Forordningen har krav om at aktører som TSOer og kraftbørser skal arbeide videre med å utvikle og avstemme vilkår og metoder for å operasjonalisere det regelverket som ligger i forordningen, som utvikles videre i tråd med prinsippene for markedsdesign i den tredje energimarkedspakken. CACM retter seg mot forskjellige aktører i energimarkedet, blant annet nasjonale reguleringsmyndigheter for energi (NRAer), systemoperatører (TSOer), kraftbørser ("Nominated Electricity Market Operator", NEMOer), organisasjonen for det europeiske nettverket for operatører av transmisjonssystem for elektrisitet (ENTSO-E) og byrået for samarbeid mellom energireguleringsmyndighetet (ACER).

CACM inneholder en fortale og fem hoveddeler: Bakgrunn og formål fremgår av hoveddel. Hoveddel 2 er den mest omfattende, er inndelt i åtte kapitler og inneholder artiklene 14 til 72. Hoveddel 3 er inndelt i tre kapitler med artiklene 73 til 80. Hoveddel 4 har to artikler. Hoveddel 5 har overgangsbestemmelser for Irland og Nord-Irland (artikkel 83) og bestemmelser om ikrafttredelse (artikkel 84).

Hovedinnhold i forordningen

Del I om alminnelige bestemmelser

Virkeområdet for CACM fremgår av artikkel 1. Forordningen gir detaljerte retningslinjer for tildeling av overføringskapasitet mellom budområder og håndtering av kapasitetsbegrensninger i day-ahead- og intradagmarkedet for elektrisk kraft. Forordningen gjelder transmisjonssystemer og grensekryssende overføringsforbindelser i EU, med unntak for øyer som ikke er forbundet med andre transmisjonssystemer. I medlemsstater med flere enn én TSO, gjelder forordningen for alle TSOer.

Nærmere bestemmelser om definisjoner, formålet med samarbeid om kapasitetstildeling og flaskehalshåndtering, utpeking av NEMO og tilbakekalling av utpeking, kriterier for dette og oppgavene for NEMO fremgår av artiklene 2 til 7. NEMOene skal i samarbeid med TSOene utføre priskobling av day-ahead- og intradagmarkedene. Det innebærer at NEMOen skal kalkulere kraftprisene i de ulike budområdene ut fra en felles europeisk prisalgoritme til samme tid hver dag.

NEMOene skal samarbeide om å utvikle, gjennomføre og drifte en funksjon som markedskoblingsoperatør (MCO-funksjon), som ved hjelp av prisalgoritmen matcher kjøps- og salgsbud på en mest mulig optimal måte. Basert på resultatene fra markedskoblingen skal NEMOene informere kundene sine om inngåtte kraftkontrakter, priser og kraftflyt mellom budområder. NEMOene har også vanlige børsoppgaver, som å motta bud fra markedsaktører og stå for avregning og clearing av kontrakter.

Hver medlemsstat skal utpeke én eller flere NEMOer. Både innenlandske og utenlandske kraftbørser kan søke om å bli utpekt. En NEMO utpekes i første omgang for en periode på fire år. Den enkelte medlemsstat kan bestemme at en annen myndighet enn reguleringsmyndigheten skal utpeke NEMO. En NEMO som er utpekt i ett medlemsland har automatisk rett til å operere som NEMO i et annet medlemsland (såkalte "passport-rights"). Samtidig vil handelsreglene i de ulike medlemslandene gjelde, og en utpekt NEMO må forholde seg til det enkelte medlemslands tilsynsmyndighet. Myndighetene skal utveksle nødvendig informasjon for å utføre effektivt tilsyn med NEMOene.

Den som søker om å bli utpekt som NEMO, skal oppfylle vilkår som fremgår av artikkel 6 om blant annet krav til nødvendige ressurser, å gi informasjon til markedsaktørene, kostnadseffektivitet, separate regnskap og forretningsmessig atskillelse, likebehandling, markedsovervåkning, avtaler om åpenhet og konfidensialitet, clearing- og avregningstjenester og koordinering med TSOene i medlemslandene.

NEMOer skal fungere som kraftbørser i nasjonale eller regionale markeder og gjennomføre day-ahead- og intradagmarkedskobling i samarbeid med TSOer (artikkel 7).

Det er bestemmelser om TSOenes oppgaver i markedskoblingen for day-ahead og intradaghandel i artikkel 8. Blant annet skal TSOene samarbeide om krav til priskoblingen og algoritmene for matching av bud, validere matchingalgoritmene, etablere og utføre kapasitetstildeling, beregne tilgjengelig overføringskapasitet mellom budområder, kontrollere resultatene fra markedskoblingen, foreslå åpnings- og stengetider for tildeling av utvekslingskapasitet mellom budområder og dele flaskehalsinntekter i henhold til en metode som utvikles i samsvar med artikkel 73.

I artikkel 9 er det en prosedyre for hvordan TSOer og NEMOer skal samarbeide om å utvikle nærmere vilkår og metoder for utføre oppgavene etter artiklene 7 og 8. Disse aktørene skal utarbeide forslag knyttet til en rekke temaer, som deretter må godkjennes av de nasjonale reguleringsmyndighetene. Noen eksempler er felles nettmodell, metode for kapasitetstildeling, metode for fordeling av flaskehalsinntekter og en felles MCO-funksjon. Noen av forslagene skal utvikles på europeisk nivå, mens andre skal utvikles innenfor regioner eller på nasjonalt nivå. Forslagene skal sendes på høring, godkjennes i samsvar med prosedyren i artikkel 9, og deretter offentliggjøres på internett.

Når TSOer og NEMOer i fellesskap skal utarbeide og bli enige om forslag til vilkår og metoder er utgangspunktet krav om enstemmighet. Dersom de ikke blir enige, avgjøres forslagene med kvalifisert flertall. I de felleseuropeiske beslutninger består et kvalifisert flertall av TSOer eller NEMOer som representerer minimum 55 prosent av medlemslandene og 65 prosent av befolkningen i EU. Et mindretall må omfatte TSOer eller NEMOer som representerer minst fire medlemsland for å være blokkerende.

I de regionale beslutningene består et kvalifisert flertall av TSOer som representerer minimum 72 prosent av medlemslandene som er berørt, og minst 65 prosent av befolkningen i den aktuelle regionen. Et mindretall må minst omfatte TSOer som representerer mer enn 35 prosent av befolkningen i medlemslandene, samt TSOer som representerer minst et ytterligere medlemsland som er berørt, for å være blokkerende. Dette gjelder regioner som består av flere enn fem medlemsland. I regioner som består av fem eller færre land, skal det være enstemmighet når TSOene fremmer forslag til felles vilkår og metoder. Når NEMOer fremmer forslag til vilkår og metoder i en region fattes beslutninger ved enstemmighet.

Landenes nasjonale reguleringsmyndighet (NRA) skal godkjenne forslag til vilkår og metoder utviklet av TSOene og NEMOene. Hvis NRAene ikke godkjenner forslaget, kan de be om at det utarbeides et nytt forslag, og må innen gitte tidsfrister fatte en beslutning om det nye forslaget. Dersom flere enn én NRA skal godkjenne fremlagte forslag, skal de samarbeide for å komme fram til enighet, eventuelt ta i betraktning en uttalelse fra byrået for samarbeid mellom reguleringsmyndigheter, ACER. Hvis NRAene ikke kommer fram til enighet innen en frist på seks måneder, eller dersom de i fellesskap ber om det, skal ACER fatte en beslutning om de fremlagte forslagene til vilkår og metoder innen en frist på seks måneder, jf. artikkel 9 nr. 11.

Artikkel 9 nr. 11 viser til bestemmelsen i europaparlaments- og rådsforordning (EF) nr. 713/2009 om opprettelse av et byrå for samarbeid mellom energireguleringsmyndigheter artikkel 8. Denne gir ACER myndighet til å treffe vedtak om vilkår for tilgang til kraftforbindelser ved uenighet mellom nasjonale reguleringsmyndigheter i saker innenfor deres myndighetsområde. Saksforhold som kan bli gjenstand for vedtak av ACER i henhold til CACM, knytter seg til oppgavene for TSOene og NEMOene som er listet opp i artikkel 9.

TSOer og NEMOer skal i fellesskap organisere daglig drift av markedskoblingen for handel day-ahead og intradag (artikkel 10). ACER og Kommisjonen skal inviteres til å delta som observatører. ACER skal i samarbeid med ENTSO-E sørge for at berørte aktører ("stakeholders") blir involvert (artikkel 11). TSOer og NEMOer som utarbeider forslag til vilkår og metoder, eller endringer av disse, skal sørge for høring blant berørte aktører og ta hensyn til høringsinstansenes synspunkter (artikkel 12).

Det er bestemmelser om taushetsplikt i artikkel 13.

Del II om vilkår, betingelser og metoder for kapasitetstildeling og flaskehalshåndtering

TSOene og NEMOene skal i samarbeid utvikle vilkår og metoder for å oppnå en koordinert kapasitetstildeling og en effektiv kobling av day-ahead- og intradagmarkedene. Slikt samarbeid på tvers av landegrensene er nødvendig for å fremme gjennomføring og effektiv drift av det indre markedet for elektrisitet. Utvikling av vilkår og metoder skal følge beslutningsprosedyrene som fremgår av hoveddel I.

TSOene skal beregne grensekryssende kapasitet for handel med elektrisk energi i day-ahead- og intradagmarkedet. Artikkel 15 fastsetter krav til inndeling i regioner for kapasitetsberegning innenfor det europeiske kraftmarkedet. Inndelingen avgjør hvilke TSOer, NEMOer og NRAer som skal være involvert i beslutninger som skal fattes på regionalt nivå.

TSOene utarbeider en felles nettmodell i tråd med artiklene 16 til 19. Den skal omfatte en modell av transmisjonssystemet med blant annet relevant informasjon om produksjon og forbruk for beregning av tilgjengelig kapasitet og overføringsbegrensninger mellom budområder. Hvilke opplysninger som skal inngå i de individuelle (nasjonale) nettmodellene (IGM) er angitt i TSO-forslaget til Common Grid Model Methodology (CGMM) som ble godkjent av alle europeiske energireguleringsmyndigheter i mai 2017.

CACM artikkel 20 til 30 inneholder krav til metodene og prosessene for kapasitetsberegning, og denne skal som minimum være koordinert på regionalt nivå. TSOene i den enkelte region skal i fellesskap foreslå om en metode for kapasitetsberegning i regionen. Det er oppstilt to tillatte metoder: En flytbasert metode, som innebærer at kraftutvekslingen på tvers av budområder begrenses av forskjellige faktorer for utveksling, samt disponible marginer på kritiske nettkomponenter. Denne metoden skal brukes for beregning av tilgjengelig kapasitet når grensekryssende kapasitet i høy grad er gjensidig avhengig. Den andre metoden, samordnet netto overføringskapasitet, baserer seg på å definere maksimal utveksling av energi mellom tilgrensende budområder før faktisk utveksling finner sted. Denne metoden skal bare brukes i regioner hvor grensekryssende kapasitet er mindre gjensidig avhengig, og det kan påvises at den flytbaserte metoden ikke vil gi ekstra nytte.

ENTSO-E skal senest to år etter ikrafttredelsen av forordningen utarbeide en rapport til ACER om kapasitetsberegningen og -tildelingen (artikkel 31). På anmodning fra ACER skal ENTSO-E deretter annethvert år utarbeide en rapport.

CACM har krav og prosedyrer for gjennomgang av eksisterende inndeling i budområder, samt utarbeidelse av forslag fra TSO om budområdenes konfigurasjon (artiklene 32 til 34). Det fremgår av fortalen til forordningen (punkt 11) at budområdeinndeling som reflekterer tilbud og etterspørsel er en forutsetning for at en flytbasert kapasitetsberegning skal fungere optimalt.

TSOene skal utvikle en felles metode for mothandel og spesialregulering innenfor regionene for kapasitetstildeling (artikkel 35). Forslag skal sendes på høring før de godkjennes av NRAene. Nærmere bestemmelser om prosessen der NEMOer og TSOer skal utvikle priskoblingsalgoritmer, følger av artiklene 36 og 37.

Artiklene 38 til 45 har bestemmelser om priskoblingsalgoritmene, blant annet hvilke produkter de skal være tilpasset for, maksimums- og minimumspriser, prising av grensekryssende kapasitet, etablering av reserveløsninger, resultater av algoritmene og offentliggjøring av markedsinformasjon. Det legges opp til at kapasiteten skal prises og reflektere flaskehalskostnaden hvis kapasiteten er begrenset. Det er også bestemmelser om ordninger for mer enn én NEMO i et budområde og for utenlandsforbindelser som opereres av andre enn sertifiserte TSOer.

Artiklene 46 til 50 har bestemmelser om koblingen i day-aheadmarkedet, herunder anskaffelse av inngangsdata, driften av den daglige markedskoplingen i day-ahead, levering av resultater, beregning av planlagt utveksling og fallback-prosedyrer.

Artiklene 51 til 62 har bestemmelser om koblingen i intradagmarkedet, herunder mål, resultater fra algoritmen om matching av kontinuerlig handel, tillatte produkter, minimums- og maksimumspriser og prising av intradagskapasitet. Det skal utvikles en metode for å beregne planlagt utveksling som følge av intradagmarkedskoblingen.

Artikkel 63 har bestemmelser om regionale tilleggsauksjoner i intradagmarkedet. Relevante NEMOer og TSOer på budområdegrenser kunne innen 24. januar 2017 legge fram et felles forslag til utforming og gjennomføring av slike.

Artiklene 64 til 67 har bestemmelser om midlertidige intradagordninger i nærmere angitte situasjoner og artikkel 68 har bestemmelser om at de sentrale motpartene skal sikre rettidig clearing og avregning av budene, samt deltakernes anonymitet. Artikkel 69 har bestemmelser om at TSOene skal utarbeide et felles forslag til frist for når budene i day-aheadmarkedet skal være bindende. Artikkel 70 har bestemmelser om handlingsrom for justering av overføringskapasiteten og tildelingsbegrensninger. Artiklene 71 og 72 har bestemmelser om når tildelt overføringskapasitet anses som bindende, og tiltak i forbindelse med force majeure og nødstilfeller.

Del III om kostnader

TSOene skal etablere en felleseuropeisk metode for fordeling av flaskehalsinntekter mellom TSOene som eier overføringsforbindelsen der flaskehalsinntektene oppstår. Dette skal blant annet fremme effektiv langsiktig drift og utvikling av transmisjonssystemet og effektiv drift av det felleseuropeiske elektrisitetsmarkedet (artikkel 73). Videre skal TSOene innenfor hver enkelt region etablere en felles metode for deling av kostnader for mothandel og opp- og nedregulering. Metoden skal omfatte løsninger for deling av kostnader for tiltak som har grensekryssende virkning (artikkel 74).

CACM har bestemmelser om dekning av kostnader som påføres blant annet NEMOer og TSOer i forbindelse med kapasitetsberegning og flaskehalshåndtering (artiklene 75 til 80). Kostnader for TSOene knyttet til flaskehalshåndtering og ulike prosesser for å overholde forordningen, skal dekkes via tariffer eller andre passende mekanismer. NEMOer kan få dekket kostnader som de er påført i tilknytning til etablering og drift av MCO-funksjonen. NEMOer og TSOer skal utarbeide en årlig rapport til reguleringsmyndighetene, som skal publiseres av ACER (artikkel 80). Rapporten skal blant annet redegjøre for kostnader knyttet til opprettelse, endringer og drift av day-ahead- og intradagmarkedskoblingen.

Del IV om delegering av oppgaver og overvåking ("monotoring")

En TSO eller NEMO kan delegere alle eller noen av oppgavene etter forordningen til en eller flere tredjeparter, hvis denne kan utføre de aktuelle oppgavene minst like effektivt (artikkel 81).

I henhold til artikkel 82 skal reguleringsmyndighetene eller andre relevante myndigheter føre tilsyn med den eller de enheter som utfører MCO-funksjonene. Andre lands reguleringsmyndigheter eller relevante myndigheter, samt ACER, skal bidra når dette er hensiktsmessig. Det er krav til at ENTSO-E skal følge med på gjennomføring av markedskoblingen for day-ahead- og intradag, og bestemmelser om at TSOer, NEMOer og andre skal sende nødvendige opplysninger til ENTSO-E.

Merknader

Rettslige konsekvenser
CACM er hjemlet i forordning 714/2009 om grensekryssende krafthandel, som er innlemmet i EØS-avtalen ved EØS-komiteens beslutning nr. 93/2017 av 5. mai 2017. OED anser CACM som EØS-relevant. Spørsmål om EØS-tilpasninger avklares i dialog med EU-siden. Det er foretatt en gjennomgang av innholdet i rettsakten sammenholdt med norsk regelverk, som har vært sendt på høring.

Gjennomføringen av CACM vil kreve justeringer i energiloven § 4-5 (organisert markedsplass) og § 10-2 (utlevering av opplysninger til ENTSO-E). Det er også behov for endringer i forskrifter. Forslag til endringer i energiloven og forskrifter til gjennomføring av CACM i norsk rett er sendt på offentlig høring ved brev av 23. november 2018 fra Olje- og energidepartementet.

Økonomiske og administrative konsekvenser
Departementet vurderer at gjennomføringen av CACM vil bidra til en styrket regulering av markedene for elektrisitet nasjonalt og internasjonalt. Dette forventes å gi et mer velfungerende energimarked og en mer effektiv nettvirksomhet. Med bakgrunn i at det i stor grad dreier seg om formalisering av eksisterende prosesser og samarbeid, anses CACM å kunne gjennomføres uten større økonomiske og administrative konsekvenser.

Gjennomføringen av CACM i Norge innebærer at Statnett som TSO medvirker i utviklingen av vilkår og metoder, og at reguleringsmyndigheten for energi i Norge, NVE v/RME, skal godkjenne forslag til vilkår og metoder som utarbeides av TSOer og kraftbørser og føre tilsyn med forordningen i det norske kraftmarkedet. Innlemmelse av forordningen innebærer at RME må samarbeide med andre lands reguleringsmyndigheter for energi og i ACER, som RME gjør i dag. Statnett samarbeider også med andre lands TSOer i dag.

Gjennomføring av CACM vurderes ikke å medføre endringer i den grunnleggende ansvarsfordelingen mellom myndighetsorganer på energiområdet i Norge som ble lagt til grunn ved Stortingets behandling av Prop. 5 L (2017-2018).

NVE v/RME skal utpeke markedsoperatører og kan fastsette eller godkjenne ytterligere vilkår for disse og for handel på slike markedsplasser. Det gjelder også for markedsoperatører utpekt i et annet EØS-land, som skal kunne tilby tjenestene sine i Norge. Departementets vurdering er at forslaget ikke vil ha store konsekvenser for NVEs virksomhet og organisering. CACM vil i større grad legge til rette for at flere kraftbørser kan operere i Norge, og er vurdert å medføre behov for endringer i energiloven § 4-5 om markedsplasskonsesjon.

Systemprisen er en teoretisk pris for det nordiske kraftmarkedet, og beregnes ut fra en forutsetning om at det ikke er overføringsbegrensninger i det nordiske transmisjonsnettet. Systemprisen brukes blant annet som referansepris i det finansielle markedet, og beregnes i dag på frivillig grunnlag av Nord Pool. Det er ikke et vilkår i forordningen at en NEMO skal beregne en slik referansepris. De nordiske TSOene har fremmet et forslag som ivaretar muligheten for å beregne systemprisen på samme grunnlag som tidligere, som er godkjent av de nordiske reguleringsmyndighetene.

Det er nødvendig med effektive rutiner for samarbeid og informasjonsdeling mellom Statnett, reguleringsmyndigheter og markedsoperatørene, når Statnett får flere slike å forholde seg til.

Sakkyndige instansers merknader
Innspill fra høringen med frist 22. februar 2019 finnes her: https://www.regjeringen.no/no/dokumenter/horing--gjennomforing-av-kommis...

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

CACM gir også overordnede prinsipper og retningslinjer for hvordan markedet skal utvikles videre og fordeler en rekke ulike oppgaver og beslutninger til børser, TSOer, nasjonale reguleringsmyndigheter og ACER. Blant annet dreier dette seg om utvikling av felles nettmodell og metode for kapasitetstildeling, fastsetting av metode for fordeling av flaskehalsinntekter, utvikling av en felles markedskoblingsfunksjon (MCO) og utforming av diverse markedsregler. Fram til i dag er dette forhold som i stor grad har vært regulert gjennom en avtalebasert og ulovfestet praksis.

Det er i stor grad TSOene og NEMOene som sammen skal utarbeide forslag til vilkår og metoder for hele EU eller for nærmere bestemte regioner i EU, og det er gitt detaljerte prosedyrer for hvordan utarbeidelsen og godkjenningen av slike vilkår og metoder skal foregå. Prinsippet er at forslag til vilkår og metoder utvikles og avstemmes mellom TSOene og NEMOene, og deretter godkjennes av de nasjonale reguleringsmyndighetene i EU eller den relevante regionen. Dersom de nasjonale reguleringsmyndighetene ikke kommer fram til enighet om å godkjenne et forslag, eller i fellesskap ber om det, skal byrået for samarbeid mellom energireguleringsmyndigheter, ACER, fatte bindende vedtak. I Norge legges det opp til at det er NVE v/Reguleringsmyndigheten for energi (RME) som vil få ansvaret for å godkjenne forslag til vilkår og metoder. Når det gjelder vedtak fra ACER, er myndighet til å fatte vedtak overfor EFTA-statene lagt til EFTAs overvåkingsorgan, ESA. Dette følger av EØS-komiteens beslutning nr. 93/2017 av 5. mai 2017 om innlemmelse av den tredje energimarkedspakken i EØS-avtalen. Det legges opp til at denne løsningen anvendes også for CACM.

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

Departementet har i henhold til Utredningsinstruksen punkt 3-3 sendt forslaget til forordning på høring med frist for innsendelse av høringsinnspill 15. juni 2015. Høringsuttalelsene er oppsummert nedenfor.

Forslag til endringer i energiloven og forskrifter til gjennomføring av CACM i norsk rett er sendt på offentlig høring ved brev av 23. novemver 2018 fra Olje- og energidepartementet.