

Effektiviseringskrav

Tilstrækkelig kvalitet

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Overordnet set er indtægtsrammeregulering meget velegnet til at sikre incitamenter til at ef-

fektivisere. Risikoen er dog, at indtægtsrammer typisk vil være baseret på historiske omkost-

ningsniveauer og investeringsbehov og vil dermed ikke være gearet til et scenarie med sti-

gende investeringsbehov. Med den grønne omstilling står Danmark foran en kraftig elektrifi-

cering, som må forventes at medføre stadig større investeringer i både eltransmission og

eldistribution. Det er derfor positivt, at dette er tænkt ind ved, at der opereres med en regule-

ring af eltransmission, som funderes i en fremadrettet plan for investeringsbehovet og ikke

kun i de historiske investeringsniveauer.

Tillæg for forventede omkostninger

Som følge af, at indtægtsrammer typisk er baseret på historiske omkostningsniveauer og

investeringsbehov, synes det hensigtsmæssigt, at reguleringen af Energinet tilføjer elemen-

ter til indtægtsrammen, som går udover det historiske investeringsbehov. Dermed tages det

første skridt i retningen af en mere fremadskuende regulering, hvilket er positivt.

Dansk Energi noterer sig således, at der vil blive fastsat regler om, at omkostningsrammen

for transmissionsvirksomhed kan indeholde et tillæg for forventede meromkostninger til nyin-

vesteringer og anlægsprojekter med væsentlige funktionelle eller kapacitetsmæssige æn-

dringer. Indtægtsrammen vil dermed ikke kun være funderet i det historiske investeringsni-

veau. Dansk Energi kan støtte op om, at der fastsættes et fremadskuende element, som kan

sikre, at der foretages rettidige investeringer. Et tilsvarende behov ses for eldistribution og

dette bør snarest sikres lovgivningsmæssigt.

Dansk Energi bemærker endvidere, at den systemansvarlige virksomhed udarbejder en for-

retningsplan med forventede omkostninger, som kan indarbejdes i indtægtsrammeregulerin-

gen som et tillæg. Dansk Energi stiller sig dog undrende over for, at det under de almindelige

bemærkninger til den nye økonomiske regulering fremstår, som om det kun er en mulighed

for Forsyningstilsynet at lade forretningsplanens budget indgå i indtægtsrammen. Det synes

uhensigtsmæssigt, hvis Energinet skal foretage offentlig inddragelse ifm. udarbejdelse af

forretningsplanerne og udarbejde budgetforslag, som belyser nødvendige meromkostninger

for konkrete opgaver i reguleringsperioden, hvis disse efterfølgende måske reelt ikke lægges

til grund for selskabets økonomiske ramme. Dansk Energi foreslår det derfor præciseret i

lovbemærkningerne, hvilken rolle forrentningsplanen forventes at have for fastlæggelse af

indtægtsrammen.

Reguleringen bør sikre rettidige investeringer

Dansk Energi finder, at det er hensigtsmæssigt, at den nye regulering af Energinet medfører

et incitament til et større omkostningsfokus. Dansk Energi bemærker dog, at der kan fore-

komme en risiko for, at den øgede fokus på omkostningseffektivitet kan gå ud over udbyg-

ning af transmissionsnettet. Dette vil i så fald medføre, at netselskaberne bliver nødt til at

udbygge distributionsnettet i områder, hvor det ellers ville være mere omkostningseffektivt at

have transmissionskapacitet.

Allerede i dag kan der forekomme tilfælde, hvor distributionsnettet er kraftigt belastet, da

transmissionsnettet ikke i en tilstrækkelig grad er udbygget til at håndtere normaldrift, eller

fordi udbygningstaksten for transmissionsnettet har været for langsom. Dette kan medføre

større omkostninger end nødvendigt og en øget risiko for afbrud af slutkunder i områder,

hvor der er en høj grad af VE-produktion.

Dansk Energi finder således, at ovenstående problematik bør indgå i vurderingen af Energi-

nets udbygningsplan, således at det sikres, at der investeres tilstrækkeligt i transmissionska-

pacitet til, at udnyttelsen og udbygningen af den samlede elinfrastruktur optimeres. Eldistri-

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

butionsselskaberne indgår naturligvis meget gerne i en endnu tættere dialog om Energinets

planer fremadrettet.

Dansk Energi støtter også lovforslagets hensigt om at styrke planlægnings- og investerings-

processen for Energinets anlægsprojekter, herunder politisk inddragelse samt inddragelse af

interessenter, og at udvide godkendelsesprocessen til at omfatte projekter på tidlige plan-

lægningsstadier. Dette vil give omverdenen mere indsigt i projekternes gennemførelse og et

politisk ejerskab til projekterne.

Det er dog vigtigt, at den styrkede planlægnings- og investeringsproces ikke bliver en stop-

klods for den grønne omstilling af elsystemet. Energinet bør fortsat kunne investere i forhold

til et forventet behov. Energisystemet er i rivende udvikling, og alle elementer af det fremtidi-

ge energisystem vil per definition ikke være kendt på et givet investeringstidspunkt. Derfor er

det vigtigt, at Energinet fortsat agilt kan foretage de investeringer,

der har karakter af ’no

reg-

ret’ i forhold til energisystemet, og som understøtter udbygningen af vedvarende energi.

Tillæg for reinvesteringer med væsentlige funktionelle eller kapacitetsmæssige ændringer

Dansk Energi noterer sig, at indtægtsrammereguleringen ganske fornuftigt suppleres af et

element, som tager højde for, hvis reinvesteringer i elnettet sker med en større kapacitet end

i det net, der tages ud af drift. Desuden er det i lovbemærkningerne specificeret, at Forsy-

ningstilsynet får hjemmel til at fastsætte en metode til håndtering af ekstraordinært cyklisk

reinvesteringsniveau. Dansk Energi finder begge disse elementer hensigtsmæssige.

Effektiviseringskrav

Dansk Energi bemærker, at indtægtsrammen som mekanisme sikrer, at der er incitament til

effektiviseringer. Hertil bemærker Dansk Energi, at det ex post kan være hensigtsmæssigt at

føre tilsyn med, om det indtægtsrammeregulerede selskab, i dette tilfælde Energinet, har

effektiviseret ift. selskabets faktiske effektiviseringspotentiale. Dette skal dog ske, under hen-

syn til at selskabet naturligvis altid skal kunne få dækket sine omkostninger ved effektiv drift

inklusive et rimeligt afkast.

Derudover bakker Dansk Energi op om, at det i lovbemærkningerne til §71, stk. 4, nr. 4,

fremgår at omkostninger til systemydelser undtages effektiviseringskrav, da der er tale om

markedsudsatte, ikke-påvirkelige omkostninger, hvor det i et forsyningssikkerhedsmæssigt

perspektiv ikke er ønskværdigt.

Utilstrækkelig kvalitet

Den grønne omstilling stiller og vil stille store krav til vores elnet, herunder transmissionssy-

stem, og forsyningssikkerhed. For at nå i mål med 70 pct.-målsætningen er der behov for en

omfattende elektrificering af vores samfund. Det indbefatter, at der skal produceres og ind-

passes meget mere grøn strøm i vores forsyning end der gør i dag. Herudover vil der i de

kommende år ske en nedlukning af termiske værker, som i dag bidrager til forsyningssikker-

heden. Det er afgørende, at incitamenterne i den økonomiske regulering af Energinet anspo-

rer til fokus på alle aspekter af forsyningssikkerhed

–

ikke kun ved at skabe fleksible rammer

for at foretage investeringer, men også ved brug af sanktioner, såfremt forsyningssikkerhe-

den bliver utilfredsstillende.

Det fremgår af lovforslagets bemærkninger, at Forsyningstilsynet skal fastsætte regler om

fradrag i indtægtsrammen i tilfælde af utilstrækkelig leveringskvalitet i eltransmissionsnettet.

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Dansk Energi finder det hensigtsmæssigt, at der skabes incitamenter til en høj forsyningssik-

kerhed og støtter derfor, at der indføres et fradrag i indtægtsrammen baseret på leverings-

kvalitet, således at effektiviseringer ikke kommer på bekostning af flere afbrud.

Det er dog Dansk Energis opfattelse, at det er uheldigt at give Forsyningstilsynet adgang til

at fastlægge regler om en konkret reguleringsmodel, da det samtidig er tilsynet der skal ad-

ministrere de samme regler. Dansk Energi skal i stedet foreslå, at ministeren på samme må-

de som i indtægtsrammebekendtgørelsens kapitel 4 (§§ 16-17) der fastlægger regler for re-

guleringsmodellen om leveringskvalitet for netselskaberne, fastlægger konkrete regler om

reguleringsmodellen for eltransmissionsnettet.

Det foreslås i lovbemærkningerne, at fradraget i indtægtsrammen tager udgangspunkt i det

planlægningsmål for elforsyningssikkerhed, der er fastlagt af klima-, energi- og forsyningsmi-

nisteren eller subsidiært et gennemsnit af det historiske niveau for transmissionsnettets leve-

ringskvalitet. Efter den gældende § 27 i lov om elforsyning er det klima-, energi- og forsy-

ningsministeren, der har det overordnede ansvar for elforsyningssikkerheden og fastsætter

niveauet herfor.

Det er væsentligt, at der tilstræbes et niveau for forsyningssikkerheden, der sikrer at omkost-

ningerne ved strømafbrud hos elkunderne sammenholdes med omkostningerne hos infra-

strukturejeren ved at opretholde et bestemt niveau af leveringssikkerhed, således at kravene

til leveringskvalitet fastsættes, så de giver samfundsøkonomisk mening.

Derfor er det fornuftigt og hensigtsmæssigt at den regulatoriske målsætning for forsynings-

sikkerheden i eltransmissionsnettet kobles til det planlægningsmål, som klima-, energi- og

forsyningsministeren fastsætter.

Dansk Energi vil dog stille spørgsmålstegn ved, at målsætningen kobles på et historisk gen-

nemsnit, da dette kan være udtryk for et uhensigtsmæssigt niveau i forhold til, hvad der er

samfundsøkonomisk rentabelt.”

2. Ny økonomisk regulering

–

Datahub

Det fremgår af lovforslaget, at indtægtsrammen for Datahub løbende vil kunne tilpasses som

følge af brugerønsker. Dette bør afgrænses til tilpasninger, som følge af funktionaliteter, der

er nødvendige for at opretholde Datahubbens kernefunktion vedr. formidling af afregningsda-

ta mellem elnetselskaber og elhandlere og understøttelse af engrosmodellens forretnings-

mæssige transaktioner aktørerne imellem. Nye funktioners nødvendighed i forhold hertil bør

således dokumenteres af Datahub og vurderes af Forsyningstilsynet som grundlag for evt.

tilpasninger som følge af brugerønsker. Dette bør fremgå af lovtekst eller af bemærkningerne

hertil. Det fremgår desuden, at der ikke indføre en forretningsplan for Datahub. Dette fore-

kommer uhensigtsmæssigt i betragtning af de betydelige historiske og forventede fremadret-

tede investeringer i Datahub. Derfor bør der også for Datahub indføres krav om forretnings-

plan for at sikre tilstrækkelig politisk kontrol med denne aktivitet.

Endvidere forekommer det uklart, om det fortsat er tanken, at omkostninger til dækning af

Datahub’s omkostninger vil opkræves over Energinets tariffer eller via gebyrer etc.

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

3. Ny økonomisk regulering

–

transmissionsselskab (gas)

Dansk Energi støtter som nævnt et stærkere og mere transparent tilsyn med Energinets for-

retning og investeringer. Vi finder det positivt, at Energinet underlægges en indtægtsramme

med henblik på at give incitament til øget effektivitet.

Gasmarkedet står overfor en gennemgribende udvikling i de kommende år, hvor der bl.a. vil

være faldende gasforbrug, og Danmark i høj grad bliver et gastransitland. Det er derfor vig-

tigt, at der skabes de rette incitamenter for Energinet til hensigtsmæssig håndtering af risiko

for manglende anvendelse af infrastrukturen samt til afvikling af urentable dele af gasinfra-

strukturen.

Det fremgår af lovforslagets bemærkninger til

§ 37 d, stk. 4, nr. 2.

, at Forsyningstilsynet efter

ansøgning fra transmissionsselskabet kan tilpasse afskrivningsperioderne, såfremt Forsy-

ningstilsynet finder det hensigtsmæssig ud fra væsentlige samfundsøkonomiske hensyn,

herunder etablering af handelsforbindelser, tarifstabilitet m.v. Det fremgår desuden, at det

forventes, at Forsyningstilsynet tager hensyn til nedskrivningsrisikoen som følge af konkur-

rencepåvirkning af tredjeparts anvendelse af handelsforbindelser, væsentlige samfundsøko-

nomiske forhold og opnåelse af sammenhæng mellem anvendelsesbehovet for aktivet og

dets økonomiske levetid.

Grundlæggende bør anlæg afskrives efter almindelige regnskabsprincipper. Dansk Energi

kan dog støtte, at det på grund af faldende forretningsgrundlag på gas kan være nødvendigt,

at afskrivningsperioderne for projekter af væsentlig størrelse kan tilpasses, såfremt det er

hensigtsmæssigt ud fra væsentlige samfundsøkonomiske hensyn, herunder tarifstabilitet. Vi

støtter desuden, at der tages hensyn til nedskrivningsrisikoen som følge af konkurrencepå-

virkning af tredjeparts anvendelse af handelsforbindelser, væsentlige samfundsøkonomiske

forhold og opnåelse af sammenhæng mellem anvendelsesbehovet for aktivet og dets øko-

nomiske levetid.

Dansk Energi støtter endvidere, at Energinets omkostninger til opretholdelse af gasforsy-

ningsstandarden, som indkøbes på markedsvilkår, betragtes som ikke-effektiviseringspålagte

omkostninger.

4. Forsyningstilsynets behov for nye ressourcer

Det fremgår af lovforslagets almindelige bemærkning, at den nye økonomiske regulering og

nye planlægnings- og investeringsgodkendelsesproces vil medføre et behov for tilførsel af

ressourcer til Forsyningstilsynet. Desuden fremgår det, at der udover de ekstra ressourcer til

Forsyningstilsynet også er behov for driftsmidler til konsulentbistand i forbindelse med udvik-

ling af elementer i den nye regulering af Energinet.

Dansk Energi finder, at Forsyningstilsynet skal have de nødvendige kompetencer til at kunne

udfylde den rolle, de tiltænkes i den nye regulering af Energinet. Dette er dog ikke det sam-

me, som at Forsyningstilsynet bør tilføres flere årsværk, særligt da gebyrfinansieringen i sid-

ste ende skal betales af forbrugere og producenter. En øget bevilling til Forsyningstilsynet vil

medføre, at Energinets tarif øges. Derfor vil Dansk i stedet foreslå, at Forsyningstilsynet in-

denfor sin eksisterende økonomiske ramme prioriterer de nødvendige ressourcer til at im-

plementere den nye regulering af Energinet og føre tilsyn hermed.

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

5. Markedsmæssighed ved interne handler i Energinet

Dansk Energi bemærker, at for ydelser, der købes internt i Energinets koncern, skal disse

naturligvis prissættes på markedsmæssige vilkår. Prissætningen bør ske efter gældende

skattemæssig praksis og lovgivning på grundlag af OECD’s guidelines for prisfastsættelse af

koncerninterne transaktioner (transfer pricing).

På baggrund af ovenstående foreslår Dansk Energi derfor, at det skrives ind i lovforslagets

bestemmelser, at Energinet i sin interne prissætning skal overholde skattemæssig transfer

pricing-praksis

og OECD’s guidelines, samt at Forsyningstilsynet skal lægge allerede gæl-

dende skattemæssige transfer pricing-principper til grund for tilsynet med koncerninterne

handler.

6. Energinets tarifering

Den nye indtægtsrammeregulering af Energinets aktiviteter betyder, at der fremadrettet sæt-

tes en ramme for, hvor meget der må opkræves. For eltransmissions- og elsystemopgaver

opkræver Energinet i dag en tarif på alt slutforbrug fra slutkunder. Der arbejder i dag en

tværministeriel arbejdsgruppe om tariffer, som blandt andet skal se på, om Energinet på el-

området i fremtiden skal tarifere slutkunders forbrug, eller om Energinet i stedet skal tarifere

DSO’erne.

Dansk Energi finder det godt at få belyst, om det ville være mere hensigtsmæssigt, at Ener-

ginet på elområdet tariferer DSO’erne fremfor slutkunder, sådan som det foregår i vores na-

bolande. Hvis Energinet skal tarifere DSO’erne, kan det potentielt set få konsekvenser for

den økonomiske regulering af både netselskaberne og Energinet.

Desuden bemærker Dansk Energi, at det ikke fremgår tydeligt fra lovforslaget eller bemærk-

ningerne til lovforslaget, om der er omkostninger, som kan opkræves over Energinets tariffer,

men som ikke er omfattet af indtægtsrammen. Det er eksempelvis uklart, hvordan omkost-

ningerne til Energinets myndighedsarbejde finansieres, herunder om disse omkostninger

indgår i indtægtsrammen for et af de regulerede selskaber.

7. Ændring af Energinets formålsbestemmelse

Selv om ændringen af Energinets formålsbestemmelse alene vedrører rammen for Energi-

nets opgavevaretagelse, mener Dansk Energi at formuleringerne både i lovforslaget og lov-

bemærkningerne bør præciseres, så det er mere afgrænset og klart, hvilken udvidelse i

Energinets opgavevaretagelse, der er hensigtsmæssig. Formuleringen i lovforslaget

”…og

varetage opgaver med sammenhæng hertil”

er meget upræcis, og kan dække over opgaver,

som ikke bør varetages af Energinet.

Energinet er et naturligt monopol, og det er afgørende, at det kun er de dele af energisyste-

met, der ikke kan markedsgøres og konkurrenceudsættes, der indlemmes i Energinets op-

gavevaretagelse. Dansk Energi foreslår, at formuleringen i lovforslaget affattes således:

”Energinets formål er at eje, drive og udbygge overordnet energiinfrastruktur samt varetage

de opgaver med sammenhæng hertil, som ikke direkte kan markedsgøres eller konkurrence-

udsættes, og herved bidrage til udviklingen af en klimaneutral energiforsyning. Energinet skal

varetage hensyn til forsyningssikkerhed, klima og miljø samt sikre åben og lige adgang for

alle brugere af nettene og effektivitet i sin drift.”

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Den foreløbige uddybning i bemærkningerne ”opgaver, som ligger i naturlig forlængelse af

eller på anden vis påvirker den overordnede energiinfrastruktur og anvendelsen heraf" er

desværre lige så uklar som selve forslaget, og Dansk Energi opfordrer til en præcisering og

en klar afgrænsning af Energinets fremtidige rolle både i lovforslaget og lovbemærkningerne.

Der er mange opgaver som kan siges at påvirke den overordnede energiinfrastruktur og an-

vendelsen heraf, så det bør præciseres, at det drivende princip for tilføjelser i Energinets

opgavevaretagelse er opgaver, som ikke hensigtsmæssigt kan varetages af markedsaktører

eller andre relevante interessenter.

8. Synkronkompensatorer bør markedsudsættes

Dansk Energi er uenig i fortolkningen af, at synkronkompensatorer efter eldirektivet er at be-

tragte som integreret netkomponent. Derfor bør kravet om markedsudsættelse af de ydelser,

disse anlæg kan levere genindsættes i lovforslaget.

Gebyromkostninger som en del af prisen for prisregulerede naturgasprodukter

Dansk Energi noterer sig, at tidligere forslag om ændring af naturgasforsyningslovens be-

stemmelser om gebyromkostninger som en del af prisen for prisregulerede naturgasproduk-

ter, som Dansk Energi fandt positive, nu er taget ud af lovforslaget. Det er fortsat et vigtigt

emne for Dansk Energi og det forventes derfor, at ændringsbestemmelserne vil indgå i en

snarlig fremtidig ændring af lov om naturgasforsyning.

Dansk Energi står til rådighed, hvis der bliver behov for yderligere uddybning af fremsendte.

Med venlig hilsen

Michael Guldbæk Arentsen

Dansk Energi

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Klima-, Energi- og forsyningsministeriet

Energistyrelsen

Carsten Niebuhrs gade 43

1577 København V

Mail:

[email protected], [email protected]

Journalnummer 2020-4657

Fjernvarmens Hus

Merkurvej 7

DK-6000 Kolding

Tlf. +45 7630 8000

[email protected]

www.danskfjernvarme.dk

cvr dk 55 83 10 17

Dansk Fjernvarmes høringssvar vedrørende forslag til Lov

om ændring af Lov om Energinet, lov om elforsyning og lov

om naturgasforsyning

Dansk Fjernvarme har udarbejdet høringssvar vedrørende Lov om Energinet, som har til

formål at ændre Energinets formålsbestemmelse, skabe større transparens for Energi-

nets investeringer samt etablere ny økonomisk regulering af Energinet.

Dansk Fjernvarme er brancheorganisation for alle de knap 400 danske fjernvarmeselska-

ber, som i løbet af de kommende år tilsammen kommer til at udgøre de største elforbru-

gere i Danmark

–

i takt med at større dele af fjernvarmeproduktionen bliver elektrificeret.

Dansk Fjernvarme har derfor en klar interesse i, at den økonomiske regulering af Energi-

net kommer til at understøtte den omkostningseffektive grønne omstilling, som skal gen-

nemføres i de kommende år.

Hovedindhold

Høringsudkastet indfører en ny formålsparagraf som skal sikre, at Energinet i større om-

fang arbejder for klimamålsætningerne. Dertil foreslås en række ændringer som skal

skabe større transparens samt inddrage Klima-, Energi- og forsyningsudvalget ved store

investeringer med politisk og økonomisk betydning. Endelig foreslås reguleringen af

Energinet ændret fra en hvile-i-sig-selv model til en indtægtsrammemodel.

Konklusion

Dansk Fjernvarme savner, at formålet med Energinet udvides til også at omfatte virksom-

heders konkurrenceevne via energieffektivitet, energifleksibilitet og energiintegration, idet

Energinet har haft en tendens til ensidigt at gå efter store og dyre udlandsforbindelser

frem for konkurrencedygtige Danske løsninger. Dansk fjernvarme beklager, at Energinets

gasselskab fortsat arbejder på at forhindre og/eller udsætte klimagavnlige konverterings-

projekter på trods af klimamålsætningerne som Energinet skal støtte.

Dansk Fjernvarme hilser større transparens omkring investeringsplaner velkommen, men

finder at indtægtsrammeregulering er en forkert reguleringsmodel.

21. september 2020

Side 1/5

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Ny formålsbestemmelse for Energinet

Energinet skal varetage hensynet til forsyningssikkerhed, klima og miljø samt sikre åben

og lige adgang for alle brugere af nettene og effektivitet i sin drift.

Disse formål forekommer fornuftige og indlysende, men der savnes en formulering om

hensynet til konkurrenceevnen, da det er vigtigt at vore virksomheder, som følge af oven-

stående formål ikke udsættes for vilkår og omkostninger som forringer deres konkurren-

ceevne. Energinet har igennem mange år forsømt at se på om der kan skabes løsninger

der skaber større konkurrenceevne, fleksibilitet og energiintegration, frem for at etablere

store omkostningstunge udlandsforbindelser finansieret af vore virksomheder til ugunst

for deres konkurrenceevne pga. stigende tariffer.

Energinets formål er at eje, drive og udbygge overordnet energiinfrastruktur og varetage

opgaver med sammenhæng hertil, og derved bidrage til klimaneutral energiforsyning.

Der ligger implicit i denne formulering en forventning om, at det er Energinet som via ud-

bygninger skal skabe energifleksibilitet samt varetage opgaven med at udjævne fluktue-

rende elektricitetsproduktion. Denne opgave kan de lokale distributionsselskaber et

stykke hen af vejen bidrage til og der savnes derfor en formulering om, at Energinet skal

bidrage til omkostningseffektiv fleksibilitet og energiintegration i distributionsnettene f.eks.

via deres tarifsystemer for gas og elektricitet.

I den forbindelse forekommer det ikke i overensstemmelse med målsætningen om klima-

neutral energiforsyning, at Energinets gasselskab vedvarende bekæmper og forsinker

konverteringsprojekter væk fra fossil naturgas.

Ny transparent proces for Energinets investeringer

Dansk Fjernvarme hilser ændringerne velkomne.

Ny fremsynet økonomisk regulering af Energinet

Argumentet for at afskaffe hvile-i-sig-selv-reguleringen af Energinet og i stedet indføre ny

regulering med indtægtsrammer og effektiviseringskrav anføres i bemærkninger på side

26 alene at være, at

”hvile-i-sig-selv-regulering

giver Energinet et mindre incitament til at

drive sin virksomhed effektivt”.

Denne forklaring er ikke underbygget af fakta eller lignende og fremstår derfor alene en

antagelse baseret på news-public-manament-tankegangen.

Erfaringerne fra andre sektorer viser, at regulering med indtægtsrammer (på spildevand,

vand og elnet) ikke har medført lavere stigninger i priserne, end der har været på områ-

der med hvile-i-sig-selv-regulering (renovation og fjernvarme), jf. følgende oversigt:

Side 2/5

Konkurrence- og Forbrugerstyrelsens

”Potentialer for en mere effektiv forsyningssektor gennem bedre regule-

ring”

(august 2020).

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Side 3/5

Hovedargumentet for at indføre indtægtsrammeregulering fremstår således som fejlagtigt

og uden at være faktuelt underbygget.

Indtægtsramme er forkert reguleringsmodel

Det er Dansk Fjernvarme opfattelse, at indtægtsrammer og effektiviseringskrav er uhen-

sigtsmæssig reguleringsmodel for Energinet, der ikke kan forventes at give den forbru-

gerbeskyttelse af kunderne, herunder fjernvarmeselskaber, som er hele formålet med re-

guleringen.

Energinet er et statsejet monopol, som servicerer en professionel kundegruppe i form af

distributionsselskaber og andre store aktører. Der er derfor gode forudsætninger for i ste-

det at indføre en form for aftalebaseret regulering, hvor aftalen kan skræddersyes til at

understøtter de mål, som Energinet skal nå fremover ift. grøn omstilling, og hvor det kan

sikres, at det sker på en betryggende og omkostningseffektiv måde for kunderne.

Energinet er 100 pct. statsejet, og selskabets investeringer er derfor ikke foretaget for risi-

kovillig kapital eller ud fra kommercielle argumenter. Selskabet skal derfor ikke drives ift.

at skabe afkast til ejeren. Tværtimod har Energinet alene et samfundsmæssigt ansvar for

at udvikle og drive kritisk infrastruktur i Danmark.

Det er derfor efter Dansk Fjernvarmes opfattelse uforståeligt, at der foreslås indført en re-

gulering, der i høj grad er baseret på at indføre kommercielle incitamenter og muligheden

for at lave overskud

–

og ikke på at sikre bedste samfundsøkonomiske resultater samt

konkurrenceevne for Energinets kunder, herunder fjernvarmeselskaberne.

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Hertil kommer, at regulering med indtægtsrammer i sin natur er en bagudrettet regule-

ringsmetode, hvor indtægtsrammerne fastsættes ud fra de omkostninger i foregående pe-

riode. Det er en velegnet metode, når der ikke skal omstilles, men det er en uegnet me-

tode, når reguleringen skal bruges til at understøtte omstilling og fremadrettede mål om

grøn omstilling.

Hertil kommer yderligere, at indtægtsrammer og effektiviseringskrav tilsammen i praksis

er en grønthøstermetode, som selvsagt ikke udgør en hensigtsmæssig reguleringsme-

tode for et selskab, der gennem de næste år skal foretage meget store investeringer og

omstilling for at understøtte den grønne omstilling i Danmark.

Incitamenter

Det fremgår af forslaget, at reguleringen skal give Energinet incitamenter til at realisere

ekstraordinære effektiviseringer, fordi Energinet herved kan opnå et øget afkast/over-

skud.

Dansk Fjernvarme stiller uforstående overfor dette argument, når der er tale om et stats-

ejet selskab, som har opgave med samfundsansvar, og som ikke er et kommercielt sel-

skab. Hvad præcis skulle et non-profit selskabs incitament være til at realisere ekstraordi-

nære besparelser, når de ikke kan udloddes til ejeren? Og såfremt Energinet rent faktisk

realiserer ekstraordinære besparelser, hvad skal denne kapitalopbygning i Energinet i gi-

vent fald bruges til, og hvordan skulle det gavner de forbrugerne, som reglerne skal be-

skytte?

Forrentning

Det fremgår af forslaget, at Energinet skal have en forrentningsramme, der skal dække

en forrentning af den investerede kapital. Den fremgår videre af forslaget, at der skal

være tale om en risikobaseret forrentning.

I første omgang må en forrentning af den investerede kapital forventes at føre til en mar-

kant forøgelse af selskabets indtægtsramme og dermed også give en markant stigning i

forbrugerpriserne. Hvis det skal være en fordel for de forbrugere, som reguleringen har

som formål at beskytte, skal effektiviseringskravene derfor være større end forrentningen.

Det plejer ikke at være tilfældet ved indtægtsrammeregulering.

Dansk Fjernvarme forventer, at forrentningen vil føre til en kapitalopbygning i Energinet,

som vi i lighed med de ekstraordinære besparelser har svært ved at se formålet med.

En mulig forklaring på indførelsen af en regulering, som omdanner Energinet til en kom-

merciel aktør med kommercielle incitamenter, kunne være, at hensigten hermed er at

gøre Energinet klar til et evt. salg på et senere tidspunkt. Reguleringen gør det i hvert fald

attraktivt. Denne mulighed er ikke i kundernes interesse, og den flugter heller ikke med

de politiske signaler om ikke at sælge kritisk infrastruktur.

Side 4/5

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Forsyningstilsynet som både regeludsteder og regelhåndhæver

I lovudkastet lægges der op til, at Forsyningstilsynet, som er en uafhængig myndighed,

der ikke er underlagt instruktionsbeføjelse fra det politiske niveau, får rollen som regel-

fastsætter indenfor nogle meget brede og overordnede rammer. Det fremgår således af

forslaget i § 2, at Forsyningstilsynet skal fastsætte regler om, hvordan indtægter, omkost-

ninger, omkostningsrammen, forrentningsrammen, forrentningsgrundlag, forrentnings-

sats, effektiviseringskrav, samfundsmæssige nøgleparametre, justeringer og tillæg til

grønne investeringer osv. skal fastsættes.

Der er med andre ord lagt op til, at Forsyningstilsynet har næste fuldstændig frie rammer

til at sammensætte reguleringen, sådan som tilsynet måtte ønske.

Det er samtidig Forsyningstilsynet, der er reguleringsmyndighed på området, og som der-

for efterfølgende skal administrere de regler, som de selv skal fastsætte.

Denne konstruktion, hvor samme myndighed både fastsætter og håndhæver reglerne, er

selvsagt problematisk, og det er ikke en model, som der normalt anvendes i Danmark.

Det er Dansk Fjernvarmes klare opfattelse, at denne dobbeltrolle vil kunne vise sig at

være problematisk, og at den derfor bør undgås

–

både i reguleringen af Energinet og i

andre reguleringer.

Dansk Fjernvarme takker for muligheden for at kommentere på forslaget.

Side 5/5

Med venlig hilsen

John Tang

Chefkonsulent

Dansk Fjernvarme

[email protected]

Tlf: +45 24 42 88 84

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet

Holmens Kanal 20

1060 København K

Att.: Fuldmægtig Julie Hansen

Pr. e-mail:

[email protected];

cc:

[email protected]

21. september 2020

Høring over forslag til lov om ændring af lov om Energinet, lov om

elforsyning og lov om naturgasforsyning (ændring af

formålsbestemmelsen for Energinet, ny transparent proces for

Energinets investeringer og ny fremsynet økonomisk regulering af

Energinet m.v.)

–

j.nr.: 2020-4657

Tak for muligheden for at kommentere lovforslaget.

Det bør afklares, om det nye stk. 3 i § 12 i lov om Energinet, ligesom det gælder for §

12, stk. 1, skal være omfattet af revisors revision.

Herudover giver den ændrede lovgivning ikke anledning til bemærkninger af

regnskabsmæssig eller revisionsmæssig karakter.

FSR

–

danske revisorer

Kronprinsessegade 8

DK - 1306 København K

Telefon +45 3393 9191

[email protected]

www.fsr.dk

CVR. 55 09 72 16

Danske Bank

Reg. 9541

Konto nr. 2500102295

Med venlig hilsen

Jeanette Staal

formand for FSR

–

danske revisorers

Forsyningsarbejdsgruppe

Alexander Munkholm Bruun

student

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

23. september 2020

LOBA

DI-2019-18232

Energistyrelsen

Carsten Niebuhrs Gade 43

1577 København V

Sendt pr. mail til:

[email protected]

(cc)

DI’s høringssvar vedr. regulering af Energinet (journalnr. 2020-4657).

DI Energi takker indledningsvist for muligheden for at kommentere på lovforslag om ny

regulering af Energinet.

DI Energi noterer sig, at store dele af lovforslaget har været i høring i efteråret 2019,

hvortil DI afgav bemærkninger ved høringssvar af d. 10. december 2019 – bemærkninger,

som langt henad vejen fortsat er relevante.

Når det er sagt, kan DI Energi overordnet set bakke op om de ændringer, der er foretaget

i forhold til det tidligere fremsatte lovforslag.

Særligt vil DI Energi gerne kvittere for, at der, med ændringen af ansøgningsprocessen fra

én årlig ansøgningsrunde til løbende ansøgninger, sikres øget agilitet i ministerens

godkendelse af projekter, – det er i DI Energis øjne til gavn for forsyningssikkerheden og

den grønne omstilling. Dertil giver det i DI Energis øjne god mening, at ministeren med

det ændrede forslag ikke skal godkende indmelding af projekter i europæisk

sammenhæng, der ikke er hverken bindende eller ligger til grund for danske business

cases.

Derudover vil DI Energi gerne kvittere for udsættelse af processen for den første

langsigtede udviklingsplan og virkningen af den økonomiske regulering. Førstnævnte

giver sammen med præciseringerne omkring interessentinddragelse, bedre mulighed for

rettidig og tilstrækkelig interessentinddragelse samt bedre gennemarbejdning af planen,

og sidstnævnte giver den nødvendige tid for Forsyningstilsynet til at udmelde foreløbige

indtægtsrammer.

DI Energi har ikke yderligere bemærkninger.

Med venlig hilsen

Louise Bank

Seniorchefkonsulent

*SAG*

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Fiolstræde 17 B, Postboks 2188, 1017 København K

T: +45 7741 7741, F: +45 7741 7742, taenk.dk

Energistyrelsen

att.

[email protected]

j.nr 2020-4657

23. september 2020

Høring over udkast til lovforslag om ny regulering af Energinet

Forbrugerrådet Tænk har modtaget udkast til lovforslag om ny regulering af

Energinet i høring, og kan støtte udkastet med følgende bemærkninger.

Vi finder det positivt, at lovudkastet (side 15) fastsætter opretholdelsen af en

høj forbrugerbeskyttelse som en central parameter for Energinets virke.

Det fremgår af side 13 i bemærkningerne til lovudkastet:

”Energinet

er for så vidt angår sine kerneopgaver et naturligt monopol, der

ikke er underlagt et effektiviseringspres fra et marked.”

I lyset heraf og af de fortsat stigende priser på Energinets ydelser, som betales

af forbrugerne, skal Forbrugerrådet Tænk foreslå, at det i formålsparagraffen

gøres klart, at Energinet løbende skal forbedre sin effektivitet.

Det kan fx ske ved tilføjelsen af ordet ”stigende”, jf. nedenfor.

2. § 2, stk. 1, affattes således:

»Stk. 1. Energinets formål er at eje, drive og udbygge overordnet

energiinfrastruktur og varetage opgaver med sammenhæng hertil, og

herved bidrage til udviklingen af en klimaneutral energiforsyning.

Energinet skal varetage hensyn til forsyningssikkerhed, klima og miljø samt

sikre åben og lige adgang for alle brugere af nettene og

stigende

effektivitet i sin drift.«

Vi skal yderligere foreslå, at der i beskrivelsen (side 54) af den brede

interessentinddragelse eksplicit tilføjes ”forbrugerorganisationer”, da

forbrugere - store som små

–

berøres både direkte og indirekte af

beslutninger taget af Energinet, jf. nedenfor.

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Fiolstræde 17 B, Postboks 2188, 1017 København K

T: +45 7741 7741, F: +45 7741 7742, taenk.dk

”Det forventes videre, at Energinet skal involvere interessenter bredt,

herunder producenter, distributionsselskaber, andre brugere af

infrastrukturen og

forbrugerorganisationer.”

Vi står til rådighed for uddybning af ovenstående.

Med venlig hilsen

Vagn Jelsøe

Vicedirektør

Martin Salamon

Cheføkonom

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

HØRINGSSVAR |

FORSYNINGSTILSYNET 23. SEPTEMBER 2019

23. september 2020

Sagsnr. 20/00601

Forsyningstilsynets høringssvar til forslag til

Lov om ændring af lov om Energinet, lov om el-

forsyning og lov om naturgasforsyning

Indledningsvis vil Forsyningstilsynet gerne kvittere for muligheden for at afgive hørings-

svar til forslag til Lov om ændring af lov om Energinet, lov om elforsyning og lov om

naturgasforsyning (Ændring af formålsbestemmelsen for Energinet, ny transparent pro-

ces for Energinets investeringer og fremsynet økonomisk regulering af Energinet m.v.)

Høringssvaret er opdelt således, at der indledes med Forsyningstilsynets generelle be-

mærkninger til lovforslaget. Herefter følger specifikke bemærkninger til de enkelte afsnit

i lovforslaget.

Såfremt Energistyrelsen har spørgsmål til Forsyningstilsynets høringssvar eller ønsker

dele af høringssvaret uddybet, står Forsyningstilsynet naturligvis til rådighed for en nær-

mere drøftelse heraf.

GENERELLE BEMÆRKNINGER

I dette afsnit følger Forsyningstilsynets generelle bemærkninger til forslag til Lov om

ændring af lov om Energinet, lov om elforsyning og lov om naturgasforsyning (Ændring

af formålsbestemmelsen for Energinet, ny transparent proces for Energinets investerin-

ger og fremsynet økonomisk regulering af Energinet m.v.)

FORSYNINGSTILSYNET HAR TIDLIGERE AFGIVET HØRINGSSVAR

Forsyningstilsynet afgav høringssvar i forbindelse med at dele af lovforslaget var i of-

fentlig høring i november/december 2019, jf. forslag til Lov om ændring af lov om Ener-

ginet, lov om elforsyning og lov om naturgasforsyning (ændring af den økonomiske re-

gulering af Energinet og ny planlægnings- og investeringsgodkendelsesproces for Ener-

ginet m.v.) (feb II). (Energistyrelsens journalnummer 2019-95910). Forsyningstilsynet

genfremsender ikke disse bemærkninger, men bemærker, at Forsyningstilsynet fasthol-

der de bemærkninger, som fortsat er relevante og som afgivet i høringssvar af den 12.

december 2019.

TERMINOLOGI

Forsyningstilsynet bemærker, at der i lovforslaget bruges terminologien

”Energinet”,

”Energinet

og dennes helejede datterselskaber”,

”transmissionsvirksomhed”, ”system-

ansvarligvirksomhed” og

”transmissionsselskab”.

Forsyningstilsynet vurderer, at der

mangler konsistens i forhold til, hvordan virksomhederne underlagt den nye regulering

omtales i lovforslaget. Det er uklart i forhold til, hvordan Energinet-koncernen er struk-

tureret i dag, hvad det dækker over, når der eksempelvis alene står Energinet. Forsy-

ningstilsynet vurderer, at Energinet som udgangspunkt vil være moderselskabet, som

FORSYNINGSTILSYNET

Torvegade 10

3300 Frederiksværk

Tlf. 4171 5400

[email protected]

www.forsyningstilsynet.dk

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Side 2/8

er en selvstændig virksomhed med eget cvr. nr., og dermed ikke de datterselskaber, der

ejer og driver el- og gastransmissionsnettet. Det er Forsyningstilsynets forståelse, at

monopolaktiviteterne før organisationsændringen lå under moderselskabet Energinet.

Monopolaktiviteterne er nu fordelt på selvstændige datterselskaber. Forsyningstilsynet

foreslår på den baggrund, at det defineres, hvad der menes med transmissionsvirksom-

hed, systemansvarlig virksomhed mv., og at der indsættes en tekst om, hvad der menes

med Energinet samt Energinet og dennes helejede datterselskaber og hvilke selskaber,

dette vedrører.

Et eksempel på uklarhed i forbindelse med brugen af ordet Energinet findes på side 15,

afsnit 7, i lovforslaget:

”Efter

første princip skal Energinet underlægges en indtægtsrammeregulering, der frem-

over skal sikre incitament til en effektiv drift og nødvendige investeringer”.

I denne sammenhæng formoder Forsyningstilsynet, at der med Energinet skal forstås

systemansvarlig virksomhed, transmissionsvirksomhed og transmissionsselskab. Dette

fremgår dog ikke klart.

Et andet eksempel ses på side 16, afsnit 3, i lovforslaget, hvor det fremgår, at:

”Da

Energinets regulerede datterselskaber er naturlige monopoler, og derfor ikke er ud-

sat for et konkurrencepres, vil Forsyningstilsynet udmelde effektiviseringskrav for Ener-

ginet”.

I denne sætning henvises først til Energinets regulerede datterselskaber og sidenhen

blot Energinet. Det er uklart, hvorfor der både bruges terminologien

”Energinets

regule-

rede datterselskaber” og

”Energinet”.

Et tredje eksempel ses på side 64, afsnit 4, i lovforslaget, hvor det fremgår, at:

”Det drejer sig eksempelvis om den situation, hvor Energinet

dækker et fradrag ved et

af sine datterselskaber som følge af den foreslåede § 71, stk. 4, nr. 6….”

I denne sammenhæng er det Forsyningstilsynets forståelse, at Energinet henviser til

moderskabet i Energinet-koncernen.

JUSTERING AF FORRENTNINGSRAMMEN

Forsyningstilsynet bemærker, at det flere steder i lovforslaget fremgår, at der skal ske

en justering af omkostningsrammen for ændringer i afskrivninger. Forsyningstilsynet fin-

der, at det også er relevant at justere forrentningsrammen, såfremt at afskrivningsgrund-

laget ændrer sig, så opgørelsen af omkostningsrammen og forrentningsrammen ikke

afviger fra hinanden.

Et eksempel herpå fremgår af side 86, afsnit 1:

”I forhold til

anlægsprojekter, som er nyinvesteringer og reinvesteringer, der har væsent-

lige funktionelle eller kapacitetsmæssige ændringer, forudsættes det, at Forsyningstil-

synet fastsætter regler om, at omkostningsrammen for den, der varetager transmissi-

onsvirksomhed eller systemansvarlig virksomhed, som udgangspunkt indeholder et til-

læg for forventede driftsmæssige afskrivninger”.

Det er Forsyningstilsynets vurdering, at der også bør fastsættes et tillæg til forrentnings-

rammen i dette tilfælde, så der ikke sker en afkobling mellem, hvad der indgår i omkost-

ningsrammen og forrentningsrammen.

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Side 3/8

ENERGINETS FORMÅLSBESTEMMELSE

Forsyningstilsynet bemærker, at der med lovforslaget foretages en ændring af Energi-

nets formålsbestemmelse, hvorefter at Energinet i sin opgavevaretagelse vil skulle un-

derstøtte udviklingen af en klimaneutral energiforsyning. Det fremgår endvidere, at

Energinet generelt i sin virksomhed og opgavevaretagelse skal tage hensyn til klima

og miljø, og at Energinet skal have fokus på det klimaaftryk, som Energinet sætter ved

sin virksomhed, hvilket bl.a. betyder, at drift og udbygning af energiinfrastruktur så vidt

muligt skal ske ved brug af klimavenlige teknologier.

Forsyningstilsynet bemærker, at det er uklart om og hvorledes, klima- og miljøhensyn

skal indgå i den økonomiske regulering. Der vil være behov for, at der indskrives klare

kriterier og hensyn samt, at der fastlægges et niveau for klima og miljø på samme vis,

som det eksempelvis er tilfældet med leveringskvalitet. Endvidere ville det være natur-

ligt i bemærkningerne til Forsyningstilsynets hjemler til at udstede nærmere regler i

medfør af lov om elforsyning og lov om naturgasforsyning, at disse regler forventes at

understøtte Energinets formålsbestemmelse, såfremt det er meningen.

STATSSTØTTE

Forsyningstilsynet bemærker, at Forsyningstilsynet ikke har forholdt sig til statsstøtte-

retlige regler.

SPECIFIKKE BEMÆRKNINGER

I dette afsnit følger Forsyningstilsynets specifikke bemærkninger til forslag til Lov om

ændring af lov om Energinet, lov om elforsyning og lov om naturgasforsyning (Ændring

af formålsbestemmelsen for Energinet, ny transparent proces for Energinets investerin-

ger og fremsynet økonomisk regulering af Energinet m.v.)

Forsyningstilsynets bemærkninger følger strukturen i lovforslaget, det vil sige, at først

fremgår Forsyningstilsynets bemærkninger til de konkrete bestemmelser i loven, heref-

ter følger Forsyningstilsynets bemærkninger til de almindelige bemærkninger, og ende-

lig fremgår Forsyningstilsynets bemærkninger til de specielle bemærkninger.

BESTEMMELSERNE I LOVEN

Forsyningstilsynet har ingen bemærkninger til de enkelte bestemmelser i loven.

ALMINDELIGE BEMÆRKNINGER

I dette afsnit følger Forsyningstilsynets bemærkninger til lovforslagets almindelige be-

mærkninger. De specielle bemærkninger bør konsekvensrettes i overensstemmelse

hermed.

S. 16, afsnit 6:

Det fremgår, at:

”Forsyningstilsynet fastsætter regler om fradrag i indtægtsrammen med

udgangspunkt i det planlægningsmål for elforsyningssikkerhed, der er fastlagt af klima-

, energi og forsyningsministeren…”.

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Side 4/8

Forsyningstilsynet bemærker hertil, at Forsyningstilsynet får bemyndigelse til at fast-

sætte model for leveringskvalitet, men at elforsyningssikkerhed både vedrører leverings-

sikkerhed og tilstrækkelig produktionskapacitet. Der kan derfor med fordel specificeres,

at det er planlægningsmålet for leveringssikkerhed.

S. 27, afsnit 4:

Det fremgår, at:

”Forretningsplanen skal beskrive systemansvarlig virksomheds aktivite-

ter og skal sikre mulighed for, at selskabet fortsat kan varetage sine opgaver ud fra

samfundsmæssige prioriteringer…”.

Forsyningstilsynet bemærker, at det er uklart, hvad der ligger i samfundsmæssige prio-

riteringer. Ordet samfundsøkonomiske kan med fordel anvendes i stedet. Desuden kan

det med fordel uddybes i bemærkningerne, hvad der nærmere menes hermed.

S. 27, afsnit 4:

Det fremgår, at:

”selskabet kan vælge at udføre aktiviteterne selv eller bestille f.eks.

udviklings- og innovationsprojekter, herunder hos transmissionsvirksomheder, såfremt

det

vurderes mest hensigtsmæssigt”.

Det er uklart, hvordan det i denne sammenhæng sikres,

at det er det ”rigtige” selskab,

der udfører aktiviteten. Det er endvidere uklart, hvem der betaler såfremt eksempelvis

systemansvarligvirksomhed bestiller f.eks. udviklings- og innovationsprojekter ved

transmissionsvirksomhed?

S. 33, afsnit 6:

Det fremgår, at:

”For at tilstræbe balance efter budgetvejledningens bestemmelser fore-

slås det, at beløbet efter §§ 51 b, stk. 2, i lov om elforsyning fastsættes til 4,75 mio. kr.

Beløbet efter § 30 a, stk. 3, i lov om naturgasforsyning foreslås nedsat fra henholdsvis

0,82 mio. kr. og 0,09 mio. kr. 0,31 mio. kr. 0,03 mio. kr.”

Forsyningstilsynet bemærker hertil, at der umiddelbart mangler ord i følgende del af

sætningen

”… fra henholdsvis 0,82 mio. kr. og 0,09 mio. kr. 0,31 mio. kr. 0,03 mio. kr.”

S. 34, afsnit 5:

Det fremgår, at:

”Det vurderes, at de nye opgaver samlet set vil kræve tre ekstra års-

værk, dog fra 2022 alene to ekstra årsværk, da et årsværk knyttet til den gældende

regulering af Energinet overgår til den foreslåede nye regulering”.

Forsyningstilsynet bemærker hertil, at da ikrafttræden for den nye regulering af Energi-

net er rykket til 2023, vil Forsyningstilsynet fortsat have arbejde knyttet til den eksiste-

rende regulering i 2023. Forsyningstilsynet anmoder dog ikke om yderligere årsværk.

SPECIELLE BEMÆRKNINGER

Nedenfor fremgår Forsyningstilsynets bemærkninger til lovforslagets specielle bemærk-

ninger. Det skal i den forbindelse fremhæves, at nogle af de bemærkninger, Forsynings-

tilsynet har til de specielle bemærkninger vedrørende transmissionsvirksomhed og sy-

stemansvarlig virksomhed, også gælder for transmissionsselskabet.

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Side 5/8

S. 43, afsnit 2:

Det fremgår, at:

”… i samarbejde med netvirksomhederne, til distributionsnettene”.

Der bør i den forbindelse tilføjes ”… i samarbejde med

eldistributionsvirksomhederne og

naturgasdistributionsselskaberne.” Inden for reguleringen af naturgas anvendes termi-

nologien distributionsselskab og ikke virksomhed, som anvendes på el-området.

S. 49, afsnit 4:

Det fremgår, at

”… såfremt der sker væsentlige ændringer af et projekt, som klima-,

energi- og forsyningsministeren kan det kræve fornyet godkendelse efter den foreslåede

§ 4, stk. 3.”

Forsyningstilsynet bemærker, at

der mangler ”har godkendt” i sætningen. Forsyningstil-

synet bemærker endvidere, at dette også vil kræve, at Forsyningstilsynet træffer en ny

afgørelse om tillæg.

S. 53, afsnit 1:

Det fremgår, at:

”Det forventes videre, at den langsigtede udviklingsplan skal

vedlægges

en liste over samtlige projekter med forventede anlægstidspunkter, som Energinet plan-

lægger at gennemføre, og derned også anlægsprojekter, der ikke skal ansøges om god-

kendelse af efter den foreslåede § 4, stk. 3, f.eks. reinvesteringer”.

Forsyningstilsynet bemærker, at der fremgår, at Energinet skal vedlægge en liste.

Denne liste er ikke omtalt i § 4, stk. 2. Det er endvidere uklart, hvad forskellen er på

listen og udviklingsplanen. Derudover fremgår det af teksten i bemærkningerne, at listen

skal indeholde de projekter, som Energinet planlægger at gennemføre. Man må for-

mode, at Energinet som udgangspunkt planlægger at gennemføre alle projekter, som

fremgår af den langsigtede udviklingsplan, men at tidspunktet for gennemførslen kan

være forskellig.

S. 54, afsnit 3:

Det fremgår, at:

”Det forventes videre, at både Energistyrelsen og Forsyningstilsynet får

mulighed for at deltage som observatør”.

Det er uklart, hvad rollen som observatør indeholder/indebærer.

S. 59, afsnit 3:

Det fremgår, at:

”Det bemærkes, at det ved klima-,

energi- og forsyningsministerens

godkendelse af anlægsprojekter vedrørende samkøringslinjer forventes, at der vil blive

fastsat vilkår efter den foreslåede § 4, stk. 4, om at Energinet årligt skal indsende oplys-

ninger om realiserede flaskehalsindtægter til Forsyningstilsynet. Såfremt der er væsent-

lige og gentagne afvigelser mellem realiserede og estimerede flaskehalsindtægter for

godkendte samkøringslinjer vil klima-, energi- og forsyningsministeren kunne fastsætte

regler om øget dokumentation for estimater af flaskehalsindtægter ved ansøgning om

godkendelse af fremtidige samkøringslinjer”.

Det er uklart, hvad Forsyningstilsynet skal gøre med oplysningerne om de flaskehals-

indtægter, som Energinet sender til Forsyningstilsynet. Det synes i det skrevne forudsat,

at Forsyningstilsynet løbende skal orientere klima-, energi- og forsyningsministeren om

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Side 6/8

Energinets realiserede flaskehalsindtægter. Såfremt det er meningen, kunne det med

fordel præciseres.

S. 65, afsnit 3:

Det fremgår, at:

”Overskud efter disse regnskaber efter § 12, stk. 3, foreslås også at

kunne tilbageføres til de respektive forbrugere som dividende eller anvendes til konsoli-

dering”.

Det er uklart, hvad det er for et overskud, da det er Forsyningstilsynets forståelse, at det

som udgangspunkt kun er moderselskabet, der kan opnå et egentligt overskud ved vi-

dereudlån af midler, men at disse overskud ikke må anvendes andre steder end internt

i moderselskabet af hensyn til statsstøtteretlige problemstillinger.

S. 77, afsnit 2:

Det fremgår, at:

”Det kan ikke udelukkes, at den, der varetager transmissionsvirksomhed

eller systemansvarlig virksomhed, kan varetage andre aktiviteter, end hvad der er om-

fattet af ovennævnte definitioner. Det bemærkes, at Forsyningstilsynet efter den foreslå-

ede § 71, stk. 4, nr. 1, bemyndiges til at fastsætte nærmere regler om, hvorvidt omkost-

ningerne eller indtægterne vedrørende sådanne aktiviteter vil være omfattet af den kon-

krete indtægtsramme”.

Forsyningstilsynet bemærker hertil, at det er uklart, hvad der nærmere menes hermed,

herunder om det nærmere er en opgave for klima-, energi- og forsyningsministeren at

afgøre hvilke aktiviteter, som virksomhederne skal varetage.

S. 78, afsnit 2:

Det fremgår, at:

”Omkostninger

ved en effektiv drift afgrænses på samme måde som i

den gældende § 71, stk. 1, om indregning af nødvendige omkostninger dog under hen-

syn til eventuelle effektiviseringspotentialer for driftsomkostninger. Med omkostninger

ved en effektiv drift forstås således omkostninger, som den der varetager transmissions-

virksomhed eller systemansvarlig virksomhed, afholder ud fra driftsøkonomiske overve-

jelser med henblik på at opretholde en effektiv drift.”

Forsyningstilsynet bemærker hertil, at teksten bør afspejle, at det er omkostningsram-

men, der fratrækkes et effektiviseringskrav, der i praksis afspejler et effektiviseringspo-

tentiale for drift og kapital.

S. 84, afsnit 2:

Det fremgår, at:

”Metoden til håndtering skal fastsættes under hensyn til at sikre effektive

omkostninger”.

Forsyningstilsynet vurderer, at det vil være mere retvisende at skrive regler i stedet for

metode.

S. 91, afsnit 1:

Det fremgår, at:

”Det

forventes, at Forsyningstilsynet ved afgørelse om indtægtsrammen

efter den foreslåede § 71, stk.1, 2. pkt., vurderer, om modregningen skal bortfalde helt

eller delvist, såfremt afvigelsen skyldes eksogene faktorer”.

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Side 7/8

Det er Forsyningstilsynets vurdering, at modregning også skal ske selvom dette skyldes

eksogene faktorer. Modregning bør således ikke bortfalde helt eller delvist.

S. 93, afsnit 4:

Det fremgår, at:

”Det forudsættes, at Forsyningstilsynet fastsætter regler om, hvilke ak-

tiver der kan forrentes i en forrentningsramme og om den nødvendige forretning”.

Ordene ”den nødvendige forrentning” kan med fordel erstattes af ”forrentningssatsen”.

S. 94, afsnit 9:

Det fremgår, at:

”Det forventes, at Forsyningstilsynet bl.a. fastsætter forrentningssatsen

under hensyn til soliditetsgrad og skat, mens forrentningsgrundlaget fastsættes under

hensyntagen

til nødvendig arbejdskapital.”

Forsyningstilsynet bemærker hertil, at Forsyningstilsynet vil fastsætte en forrentnings-

sats givet den soliditetsgrad, der er i det pågældende selskabet i dag.

S. 96, afsnit 3:

Det fremgår, at:

”Det forudsættes, at

Forsyningstilsynet i forbindelse med udarbejdelsen

af modellen foretager høring af klima-, energi- og forsyningsministeren, om modellen er

i overensstemmelse med systemansvarlige aktiviteter efter loven…”.

Bør Forsyningstilsynet i stedet for at høre, om modellen er i overensstemmelse med

systemansvarlige aktiviteter, høre om nøgleparametrene er i overensstemmelse med

systemansvarlige aktiviteter?

S. 98, afsnit 6:

Det fremgår, at:

”Metoden til dækning af omkostninger til nettab forudsættes at blive

udmøntet, således at den, der varetager transmissionsvirksomhed eller systemansvarlig

virksomhed…”.

Forsyningstilsynet vurderer, at dette bør omformuleres til

”Metoden til dækning af om-

kostninger til nettab forudsættes at blive udmøntet, således at den, der varetager trans-

missionsvirksomhed og/eller systemansvarlig virksomhed…”.

S. 101, afsnit 6:

Det fremgår, at:

”Forretningsplanen skal herudover indeholde

budgetforslag for eventu-

elle nødvendige meromkostninger til konkrete aktiviteter, som den, der varetager sy-

stemansvarlig virksomhed, ønsker at gennemføre i reguleringsperioden”.

Forsyningstilsynet vurderer, at budgetforslag, skal erstattes med budget. Derudover er

det Forsyningstilsynets vurdering, at følgende skal tilføjes sidst i sætningen ”…

som

ikke allerede er indeholdt i de nuværende aktiviteter”.

S. 116, afsnit 8:

Det fremgår, at:

”Forrentningsrammen vil sikre, at transmissionsselskaber”.

Forsyningstilsynet bemærker, at afslutningen på sætningen udestår.

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Side 8/8

S. 120, afsnit 8:

Det fremgår, at:

”Det forventes, at Forsyningstilsynet fastsætter regler om, at driftsom-

kostninger opgøres som de gennemsnitlige driftsomkostninger over en periode, der lig-

ger forud for udarbejdelsen af omkostningsreferencerammen”.

Denne sætning kan med fordel ændres til

”Det forventes, at Forsyningstilsynet fastsæt-

ter regler om, at omkostningsreferencerammen opgøres som de gennemsnitlige drifts-

omkostninger over en periode.”

S. 121, afsnit 2:

Det fremgår, at:

”Ved vurdering af ansøgning om tilpasning af driftsmæssige

afskrivnin-

ger forventes Forsyningstilsynet at tage hensyn til nedskrivningsrisikoen som følge af

konkurrencepåvirkning af tredjeparts anvendelse af samkøringslinjer…”

Forsyningstilsynet vurderer, at det er uklart, hvad der skal forstås med

”nedskrivningsri-

sikoen som følge af konkurrencepåvirkning af tredjeparts anvendelse af samkøringslin-

jer.” Såfremt det vedrører et lavere gasflow end forudsat,

kan det med fordel skrives ind

i bemærkningerne. I forhold til administrerbarheden vurderer Forsyningstilsynet imidler-

tid, at det vil være brugbart, at der i bemærkningerne indskrive nærmere kriterier for,

hvornår Forsyningstilsynet skal tilpasse afskrivningerne.

S. 122, afsnit 1:

Det fremgår, at:

”Det forudsættes, at Forsyningstilsynet indhenter en

vurdering fra Ener-

gistyrelsen af, om projektet medfører væsentlige funktionelle eller kapacitetsmæssige

ændringer, og lægger denne vurdering til grund, når Forsyningstilsynet træffer afgørelse

om tillæg til omkostningsrammen, såfremt det er relevant”.

Forsyningstilsynet bemærker, at det, at Forsyningstilsynet skal lægge Energistyrelsens

udtalelse til grund, ikke er overensstemmende med Forsyningstilsynets uafhængighed.

Det foreslås på den baggrund, at dette omformuleres, og at det i stedet fremgår, at Ener-

gistyrelsens udtalelse skal indgå i Forsyningstilsynets vurdering. Alternativt at Forsy-

ningstilsynet ikke er bundet af Energistyrelsens udtalelse.

S. 131, afsnit 1:

Det fremgår, at:

”Der vil således skulle fastsættes regler om tillæg og fradrag i indtægts-

rammen som følge af afvikling af differencer”.

Det er for Forsyningstilsynet uklart, hvordan afvikling af differencer kan føre til et tillæg i

indtægtsrammen.

S. 134, afsnit 3:

Det fremgår, at:

”Ved vurdering af lovligheden og hensigtsmæssigheden

skal der tages

hensyn til resultatet af den forudgående offentlige høring”.

Af hensyn til Forsyningstilsynets uafhængighed foreslås det, at dette omformuleres, og

at det i stedet fremgår, at resultatet af den forudgående offentlige høring skal indgå i

Forsyningstilsynets vurdering.

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Mathias Berg Rosendal

Fra:

Sendt:

Til:

Cc:

Emne:

Elsebeth Normann Jensen (FSTS) <[email protected]>

29. september 2020 11:00

Julie Hansen

Thorbjørn Nejsum (FSTS)

Vedr. lovforslag for ny regulering af Energinet

Kære Julie

Forsyningstilsynet sendte den 23. september 2020 høringssvar til forslag til Lov om ændring af lov om Energinet, lov

om elforsyning og lov om naturgasforsyning (ændring af formålsbestemmelsen for Energinet, ny transparent proces

for Energinets investeringer og ny fremsynet økonomisk regulering af Energinet m.v.).

I forbindelse med læsningen af lovforslaget blev vi opmærksomme på en problemstilling relateret til reguleringen af

GAS-TSO, som vi dog ikke har bemærket i høringssvaret. Dette skyldes, at denne problemstilling vedrører arbejds- og

kompetencedeling mellem henholdsvis Forsyningstilsynet og Energistyrelsen.

Af udkast til lovforslag fremgår det, af § 37, at:

”Transmissionsselskaber kan i forbindelse med aktiviteter relateret til

systemdrift ansøge Forsyningstilsynet om tillæg til indtægtsrammen for meromkostninger til markedsudvikling,

systemudvikling, systemdriftsudvikling og udvikling af tekniske kompetencer i forbindelse med teknologiudvikling

eller indpasning af grøn energi. Der skal ske offentlig inddragelse forud for ansøgning til Forsyningstilsynet.”

Forsyningstilsynet vurderer, at der i forhold til tillæg til indtægtsrammen for meromkostninger til markedsudvikling,

systemudvikling og udvikling af tekniske kompetencer i forbindelse med teknologiudvikling er behov for, at enten

ministeren eller Energistyrelsen udtaler sig energifagligt om ansøgningen om tillæg til indtægtsrammen, herunder

også om de aktiviteter der ansøges om tillæg for er overensstemmelse med Gas-TSO’s formål i øvrigt.

Forsyningstilsynet kan herefter lade ministerens/Energistyrelsens udtalelse indgå i Forsyningstilsynets vurdering af

den konkrete ansøgning. Denne tilgang for ansøgning vil flugte med ansøgningsmuligheder for meromkostninger for

hhv. EL-TO og EL-SO, jf. eksempelvis nedenstående tekst.

Af lovforslagets s. 102 fremgår det, at:

”Det følger af den foreslåede § 71 a, stk. 2, at den, der varetager

systemansvarlig virksomhed, skal indsende forretningsplanen til klima-, energi- og forsyningsministeren, der påser,

om der er sket en tilstrækkelig offentlig inddragelse og afgiver en udtalelse om planen.

Bestemmelsen vil medføre, at klima-, energi- og forsyningsministeren vil skulle påse, om der er foretaget en

tilstrækkelig offentlig høring.

Derudover vil ministeren skulle gennemgå planen og afgive en udtalelse om denne. Udtalelsen vil være en

energifaglig udtalelse og omhandle de beskrevne aktiviteter og forholdet til krav til systemansvarlig virksomhed,

samt energifaglige forhold i øvrigt. Energifaglige forhold i øvrigt kan f.eks. være sammenhængen til Energinets

overordnede netplanlægning og Energinets gennemførelse af en sammenhængende og helhedsorienteret

planlægning samt bidrag til markedsudviklingen og elforsyningssikkerheden. Udtalelsen kan endvidere vedrøre,

hvorvidt aktiviteterne i forretningsplanen er i overensstemmelse med aktiviteter pålagt systemansvarlig virksomhed

efter loven, bestemmelser fastsat i medfør af loven eller bestemmelser i EU-retsakter om forhold omfattet af loven

samt om relevansen og hensigtsmæssigheden af aktiviteterne, herunder ud fra et samfundsøkonomisk perspektiv.

Udtalelsen vil ikke vedrøre de selskabsøkonomiske forhold i planen.”

Med venlig hilsen / Kind regards

Elsebeth Normann Jensen

Specialkonsulent/Special Advisor

+45 4171 5394 /[email protected]

–––––––

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

–––––––

FORSYNINGSTILSYNET

Torvegade 10 / DK-3300 Frederiksværk

+45 4171 5400 /

[email protected]

––––––––

Forsyningstilsynet behandler dine personoplysninger med det formål at vejlede dig, besvare dine henvendelser eller som led i

Forsyningstilsynets varetagelse af sine myndighedsopgaver.

Læs vores persondatapolitik

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

NOTAT

KL’s høringssvar til lov om ændring af lov om

Energinet, lov om elforsyning og lov om

naturgasforsyning

KL takker for muligheden for at komme med bemærkninger.

KL har ikke haft mulighed for at behandle sagen politisk inden afgivelsen af

høringssvaret. KL tager derfor forbehold herfor og forbeholder os retten til at

komme med yderligere bemærkninger.

Generelle bemærkninger

KL er positiv over lovforslagets formål om at skabe bedre transparens,

effektivitet og fremsynet udvikling, samt en bedre proces for Energinets

investeringer, der skal styrke transparensen om Energinets planer for

udbygning af den overordnede infrastruktur for el og gas ved bl.a.

interessentinddragelse og politisk inddragelse. Det foreslås i lovændringen,

at Energinet skal udarbejde en langsigtet udviklingsplan, der skal give et

samlet overblik over udviklingsbehov for transmissionsnettene på både kort

og langt sigt samt planlagte og mulige løsninger på disse behov. Relevante

alternativer til netudbygning skal også belyses i planen.

KL lægger stor vægt på, at den proces, der skal skabe bedre rammer for

interessentinddragelse og politisk inddragelse, også bør inddrage

kommunerne. Det er vigtigt, at kommunerne inddrages i forhold til

udbygningen af elnettet i kommunerne, fordi det er kommunerne, der er

planlægningsmyndighed og varmplanlægningsmyndighed.Herudover laver

mange kommuner strategisk energiplanlægning - dvs. planer, der omfatter al

energiproduktion og -forbrug i kommunen for at undgå suboptimering.

Kommunerne kan sammen med el-netselskaberne og de

netudviklingsplaner, der fremadrettet skal laves, være med til at understøtte

den fortsatte udvikling af energiinfrastrukturen mod en klimaneutral

energiforsyning, samt pege på områder f.eks. erhvervshavne, nye grønne

anlæg mv. der har særlige behov for øget energiforsyning samt sikring af

tilstrækkelig elektricitet til gradvis omstilling af transportsektoren til eldrift.

KL er uforstående over for, at lovforslaget ikke skulle medføre nogen

økonomiske konsekvenser eller implementeringskonsekvenser for

kommuner. KL mener at dette kan få økonomiske konsekvenser for

kommunerne der fremadrettet kommer til at arbejde med udbygningen af el-

infrastrukturen og transmissionsnettet, da dette er en vigtig forudsætning for

kommunernes varmeplaner, elbiler, vindmøller, solceller mv.

Dato: 22. september 2020

Sags ID: SAG-2020-04746

Dok. ID: 2986195

E-mail: [email protected]

Direkte: 3370 3846

Weidekampsgade 10

Postboks 3370

2300 København S

www.kl.dk

Side 1 af 1

Med venlig hilsen

Maja Clemmensen

KL’s kontor for Teknik og Miljø

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Danish Energy Agency

Carsten Niebuhrs Gade 43

1577 Copenhagen, Denmark

Attn: Mrs Julie Hansen

Sent also by e-mail to:

[email protected]

Sandnes, 23.09.2020

Ref: Response

from PGNiG to the “Act

on amendments to the Energy Act, the

Electricity Supply Act and the Natural Gas Supply Act” Consultation

Dear Mrs Hansen,

We would like to thank you for the possibility to participate in the consultation process of the

“Act

on amendments to the Energy Act, the Electricity Supply Act and the Natural Gas Supply

Act”

referred to as the

“New Economic Regulation on Energinet” (“NER”) which was submitted

for public consultation on 26 August 2020. We appreciate the transparency of the consultation

process and we would like to submit our comments in the NER consultation process (we also

participated in the first round of NER consultations concluded in December 2019). .

We note that the current version of the NER does not deviate significantly from the version

consulted earlier in 2019. NER continues to include a number of solutions intended to provide

incentives for more efficient and transparent operation of the gas TSO and to ensure early

stakeholder involvement. We believe these all to be steps in the right direction. However, we were

not able to spot how the comments that were raised previously have been addressed in the

current version of the regulation.. From the perspective of the key Baltic Pipe shipper, we would

like to point out again several issues, which

–

in our opinion

–

require further consideration.

Consequently, our current feedback draws heavily on

PGNiG’s

reply submitted to the Danish

Energy Agency (“DEA”) in December 2019.

In our response we have focused on what we see as

the key change proposed by the

NER, the shift from a “no loss no gain” to a “return

of investment”

tariff principle. We have detailed our concerns in Appendix 1 to this letter and the key points can

be summarized as follows:

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

The new tariff regime presents a significant change from the principles and market

conditions communicated to Baltic Pipe Open Season 2017

(“OS

2017”)

participants.

Prior to and during OS 2017 potential shippers were not provided with

information about this proposed change by ENDK or DEA. The tariff simulations

presented during OS 2017 did not include any of the elements proposed in the NER.

PGNiG took the decision to make its booking based on the tariff levels communicated in

the OS 2017 Information Packages. Information about potential short-term changes to

the Danish tariff regime could have effected our decision-making process as to whether

we booked capacity as such and as to the level of capacity we booked.

This change raises the risk of future tariff increases to a level we would not have

foreseen based on the information available during OS 2017.

We note that a number

of changes have occurred in the Danish gas market since PGNiG signed the binding OS

2017 transmission contract and, combined with the introduction of the ROI component,

this raises concerns for us that tariffs could increase to the point where the Baltic Pipe

transmission route ceases to be attractive to shippers.

3. If, as a result of the proposed new regulations, the Baltic Pipe became less attractive to

shippers than they had reasonably expected, then

low gas flows via the Baltic Pipe

route could have a knock-on effect on the entire gas market in Denmark.

PGNIG

has alternative transportation routes, as do other potential shippers. If shippers decide to

direct their gas volumes elsewhere due to uncompetitively high tariffs in Denmark, then

the load factor for the Baltic Pipe will be lower, increasing the cost of the Baltic Pipe for

existing shippers. The lower the level of bookings, the higher the tariffs will be for existing

shippers, which could cause more shippers to look for alternative transportation routes

and leave the market, raising tariffs further for existing shippers. We believe this could

also disadvantage domestic users of the Danish transmission network, who do not have

the option to direct their flows outside the Danish grid.

Introduction of the ROI component on tariffs could conflict with EU regulations

(including the TAR NC (

Commission Regulation (EU) 2017/460 of 16 March

2017)

There is a risk that the introduction of the ROI in the tariff methodology could

increase both the level of tariff and will result in cross-subsidization. We also have

reservations about the compliance of the NER changes with the

TAR NC’s

cost-

reflectiveness, transparency and discrimination principles. However, we believe these

risks could be mitigated by way of thorough regulatory and legal discussion during the

consultation process.

As mentioned above we have addressed these points in details in Appendix 1 to this letter.

Based on the points we have outlined above, our strong preference would be for the

proposed

changes to the tariff calculation not be introduced.

In our view, the only feasible way to

introduce the ROI component without compromising the success of the Baltic Pipe would be to

set the return at a level that will not increase the transportation tariff beyond the data presented

in Information Package 2. As the current proposal does not refer to the level of ROI, it creates a

risk that the Baltic Pipe will not be economically viable. As a stakeholder, we are committed to

working with you during this consultation to ensure an outcome which will continue efficient and

transparent cooperation and the success of the Baltic Pipe project.

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

For future consultations related to NER and other items related to regulating the energy market

in Denmark, we would also be grateful if you could include PGNiG

in the “external consultation

list” document. We assume that this document contains

entities, which are automatically informed

when a new consultation process is launched. At present, we are not included in the list. As the

key Baltic Pipe shipper we will be significantly involved in the Danish energy market and would

like to contribute to its growth and development i.a. through input in future consultations.

If you require any clarifications on the issues we have raised we would be happy to discuss these

with you. We think it would be beneficial to arrange a meeting in October 2020 to discuss our

comments and the changes proposed by the NER in more detail. We would be grateful if you

could please confirm your willingness and availability by contacting me at

[email protected].

Sincerely,

Marek Woszczyk

Chief Executive Officer

PGNiG Upstream Norway AS

Appendix 1:

PGNiG Group response to the consultation process for the

“New Regulation on Energinet”

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Appendix 1. PGNiG Group input into the consultation process

of the „New

Regulation on Energinet”

Introduction

PGNiG Group

(“PGNIG”)

would like to thank

the Danish Energy Agency (“DEA”)for

launching a new,

transparent round of the consultation process on the

“New

Economic Regulation on Energinet”

(“NER”),

which started on 26 August 2020. PGNiG is the largest shipper in

Baltic Pipe (“BP”)

and as a stakeholder

in the BP project is committed to working with other stakeholders to ensure the success of the project.

We are of the view that the maintenance of competitive and predictable gas transmission tariffs via the

DK system is of key importance and essential for the longterm success of the BP project.

Having participated in the first round of NER-related consultations in December 2019, we are committed

to remain an active participant in the process.

The purpose of this document is to express PGNIG’s view

on what we see as the key elements of the NER, to highlight areas of concern for us, as well as to

indicate possible implications of the proposed changes for the Danish natural gas market. We note that

most of the issues we highlighted in December 2019 remains still valid, therefore to a large degree this

document is a reiteration of our feedback provided earlier.

We further note that:

1. Despite our participation in the first round of NER-related consultations in December 2019, we

have not been included in the “External consultation list”, which in our understanding contains

names of companies, which were informed about the consultations by default. The current round

of NER consultations has started on 26 August and we only learned about it midway into the

process. This left us less time to formulate our opinion compared to entities included in the list.

Given our future role on the Danish energy market, we would like to ask to be included on any

future energy market-related consultations lists of companies, to which consultation content is

sent by default. This not only relates to gas market regulation, but electricity market regulation

as well (some part of challenges encountered in both markets are shared and may require a

coordinated treatment). Including us on such a list will give us the same amount of time as other

market participants to analyze the consultation content and to provide feedback.

The scope of the NER is very broad and covers the regulation of Energinet’s (“ENDK”) activity

as TSO in both electricity and gas. Since PGNiG is primarily active in the DK gas market, our

comments relate

to the gas TSO part of ENDK’s activities.

We touch upon the electricity market

only when this has a direct impact on the regulation of ENDK’s gas-related

activities.

3. The consultation content was published in Danish and, as was the case in the first round of NER

consultations, we understand that no official translation will be provided. As such, our comments

are based on an unofficial translation of the consultation content..

4. The NER is a high-level framework for detailed regulations that will be introduced later. It has

multiple references to future decisions of competent parties that will expand on the general

principles it outlines. Without knowledge of the detailed regulations, it is difficult to establish the

impact of all NER-related changes to the Danish gas market. As such our comments on the

NER are high level at this stage and may need to be revised once more information becomes

available.

In this document, we address:

1. Our understanding of changes proposed by the NER;

2. Our comments on the proposed changes; and

3. Final remarks and suggestions.

Our understanding of the changes proposed by NER

We carried out a detailed analysis of the consultation content based on an unofficial English translation.

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

As we understand it, the NER in its current form will impact

ENDK’s operations

(as both the gas and

electricity TSO) in the following ways:



ENDK will be subject to a modified revenue cap regulation

DUR will set the revenue cap value for ENDK based on historical values of ENDK

revenue corrected for a cost efficiency measure based on benchmarking analyses

The revenue cap level may be increased if additional exogenous ENDK costs

materialize that are found to be justified by the market and approved by DUR

If ENDK displays higher than expected cost efficiency it will be allowed to keep the

savings and accumulate equity capital. Alternatively, ENDK may decide that the savings

should be given back to the market in the form of lower tariffs to ensure that the tariff

levels remain commercially competitive

ENDK will be able to apply for adjustments to the revenue cap values for costs related

to market and system development after having consulted the market

DUR will set the revenue cap values / efficiency targets that ENDK is to meet for the

duration of a regulatory period

The first regulatory period will last two years (from 2020 to 2022) and will be treated as

transitional (as a result of, e.g., Tyra shutdown and BP construction) while every

consecutive regulatory period will last four years



Regulatory periods will be extended



The revenue cap will include development costs in the allowed cost

The tariffs will include a “ROI” element

The NER does not provide any insight into how the cost of capital element for ENDK

will be set (e.g. how the cost will be established, what capital structure will be used, how

the evolution of the capital structure over time will be reflected etc)

The NER introduces

a distinction between “old” and “new” investments in the system.

The NER does

not provide a precise definition of what is understood as “old” and “new”

investment. However, the

approach to setting ROI values to “old” and “new”

investments in the system may differ in a way, that the cost of capital used for financing

“new” investments will be higher



There will be increased scrutiny related to ensuring services procured internally are of adequate

market quality

There will be continued effort to ensure that the undertaken investments pass a socioeconomic

viability test

ENDK’s mission will be modified so that more emphasis will be put on supporting the

development of a climate-neutral energy supply in the performance of its tasks (i.e. in the

expansion of the overall energy infrastructure)

We note that the NER is general in its nature and does not contain very detailed guidelines on a number

of the items identified above. The NER proposes that at an unspecified later date competent authorities

should issue specific regulations, methodologies and decisions with regard to e.g. setting the revenue

cap, the allowable costs, setting the ROI component, adjusting the depreciation periods of infrastructure

as well as other items specified in the NER.

We understand that a number of these decisions will be subject to further market consultations in the

future. We also assume that further consultations could be divided into the electricity market part and

gas market part. We would very much appreciate the opportunity to participate in all consultation

processes related to the form of the future energy market in Denmark.

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Comments to the proposed changes

General view on changes proposed by NER

In line with our understanding of the NER, its purpose is to i.a. provide incentives for the efficient and

more transparent operation of the TSO and to ensure early stakeholder involvement. We believe that

adopting these as guiding principles to the NER is a step in the right direction.

Since predictability and competitiveness of tariff levels is of paramount importance to us, we especially

support solutions related to:



Introducing a revenue cap for the TSO, which should be lowered between regulatory periods,

motivating the TSO to look for cost efficiencies;

Increasing the regulatory period from a year to two years (the first, transitional regulatory period)

and four years in a target state, increasing the predictability of tariffs; and

Increased scrutiny related to services procured internally (in terms of verifying market conditions

of such transactions, in terms of prices paid and quality of services delivered), improving the

transparency of the cost side of the TSO.

We are in favor of pursuing solutions aimed at improving the cost effectiveness, transparency and

predictability of the gas TSO, and it seems that the above mentioned solutions may help achieve these

goals.

However, as the main shipper of the Baltic Pipe project, we are concerned about some other changes

proposed by the NER directly impacting the competitiveness of tariffs, especially:



The introduction of the ROI component in the tariffs, which means that ENDK will cease to follow

the “no

loss no gain”

principle and will collect returns on invested

capital; and

The different

ROI treatment of “old” and “new” infrastructure,

particularly

that the “new”

infrastructure may be charged a higher cost of capital and a lack of clarity as to what qualifies

as “old” and “new” infrastructure.

Implementation of these proposals will pose a significant structural change to the way transmission

tariffs in Denmark are set. We have identified the following issues which are addressed in turn below:

ISSUE A. Significant move away from tariff principles presented to OS 2017 participants

ISSUE B. Risk of continued reduction of commercial potential of the Baltic Pipe project

ISSUE C. Potential conflict with EU regulations

ISSUE D. Negative impact on socioeconomic welfare

ISSUE E. Other issues

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

ISSUE A. Significant move away from the tariff principles presented to OS 2017

participants

We are concerned that implementation of the NER could result in a significant methodological shift in

relation to how tariffs are currently set in Denmark and will directly translate into tariff increases. This

would represent a significant change of business conditions from those communicated to OS 2017

participants on which our binding capacity commitment was based.

We understand that the Danish government has the full right to regulate the energy sector. However, as

a shipper who participated in the OS 2017 and made a significant booking in good faith, we are

disappointed about the possibility of such significant changes in the short term, particularly:

1. the introduction of ROI; and

the different treatment of “old” and “new” infrastructure (i.e. in a way that the “new” infrastructure

will potentially be charged a higher cost of capital fee).

These points were not brought to the attention of OS 2017 participants ahead of their investment

decisions and we believe that the possibility of such critical changes should have been presented to

shippers who were making tariff commitments for the 15-year period ahead of their investment decision.

PGNiG based its decision to book significant amounts of BP capacity on:



information presented in Information Packages 1 and 2 published in June and September 2017

respectively by ENDK

as part of OS 2017 (“OS

2017 Information Packages”)

DERA’s approval of OS

2017 documents

DERA’s “Opinion on principles for market zone (…) published in January 2017

participation in multiple OS- and BP- related consultations / work groups / meetings hosted by

either ENDK or DERA

The Information Packages contained tariff simulations which, in line with the Danish OS Rules were

intended to

“support

the decision-making and allow for a more thorough analysis of Costs of

Transportation, construction costs and risks”.

Tariffs

were simulated based on only CAPEX, OPEX and

ABEX values,

assuming the “no

loss no gain”

principle.

There was no mention of the ROI element or

differentiating in any way between the treatment of existing assets and BP-related assets. The tariff

forecasts were constructed around a scenario approach, with each scenario being demarcated only by

a different set of assumptions on BP bookings and flows. Moreover, the OS 2017 Information Packages

did not include information about potential changes to the tariff methodology or qualitative or quantitative

assessment of the impact of these changes on the future tariffs. ENDK neither presented nor discussed

any scenario referring to the possible introduction of the ROI component or differentiation between “new”

and “old” assets.

As you are aware PGNiG has been an active participant in the Danish gas market since 2016, and has

participated in market consultations and groups of shippers working on the final tariff design in Denmark.

During these official events the potential introduction of the ROI component in tariffs has not been

brought to the attention of the market, even though both ENDK and Danish Utility Regulator (“DUR”)

were aware of the upcoming changes.

Should information

on a potential shift away from a “no loss no gain” to a “return on capital”

tariff principle have been provided to the OS participants in 2017 we may have taken a different

approach to capacity booking.

Adoption of these changes may result in a significant departure from the tariff principles based on

which the OS 2017 capacity bids were made.

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

ISSUE B. Risk of continued reduction of commercial potential of the Baltic Pipe project

When preparing a binding bid in Phase 2 of OS 2017, PGNiG relied on indicative tariffs’ calculation as

provided by ENDK in the Updated Economic Model published as part of the OS. The model included

the following values for 2023:



Total transportation tariff of 0,75 EUR/MWh,

Total cost of transportation of 0,84 EUR/MWh.

While we fully understand that these values were indicative in nature, we are of the opinion that these

indicative tariff levels should continue to form the basis for the tariffs going forward in order to ensure

the profitability of the Baltic Pipe and its future utilization by PGNiG and other shippers.

As well as the introduction of the NER, there have been a number of other developments from the

Danish government since OS 2017 which point to an increase in tariff levels relative to those presented

in the OS 2017 Information Packages:



Q4 2018 ENDK published a new Tariff Forecasting Model 2018-2025 which included updated

assumptions on BP TOTEX and decreases in existing system bookings and flows;

31 May 2019 DUR approved a new tariff methodology for DK which introduced a 70 / 30 fixed /

variable tariff split (in the place of a 50 / 50 split, which corresponds

to ENDK’s actual CAPEX

OPEX structure), increasing the total amount that a shipper will have to pay regardless of

whether the capacity is used; and

In the new tariff methodology, DUR did not approve the introduction of tariff de-escalators for

long-term bookings which were one of the central parts of the tariff methodology proposal

worked out with a broad group of market participants. Even though this relates to a regulatory

period preceding BP commissioning, this has the effect of increasing the uncertainty related to

the final set of tariff principles to be adopted post 2022.



These developments have already significantly increased the expected level of tariffs and the

introduction of the ROI component by way of the NER in addition to these, may result in a considerable

increase of costs to be incurred by shippers using the DK transmission system post 2022, and may even

further reduce the cost competitiveness of the system.

Figure 1: Evolution of forecast tariffs and cost of transportation via the DK network over time for the

year 2023 [EUR / MWh]

Estimates based on:

OS 2017 model

Updated ENDK assumptions and DUR decision

Updated ENDK assumptions, DUR decision and ROI element

+18%

+17%

+? (ROI)

0,99

0,88

0,75

0,88

0,84

+? (ROI)

0,99

Transmission tariff estimates

Cost of gas transportation estimates

Source: own analysis based on models / data provided by ENDK / DUR / NER

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

The observed upward trend is a cause of concern for PGNiG in relation to the future economic

rationale of transporting gas via the Danish system.

We believe the BP route should be

competitive with regard to cost benchmarks to justify the effective utilization of the infrastructure and

in our view, these unanticipated tariff increases will reduce competitiveness.

These tariff increases were not foreseeable from the OS 2017 Information Packages or during

the OS 2017 process, decreasing the transparency and predictability of the tariff setting

process.

The changes create unfavorable market conditions for these shippers, who committed in

good faith to book considerable amounts of capacity in the DK system.

From the viewpoint of the Polish gas market stakeholders, construction of the BP allows further

diversification of import sources and routes, increasing security and stability of supplies. It is central to

Polish energy policy and maximizing

the BP’s

future utilization is a key objective of PGNiG.

Nevertheless, should tariffs increase because of the new methodology, it may impact the future

utilization of the BP’s capacity.

The future load factor will no doubt be dependent on the overall economic

attractiveness of the BP route in comparison with available alternatives for PGNiG. It is worth mentioning

that BP route should be competitive in comparison with already existing import routes as well as

advanced infrastructure projects. Key elements of this import infrastructure are briefly described below

and depicted in Figure 2:

LNG Terminal

in winouj cie

Poland’s first LNG terminal launched in mid-2016.

Its technical

regasification capacity of

5 bcm p.a. is entirely booked by PGNiG and currently used in only ca.

55%

(this means that similarly to BP, PGNiG has significant unused capacity in the Polish LNG

terminal).

After completion of the already ongoing expansion program the facility’s capacity will reach

8,3 bcm p.a.

in early 2023 and the incremental capacity (above the existing 5 bcm p.a.) has been

booked in 100% solely by PGNiG

(further increasing PGNiG’s flexibility on the choice of supply routes

to Poland).

Mallnow and GPC entry points -

two operational interconnectors with the

German Gaspool

market area

with the total firm capacity of approx.

6,9 bcm p.a.

The point in Mallnow - placed on the

route of the Yamal pipeline - offers both physical reverse and virtual reverse services.

Cieszyn entry point

- an operational interconnector with the Czech market with the total firm

capacity of approx.

0,5 bcm p.a.

Lithuania

–

Poland interconnector (GIPL)

- a bi-directional pipeline with a planned import capacity

(LT>PL) of

1,9 bcm p.a.

FID for the project was made in May 2018 and the completion of construction

process is scheduled for 4Q 2021. This will allow Poland to access i.a. another LNG terminal located

in Klaipeda.

Slovakia

–

Poland interconnector (GIPS)

- a bi-directional pipeline with a planned import capacity

(SK>PL) of

5,7 bcm p.a.

FID for the project was made in April 2018 and the completion of

construction process is scheduled for 4Q 2021.

FSRU in Bay of Gdańsk

- in 1Q 2019, Plenipotentiary of the Government of the Republic of Poland

for Strategic Energy Infrastructure informed that the decision to purchase a Floating Storage

Regasification Unit had been made. FSRU is expected

to be moored in the Bay of Gdańsk. While

other technical / schedule parameters are not known at this point, it can be reasonably expected that

the minimum regasification capacity of this unit would amount to approx. 4-5 bcm p.a. (but possibly

more).

Figure 2: Existing and planned TPA entry points to the Polish transmission system.

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

5.0 -> 8.3

Source: GAZ-SYSTEM, Polskie LNG, and own analysis.

The proposed introduction of the ROI-component

and different treatment of “old” and “new”

infrastructure may increase tariffs thus decreasing the attractiveness of the BP route and

correspondingly decreasing the

BP route’s load factor.

PGNiG is committed to the BP, but is required by its shareholders to continuously reassess its

profitability against other import options offering necessary diversification and stability of supplies.

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

ISSUE C. Risk of non-compliance with EU regulations

Aside from the commercial competitiveness considerations, we are concerned that the addition of the

ROI element to tariffs and differentiating between “new” and “old” infrastructure in this regard

could cast

some doubts on the compliance of the Danish tariff methodology with EU regulations. As mentioned

above, the NER is a high-level document so we have not been able to carry out a full legal review, but

we do think this is a concern that should be shared at this stage to ensure full compliance with EU

regulations. We refer to the provisions of Article 7 of the TAR NC

which states that the reference price

methodology (“RPM”)

used to set tariffs should be cost-reflective,

non-discriminatory, transparent, and

should not cause undue cross-subsidization and distort cross-border trade.

We have identified the following potential impacts of the NER, which may conflict with the TAR NC:

a) Impact on cross-subsidization and cost–reflectiveness;

b) Further considerations on cost–reflectiveness; and

c) Impact on discrimination.

These impacts are described in more detail below.

a) Impact on cross-subsidization and cost-reflectiveness

ACER defines

‘cross-subsidisation’ as a deviation from cost-reflectivity

whereby users of the entry-exit

system are charged tariffs that differ from the costs they cause to the system.

From the start of the tariff design process we have communicated that the uniform tariff regime, while

possible as such, may be non-cost-reflective and may cause cross-subsidization. It results from the fact

that overall tariff burdens carried by respective groups of shippers are not based on costs that shippers

cause the system to incur, but the amount of capacity bookings that they generate. In an ideal cost-

reflective system, the BP users should be charged tariffs based purely on the costs that the BP

infrastructure generates to the system, while existing users should be charged tariffs based purely on

the costs generated by the existing system. In a uniform allocation, the costs are pooled and are

distributed across participants proportionally to their capacity bookings.

In the specific DK system case, this causes significant level of cross-subsidization between BP transit

shippers (who over the 2023-52 BP lifetime contribute 34 EURm / y costs on average and ca. 93 TWh /

y bookings

) and the existing DK system users (who over the 2023-52 BP lifetime contribute 46 EURm

/ y costs on average and 62 TWh / y bookings on average), to the advantage of the existing DK shippers.

The cross-subsidization issue increases in significance in later years as the bookings made by the

existing DK users will decrease significantly faster than the costs generated by the existing system.

As a result, over the BP lifetime, the key BP shipper would be expected to cover a certain share of

costs generated by the existing DK system, i.e. infrastructure that they do not use.

Analysis based on available data shows that In percentage terms, this translates to an average

cross

- subsidy at the level of 29%

of gas TSO’s total cost base

(which dramatically exceeds the

allowable 10% threshold stipulated in Article 5 of TAR NC).

The increase of the overall

cost of ENDK’s system by adding the ROI element

at higher level in the

future could mean that both the existing users and the BP transit users may pay more. Since the

additional ROI costs are levied on respective parts of the infrastructure, it should be possible to

distinguish what group of users (i.e. BP transit shippers or the existing DK shippers) should cover what

part of the overall ROI costs. However, in the uniform tariff regime, the incremental costs stemming from

adding the ROI element will be divided between both user groups according to the same allocation key

based on bookings made and not costs generated to the system. Therefore, seen in percentual terms,

COMMISSION REGULATION (EU) 2017/460 of 16 March 2017 establishing a network code on harmonised transmission tariff

structures for gas.

Based on the OS 2017 booking and assuming

–

in line with the BP Business Case prepared by ENDK

–

that the current

booking is extended beyond the current OS period until the end of BP lifetime in 2052.

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

PGNiG will continue to cross-subsidize the existing DK users by covering on average 30% of the ROI

part.

On top of the general ROI, the NER proposes the introduction of an extra ROI on

“new” infrastructure

which will further intensify the cross-subsidization issue (through further increases of the absolute size

in which undue cross-subsidization between different user groups within the DK network occurs).

Having analyzed ACER’s analysis of the tariff consultation document submitted by ENDK

dated 14

December 2018

we note that ACER state that the cross-subsidization analysis was based on data

provided by ENDK. This analysis was presented to the market in the consultation process in a more

limited form compared to what can be seen in the ACER analysis

. Also, the calculation model

provided

by ENDK did not include calculations related to the Cost Allocation Assessment (“CAA”) stipulated in

Article 5 of the NC TAR and thus did not give an opportunity for the shippers to review ENDK’s

calculations on the matter. It seems that the results provided by ENDK to ACER on cross-subsidization

significantly differ from our conclusions presented above

, which we believe to be based on

representative cost and flow data

PGNiG made a booking during OS 2017 and therefore accepted the uniform allocation regime. We are

not questioning this element of the market design as it was presented to us ahead of our investment

decision, but combined with the NER we are concerned about future tariff increase and impact

profitability of BP. If the introduction of the ROI component increases tariffs which could result in the

growth of cross-subsidization, we recommend that legal and regulatory discussions take place with a

number of bodies, including ACER, to mitigate this risk.

The

cross-subsidization issue,

where the BP transit shipper is made to cover more costs than they

actually generate to the system,

will increase over time and, in addition, this effect will be

amplified if the ROI component is added.

ACER periodically reviews the RPM proposed by the

TSO and as the cross-subsidization issue becomes more visible, ACER may seek to reassess the

cost allocation methodology for different user groups. We believe that

introduction of the ROI

component in the tariff intensifies the cross-subsidization problem

and may bring about

increased regulatory risk from an EU institutions perspective, which in the future may

question the cost allocation choices agreed with the market.

We believe this is not in the interest

of any shipper.

b) Further considerations on cost - reflectiveness

Based on the NER provisions it is not clear how the ROI component will be set. PGNiG acknowledges

that detailed rules on this issue will be set later, however, we are of the view that from the point of view

of EU regulations it is crucial that the ROI component is established in a cost-reflective manner.

We refer to the solution, which was stated to be

‘possible’ during

a meeting held by ENDK and DUR on

15 November 2019

, in which the rate of return on assets would be calculated without regard to the

actual capital structure of ENDK.

As was communicated to us during the meeting, ENDK’s capital

structure represents a 92 / 8 split of debt to equity. PGNiG understands that this is also the average

funding structure applicable to all investment projects done by ENDK, including the BP.

PGNiG therefore understands, that the cost of debt has already been reflected in tariff estimates (as

was confirmed during OS 2017 discussions and the 15 November 2019 meeting as well) and as a result,

This was confirmed to us during a 15 November 2019 meeting held by ENDK and DUR on the key NER principles.

https://www.acer.europa.eu/Official_documents/Acts_of_the_Agency/Publication/Agency%20Report%20-

%20Analysis%20of%20the%20consultation%20document%20for%20Denmark.pdf

i.e. we compare table 5 on page 18 of the consultation

document presented by ENDK to table 5 in ACER’s analysis

Tariff Forecasting Model 2018

–

2025 published by ENDK as part of market consultations on DK tariff design in October 2018

Which is not surprising, since in a uniform tariff regime where costs are pooled (not differentiated by user groups) and then

divided by total capacity booked in the system (also not differentiated by user groups),

the “cost” of each unit of capacity

(or

–

revenue generated to ENDK from each unit of booked capacity) is by definition the same, thus theoretically resulting in no cross-

subsidization.

Provided by ENDK

The purpose of the meeting was to introduce the key NER principles to market participants

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

in order to remain cost-reflective, the potential additional return component to be levied in line with NER

should only include a return on the remaining equity part of the capital structure (i.e. 8% of the total).

ENDK likely has some target capital structure and the current capital structure (92 / 8) should gradually

evolve to that target state as ENDK accumulates equity as a result of introducing changes postulated

by the NER. From a cost-reflectiveness perspective it would only be justified to charge a return on equity

on the actual share of equity in ENDK’s capital structure at a given time.

PGNiG is of the opinion that the calculation of the ROI component based on a target capital structure

from the very start (rather than based on the actual capital structure) would not correspond to the

actual financial and economic costs borne by ENDK. As a result, it risks breaching the cost-

reflectiveness and transparency principles stipulated in Article 7 of NC TAR and other EU regulations.

The current NER provisions cause significant ambiguity as to how the ROI component will be

calculated. PGNiG understands that a competent authority will lay down detailed rules at a later date,

but we strongly support the clarification of these rules at this stage.

We recommend that it is expressly stated in the NER that the ROI component should be

calculated based on the actual capital structure of ENDK at a given year or average expected

ENDK capital structure over a given regulatory period.

c) Impact on discrimination

The NER differentiates the rate of return for historical and forward assets, which it seems are intended

reflect a difference in risk profiles attributable to “old” and “new” assets.

Having analyzed the Ten Year Network Development Plan 2018 and General Regional Investment Plan

for the North-West Region

published by ENTSOG, we were not able to identify any other investments

in the Danish system other than BP, which

could be potentially classified as “new”.

Therefore, we infer

that NER is to classify

BP as “new” infrastructure and hence

enabling the levy of a higher ROI element

on the related costs and increase the pace of accumulating profits by ENDK. We note it will

predominantly be at the expense of PGNiG as no doubt key BP shipper.

The NER appears to treat the BP differently from the rest of the DK system infrastructure based either

on the fact that it will be commissioned later than other parts of the system, or on the fact that the BP-

related risks to the system are higher.

PGNiG is not aware of any EU law principle allowing this differentiation between assets and

the levy of extra costs based on the date that they were commissioned.

We see this as

something, which could be challenged before the EU regulators.

In relation to differences in the risk profiles of assets, PGNiG is of the view that

the risk profile of BP

is in fact lower or the same as compared with other parts of the DK transmission network

for

the following reasons:



as a completely new piece of infrastructure, BP should in fact have a lower technical risk profile

than any older (and thus more prone to technical failure) parts of the DK transmission system;

the business risk in relation to capacity booking does not exist, as ENDK exactly knows what

level of bookings has been awarded for the next 15 years (this is fixed). What remains is the

upside potential related to shippers booking the currently unallocated part of BP capacity; and

the business risk in the physical flow part is exactly the same as compared to other infrastructure

/ other shippers. The BP shipper, exactly as any other shipper in the DK system may or may not

use the capacity that they booked and paid for.



Given the reasons provided above,

PGNiG finds no reason why BP should have a different

regulatory treatment than other parts of the DK gas transmission system.

Applicable to ENDK gas network

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

We also note that if a specific transit tariff is set in the future based purely on BP costs (as described

earlier) and BP is the only “new” asset on which a higher ROI is levied, this

could be considered as

discrimination of a selected group of shippers (the BP transit shippers).

On the surface, it may seem that the increased risk to ENDK stems from the fact that a majority of the

potential flows will be caused or not caused by a single shipper. However, it has to be equally considered

that a significant booking made by a single shipper was made in good faith with the intention to utilize

the BP infrastructure to the fullest extent. Thus, if NER resulted in tariffs becoming less commercially

competitive and less predictable, such a shipper could be forced to reconsider its strategy due to the

duty it owes its shareholders.

PGNiG believes that the NER provisions as currently drafted cause significant ambiguity as to the

classification and

different treatment of “new” and “old” infrastructure and the resulting

regulatory

validity of such differentiation. Whereas PGNiG understands that a competent authority will lay down

detailed rules at a later date, we suggest that this uncertainty be reduced already at the level of the

NER.

In the text of the NER we suggest adding a direct reference to the Baltic Pipe project (as was

the case in several instances of the NER). This reference should clarify that rules related to

applying a higher ROI may not apply to BP.

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

ISSUE D. Risk of negative impact on socioeconomic welfare

We note that as part of the NER DEA stresses the importance of assessing the socioeconomic viability

of investment projects before they are implemented. However, from our analysis the changes proposed

by the NER may have a negative impact on the socioeconomic welfare of the Danish society.

In March 2018, ENDK performed a socioeconomic assessment of the Baltic Pipe project and described

its conclusions in the Baltic Pipe Business Case, which was then subsequently approved by the Danish

Minister for Energy, Utilities and Climate. The Business Case identified a single socioeconomic benefit

for Denmark, which was calculated as the difference between the total tariff burden levied on the DK

society in a situation with and without BP in place.

We point out that adding the ROI component will generally increase the burden not only for PGNiG, but

also for the DK society. PGNiG is in the position to present a detailed analysis of this issue should this

be requested by DEA.

We conclude that introduction of the ROI component (and other changes that increase tariffs)

risks deteriorating the Baltic Pipe Business Case for the DK society through making the

possible tariff savings (the key reason for BP implementation) less likely and more volatile.

Reductions in the BP socioeconomic welfare in Denmark will occur if PGNiG and other shippers are

forced to select alternative, more commercially viable and predictable routes of gas transport,

following the principle of value maximization for its shareholders.

PGNiG points to the fact that given significant TOTEX spent on the BP project, even partial withdrawal

of BP bookings and flows from the DK market will cause serious tariff consequences for all users of

the DK network. This could have a knock on effect where each withdrawal of bookings and flows

deteriorates commercial competitiveness and predictability of resulting tariffs and thus causes

shippers to withdraw from the market even more.

Since PGNiG has a choice of different

transportation routes, we are concerned that such a situation would affect existing users of

the network in Denmark who have limited options of redirecting their bookings and flows and

would need to operate in an environment with extremely high tariffs.

We point to the fact that deterioration of the Baltic-Pipe socioeconomic value-added is the other side

of the reduction in commercial potential of the NO-DK-PL transmission route and may result directly

from the changes envisaged by the NER

Depending on their final shape, i.e. if the net effect results in tariff increases.

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

ISSUE E. Other issues

We have identified five other issues that in our opinion require further attention:



Related to the introduction of ROI is the issue that the gas TSO will accumulate equity over time.

The NER does not state how this equity may be used and there was some confusion about this

issue during the 15 November 2019 meeting held by ENDK and DUR. We are of the opinion

that it should not allowed to transfer money between different ENDK businesses, i.e. between

the gas TSO, gas DSO, gas SSO and the electricity TSO.

We specifically refer to a situation where equity is earned from collecting gas transmission tariffs

and then this money is used to e.g. make investments or reduce tariffs in the electricity system

or gas distribution system. We are certain that specific safeguards are already in place in ENDK

to prevent such behavior, which would not be consistent with provisions of the European Union

law.

Given that the

NER deals with a number of issues related to ENDK’s finances, we would like to

encourage DEA to also provide dedicated references in the document to clarify the potential

areas in which the collected equity may and may not be used by ENDK.



The NER grants DUR the right lay down a methodology according to which the gas TSO may

apply for an adjustment of the depreciation period of selected investments. In this regard, a

specific reference is made to the BP project.

If the depreciation of the BP is shortened compared to the 30-year period that was presented to

OS 2017 participants in the OS 2017 Information Packages, this will constitute another major

change to the business conditions we agreed to when signing the OS Capacity Agreement.



One of the main tenets of the NER is to increase stakeholder involvement in the activity areas

covered by ENDK. Therefore, in our opinion the NER provisions should be decisive and definite

as to when market consultations should be held by ENDK or DUR. We notice one instance

where this is not the case, namely in the process of developing the long-term network

development plan, the NER

only “suggests”

consultations should take place with the market.

We note that a long-term development plan carries both a strategic meaning and the potential

to significantly increase tariff levels. Therefore, we believe that the NER should define the

process of consulting the long-term investment plan as a requirement (rather than a possibility)

for the gas TSO.

NER proposes that a competent authority should lay down rules related to partial or whole

–

where considered appropriate

–

exclusion of gas upstream pipelines from the revenue

framework. BP is mentioned here directly, whereas the existing North Sea assets are not. We

find this passage confusing and propose to include in the NER guidelines on setting the future

methodology on this issue to reflect the approach agreed with the market during OS 2017:

Existing offshore gas pipelines will not be included in the uniform cost allocation; and

BP project components, for which ENDK is responsible, will be all included in cost base

for uniform tariff calculation. It is therefore expected that the costs of the Norwegian Tie-

In (related to offshore pipeline described above) and the Expansion of the Danish

Transmission System (including parts of CS Zealand will be fully included in the Danish

cost base.



One of the key changes introduced in the current version of the NER

relies on amending ENDK’s

mission statement, according to which ENDK will have to support the development of a climate-

neutral energy supply i.e. through taking climate and environment into account in the

development of the overall energy infrastructure. We consider this a high-level and somewhat

vague statement, perhaps requiring some more explanation in the final version of the NER

document.

It is not clear to us how this would influence the way ENDK develops infrastructure

projects. We point out that every large infrastructure project realized by ENDK is already

required to be subject to a cost-benefit analysis conducted in line with Danish Minister

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

of Finance guidelines

. According to these guidelines the sustainability aspect of

analyzed projects needs to be adequately considered and quantified, thereby affecting

the recommendation related to its implementation. Furthermore, in line with our

knowledge, ENDK already applies the current best market practice (in the area of

sustainability) to physical realization of investment projects. We believe it would be

useful to outline this issue in more detail, also specifying how this new mission

statement would impact already ongoing projects (such as BP). We further believe that

as a result of the updated mission statement no new burdens should be levied on

projects already approved and realized.

In the context of the ROI component, we believe that the updated mission statement

should not entitle ENDK or the regulator to discriminate in any way between

infrastructure, e.g. in a way that higher tariffs are levied on fossil fuel infrastructure such

as gas pipelines. Such solutions in our opinion would be highly contentious and would

risk being potentially challenged on a country and EU level.

„

Vejledning i samfundsøkonomiske konsekvensvurderinger”, 2017

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Final remarks and suggestions

We would like to reiterate our appreciation for being able to participate in this valuable consultation

process on the NER. PGNiG recognizes and supports

DEA’s

proposals aimed at securing increased

transparency and cost-effectiveness of the gas TSO and is committed to supporting the BP project.

We would like to underline that we fully respect the autonomy of the Danish government to regulate its

own gas system. We nonetheless see that a number of factors (e.g. decisions / proposals issued by

either DEA or DUR, updated market assumptions issued by ENDK) have contributed to a potential tariff

increase which was unforeseeable when we made our OS 2017 and may not be commercially feasible.

From our perspective, this also raises concerns about the predictability of our business in Denmark. We

would like to operate in an environment that offers stable and competitive prices. Implementation of the

NER, particularly the introduction of the ROI-component

and different treatment of “old” and “new”

infrastructure, creates a risk that the tariffs for the BP route will cease to remain competitive to the

shippers and that the BP route will remain unused.

However, we would like to highlight that if we are certain that the OS 2017 or similar levels of tariffs are

offered to us over the 2023

–

2037 period, our strategy would be to maximize our usage of the Baltic

Pipe infrastructure, regardless of what principles and tariff calculation rules are used to achieve such an

effect.

With regard to using the capacity booked during OS 2017, our interests are fully aligned with those of

the Danish gas market participants. PGNiG would like to reiterate, that the OS 2017 booking was made

in good faith with the intention to utilize the Baltic Pipe infrastructure to the fullest possible extent.

Apart from the other suggestions that we have mentioned in this document, we would like to propose

additional solutions which from our perspective would be valuable if introduced

1) We suggest extending the revenue cap regulation by

introducing a rule stating that a tariff

in the consecutive year may not be higher than the tariff in the previous year.

This is

an issue that we regularly raise during meetings with ENDK and DUR. We would therefore

like to ask for a thorough consideration of this matter.

2) As we touched on above, a significant number of issues is left by the NER to be clarified or

developed by competent authorities. We propose adding to the

NER an overarching

imperative that all the competent authorities tasked with detailing the general NER

guidelines should coordinate their work so that the net effect of their application is at

least neutral to tariffs

(i.e. within reasonable expectation that an application of their

decisions / methodologies should not result in any growth in tariffs). This will increase

predictability for shippers.

3) If DEA decides not to incorporate these proposals in the final shape of the NER, PGNiG

strongly suggests not implementing the proposed ROI-based tariff element as this seems to

be against the best interest of the DK gas market participants, as discussed in this document.

We would be grateful to be included in any future consultations in relation to the detailed solutions to be

developed based on the NER (in both the electricity and gas markets) and are in the position to provide

any required assistance with this process.

These solutions are largely a reiteration of PGNiG’s

proposals submitted during the last NER consultation round in December

2019

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

M athias

Berg Rosendal

Mathias

Berg Rosendal

Fra:

Sendt:

Til:

Cc:

Emne:

[email protected]

4. september 2020 12:48

[email protected]

Journalnummer 2020-4657 - Høring af lovforslag om ny regulering af Energinet

med frist den 23/09 2020

Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet har den 26. august 2020 sendt udkast til lovforslag om ændring af lov om

Energinet, lov om elforsyning og lov om naturgasforsyning i høring.

Ministeriernes forpligtelse til at høre Rigsrevisionen er fastlagt af rigsrevisorloven, §§ 7 og 10 (Lovbekendtgørelse nr.

101 af 19/01/2012) og angår revisions- og/eller regnskabsforhold, der kan have betydning for Rigsrevisionens

opgaver.

Vi har gennemgået lovforslaget og kan konstatere, at det ikke omhandler revisions- eller regnskabsforhold i staten

eller andre offentlige virksomheder, der revideres af Rigsrevisionen.

Vi har derfor ikke behandlet henvendelsen yderligere.

Med venlig hilsen

Mette E. Matthiasen

Ledelsessekretariatet

Landgreven 4

DK-1301 København K

Tlf. +45 33 92 84 00

Dir. +45 33 92 85 73

[email protected]

www.rigsrevisionen.dk

Fra:Julie Hansen <

Fra:

Julie

<[email protected]>

[email protected]>

Sendt:

26.

august 2020 16:31

endt:26.

2020 16:31

Emne:Høringaf

lovforslag om ny regulering af

Emne:

Høring af

lovforslagomnyreguleringaf Energinet med frist den 23/092020

23/09 2020

Til

alle høringsparter

Klima-,

Energi- og

Klima-,

Energi- og Forsyningsministeriet sender hermed vedlagte udkast til lovforslag om ændring af lov om

lovforslag om ændring lov om

Energinet, lov om elforsyning og lov om naturgasforsyning (ændring af formålsbestemmelsen for Energinet, ny

Energinet, lov om elforsyning og lov om naturgasforsyning (ændring

Energinet, ny

transparent proces for Energinets investeringer og ny fremsynet økonomisk regulering af Energinet m.v.) i høring.

proces

Energinets

og ny

m.v.) høring.

Høringen kan også ses på:

https://hoeringsportalen.dk/Hearing/Details/64248.

Høringen kan også ses på:

https://hoeringsportalen.dk/Hearing/Details/64248.

Klima-,

Energi- og

Klima-,

Energi- og Forsyningsministeriet skal venligst anmode om at modtage eventuelle høringssvar senest onsdag

onsdag

den

23. september 2020.

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

Energistyrelsen

Att.: Julie Hansen

Sendt via mail

21.09.2020

Høringssvar Wind Denmark

–

Lov om ændring af lov om

Energinet

Wind Denmark takker for muligheden for at afgive høringssvar til lovforslag om ændring af

lov om Energinet. Wind Denmark ser det som afgørende, at lov om Energinet sikrer de lov-

givningsmæssige rammer for udbygningen af elnettet i fremtiden og at der er et behov for,

at lovforslaget tydeliggør, at Energinet i endnu højere grad end i dag vil kunne få godkendt

investeringer i elnettet af hensyn til forventede projekter for vedvarende energi.

Lovforslagets hensigt om, at Energinet i højere grad skal tage hensyn til den grønne omstilling

er en nødvendig fornyelse af lov om Energinet og Wind Denmark støtter den overordnede

hensigt i lovforslaget.

Wind Denmark bemærker dog, at der er brug for, at det tydeliggøres i lovforslaget, at der

ved gennemførelsen af Energinets opgaver skal tages samfundsøkonomiske hensyn og i hø-

jere grad tages hensyn til vilkårene for investeringer i elproduktionskapacitet. Det bør und-

gås, at Energinet, som fremadrettet vil være underlagt en økonomisk regulering baseret på

en indtægtsramme, fremover får mulighed for i højere grad at tage selskabsøkonomiske hen-

syn.

Energinets rolle med at forvalte det danske elmarked nødvendiggør, at lov om Energinet ty-

deligt instruerer virksomheden i at tage samfundsøkonomiske hensyn. Dette kunne f.eks.

være i valg af markedsdesignet af elmarkedet, hvor lovgivningen bør understrege, at Energi-

net bør tage beslutninger baseret på samfundsøkonomiske vurderinger, og ikke selskabsøko-

nomiske hensyn, som maksimering af flaskehalsindtægter. Dette kunne også være i håndte-

ringen af interne netproblemer og ved Energinets forvaltning af prisområdestrukturen i Dan-

mark.

Det er Wind Denmarks vurdering, at lovforslaget i den nuværende form ikke i tilstrækkelig

grad sigter mod at undgå at Energinet tager selskabsøkonomiske hensyn. Lov om Energinet

bør give Energinet en tydelig instruks i forhold til, at selskabets beslutninger bør sigte mod at

opnå de samfundsøkonomisk mest hensigtsmæssige løsninger på udfordringerne med gen-

nemførelsen af den grønne omstilling. Wind Denmark ser dette som afgørende når Energinet

ikke længere er underlagt en ”hvile i sig selv”

økonomisk regulering.

Lovforslaget foreslår en tydelig hensyntagen til forbrugerne, men bør i højere grad og tyde-

ligere sigte mod samfundsøkonomiske hensyn og til at sikre åben og lige adgang for alle

1/2

L 99 - 2020-21 - Bilag 1: Høringssvar og høringsnotat, fra klima-, energi- og forsyningsministeren

brugere af elnettet og herunder også til elproducenterne i den grønne omstilling. Uden en

tydelig hensyntagen til samfundsøkonomiske vurderinger risikerer Energinets forvaltning af

energiinfrastrukturen og elmarkedet at føre til forvridninger af elmarkedet eller samfunds-

økonomiske tab.

Gennemførelsen af den grønne omstilling medfører i de kommende år meget store investe-

ringer i vindenergi i det danske elsystem og lovforslaget sigter mod en øget interessentind-

dragelse i Energinets netplanlægning, hvilket Wind Denmark støtter. Lov om Energinet bør

derudover også tydeligt give Energinet den opgave at sikre hensigtsmæssige vilkår for inve-

steringer, herunder gennemsigtige og så vidt muligt stabile rammevilkår. Gennemsigtige vil-

kår for investeringer er helt afgørende for en omkostningseffektiv grøn omstilling.

Wind Denmark opfordrer desuden til, at det tydeliggøres i lovforslaget, at når lovforslaget

sigter mod, at Energinet i højere grad skal kunne reagere på opståede behov og ikke forsinke

tilslutningen af nye vindmølle- og solcelleprojekter, bør det være muligt for Energinet at in-

vestere i ny netkapacitet på baggrund af forventede projekter for vedvarende energi.

Energinet bør kunne få godkendelse til at foretage investeringer i ny netkapacitet baseret på

begrundede forventninger til udbygninger med vedvarende energi. Så længe Energinets in-

vesteringsprojekter baserer sig på allerede vedtagne projekter vil udbygningen af elnettet

være bagefter udbygningen af vedvarende energi og lov om Energinet bør i højere grad sigte

mod at dette undgås.

Det er afgørende for den grønne omstilling, at de lovgivningsmæssige rammer for udbygnin-

gen af transmissionsnettet i Danmark understøtter en udbygning af elnettet, som tager højde

for den lange etableringstid for udbygningsprojekter i elnettet og samtidigheden med udbyg-

ningen med vedvarende energi. Lovforslaget forholder sig ikke i tilstrækkelig grad til denne

problemstilling, uanset at Energinets formålsparagraf i højere grad bliver rettet mod at un-

derstøtte grøn omstilling. Godkendelseskriterierne for Energinets investeringer bør derfor

opdateres med disse hensyn.

Wind Denmark støtter lovforslagets hensigt om, at Energinets udbygning og drift af energi-

infrastrukturen i højest mulig grad skal ske med brug af klimavenlige teknologier. Wind Den-

mark opfordrer til, at dette f.eks. vil gælde for sikring af forsyningssikkerheden i elsystemet

og de nødvendige systembærende egenskaber. Driften af elsystemet bør i højest mulig grad

basere sig på netkomponenter og vedvarende energi, som udover at være til gavn for klimaet

også sikrer, at Energinets varetagelse af forsyningssikkerheden ikke forvrider det indre mar-

ked for energi.

Wind Denmark er tilgængelig for en uddybning af ovenstående.

Med venlig hilsen

Søren Klinge

Elmarkedschef

Wind Denmark

sk@winddenmark

2/2