This is an HTML version of an attachment to the Freedom of Information request 'Request on lobbying on ETS, mid April -end of June 2016'.


Electricity market design:
fit for the low-carbon  
transition

EURELECTRIC IN BRIEF
EURELECTRIC represents the common interests of the electricity industry at 
 
pan-European level. Our current members represent the electricity industry in over 30 
European countries. We also have affiliates and associates on several other continents.
Our  well-defined  structure  of  expertise  ensures  that  input  to  our  policy  positions, 
statements and in-depth reports comes from several hundred active experts working 
for power generators, supply companies or distribution network operators (DSOs).
We have a permanent secretariat based in Brussels, which is responsible for the overall 
organisation and coordination of EURELECTRIC’s activities.
EURELECTRIC pursues in all its activities the application  
of the following sustainable development values:
 
economic development
   growth, added-value, efficiency
 
environmental leadership
   commitment, innovation, pro-activeness
 
social responsibility
   transparency, ethics, accountability


Cover note
The European electricity industry is ful y committed to the European decarbonisation agenda and
wants to  take  active  part in  the  upcoming  discussions  to  ensure  that  the  low-carbon  transition  is
done in the most cost-efficient and market-based way.
EURELECTRIC – the  sector  association  representing  the  electricity  industry  at  European  level – is
pleased to share with you its views on how to make the electricity market design fit for the low-
carbon transition.
The European energy panorama is stil fragmented and our sector thus faces different underlying
fundamentals  and  regulatory  frameworks  across  countries  and  regions. EURELECTRIC therefore
proposes  in  the  enclosed  report  a  number  of overarching recommendations  and  principles to
underpin  the  paths  towards a  decarbonized  power  sector. We  nevertheless  believe  that  market
designs  are  not  carved  in  stone  and  should  evolve  with  the  energy  transition;  this  report  should
therefore be considered as a living document.
EURELECTRIC  believes  that  the  upcoming  European Commission’s  new  energy  market  design
initiative should ensure that consumers reap the benefits of linking wholesale and retail markets,
ensure that RES are fit for the market and improve the energy market to attract flexible resources
and achieve renewables integration.
A central element of the proposal is the introduction of a scheme of regional adequacy assessments,
which  should be  taken  into  account  when introducing changes  in  market  design  such  as  the
introduction  of  market-based  capacity  mechanisms. Such  a  system  of  regional  adequacy
assessments poses a number of challenges that are detailed in the report. This analysis could lead
some  member  states  to  introduce  new  elements  in  the  market  design,  such  as  market-based
capacity  mechanisms. Regions  that  do  not  consider  that  such  developments  are  needed  should
obviously not be forced to do so. On the other hand the existing initiatives for wel -designed capacity
markets  with  cross-border  participation  should  be  considered  as  building  blocks  for  a  efficient
regional/European approach.
To minimise the impact on the energy market, these mechanisms should be sufficiently harmonised
in their basic design criteria: they should be technology neutral, open to cross-border participation,
open to new and existing generation, storage and demand, and produce as outcome contracts with
the  suppliers  of  capacity,  with  a  lead  time  and  duration  that  is  consistent  with  the  needs  of
investment decisions. When such a mechanism has been introduced, it becomes a valuable tool for
future adequacy analysis, since it provides a market-based assessment of the need for new capacity.

Electricity market design:
fit for the low-carbon  
transition
EURELECTRIC MARKETS COMMITTEE, ENERGY POLICY AND GENERATION COMMITTEE,  
RETAIL CUSTOMERS COMMITTEE AND THEIR WORKING GROUPS
Contact:
Marion Labatut - xxxxxxxx@xxxxxxxxxxx.xxx
Charlotte Renaud - xxxxxxx@xxxxxxxxxxx.xxx
Niina Honkasalo - xxxxxxxxxx@xxxxxxxxxxx.xxx
Pavla Mandatova - xxxxxxxxxx@xxxxxxxxxxx.xxx
Koen Noyens - xxxxxxx@xxxxxxxxxxx.xxx
1

RECOMMENDATIONS
1 ENSURE THAT CONSUMERS REAP THE BENEFITS 
P.6
OF LINKING WHOLESALE AND RETAIL MARKETS
  “Free up the bill”: policymakers should explore how support for power sector-related 
policies can be made more cost-efficient and less burdensome on the energy bill, thus 
ensuring that electricity is competitive against other energy sources. Electrification will be 
the fundamental way to decarbonise the European economy.
  Allow for an efficient development of demand-side flexibility, storage and self-generation 
to  ensure  a  level  playing  field  between  all  market  players.  Network  access  charges 
should be progressively adjusted to better reflect the cost structure of networks and 
excess energy injected in the network should be priced at its true value.
2 ENSURE THAT RENEWABLES ARE FIT FOR THE MARKET  
P.8
AND THE MARKET FIT FOR RENEWABLES
  Ensure  that  the  EU  ETS  becomes  the  main  driver  for  renewables  investments: 
strengthening it is a no-regret option. As it is an established, technology-neutral and 
European-wide  instrument,  the  EU  ETS  can  boost  the  EU  dimension  of  low-carbon 
technologies’ development and investment. With a reinforced carbon price signal and 
an  accelerated  cap  reduction,  additional  measures  to  promote  renewables  can  be 
minimised within the ETS sectors.
  Should member states choose to continue support for mature renewables after 2020,  
it should be done in the most cost-efficient and market-based way, minimising distortions, 
including those affecting the merit order. 
  Member states should address the barriers to regional support and take into account 
the  future  electricity  demand  when  deciding  on  supported  volumes  and  on  their 
geographical scope.
  Fully integrate renewables in the market: balancing responsibility should apply to all 
technologies to foster a level playing field and to maximise cost-efficiency.
  The member states and the Commission should guarantee consistency between the 
2030 climate and energy targets. They should be required to assess the interlinkages 
between the EU ETS and renewables support and consider ways to address them. 
The  impact  of  renewables  support  on  the  power  market,  security  of  supply  and 
competitiveness of electricity for end-consumers should also be evaluated, and the 
resulting distortions minimised.
2 electricity market design: fit for the low-carbon transition

3 IMPROVE THE ENERGY MARKET TO ATTRACT FLEXIBLE RESOURCES  P.11
AND ACHIEVE RENEWABLES INTEGRATION
  Swiftly complete the internal energy market and end all regulated prices.
  Fully integrate day-ahead, intraday and balancing markets, implementing shorter gate 
closure  to  effectively  make  the  market  fit  for  renewables  and  ensure  that  wholesale 
prices adequately reflect scarcity situations. 
  Make the best out of available cross-border capacity to enhance market integration.
  Ensure that transmission tariffs do not distort the market and the merit order.
4 DEVELOP A REGIONAL APPROACH TO SYSTEM OPERATION   P.14
AND SYSTEM ADEQUACY
  Coordinate and ultimately integrate system operation and planning tasks relevant to 
cross-border trade at regional level.
  Ensure that member states and ultimately regions define system adequacy targets using 
homogeneous metrics. 
  Implement  regional  adequacy  assessments  involving  all  relevant  stakeholders  and 
jointly  analyse  potential  solutions  at  regional  level.  Develop  a  transparent  and 
contestable methodology, taking into account the market perspectives and the economic 
viability of existing assets. 
  Regional  adequacy  assessments  should  be  taken  into  account  when  introducing 
market-based  capacity  mechanisms.  Where  these  exist,  they  are  also  a  tool  in 
themselves for the regional adequacy assessment.
5 CAPACITY MARKETS SHOULD BE WELL-DESIGNED AND HAVE A REGIONAL  P.17
PERSPECTIVE TO ENSURE SECURITY OF SUPPLY IN A COST-EFFICIENT WAY
  Capacity markets should be technology-neutral, open to new and existing assets, and 
provide capacity contracts with a time-horizon that is relevant for investments. 
  Cross-border participation in capacity markets is a must in order to avoid pure national 
approaches.
3

INTRODUCTION 
The economic environment of the electricity sector is driven by the low-carbon transition. Its 
objective is to fully restructure the electricity system towards a more diverse mix of assets, with 
an increasing share of renewable generation. In this context, the need for flexibility and firm 
capacity will increase, as well as the need for other system services. Customers will also become 
more active as many of them will be prosumers and provide flexibility with demand response 
and storage.
This transition is unprecedented and its pace is difficult to foresee. It will bring about innovation 
and exciting opportunities; as well as challenges. Lots of questions still remain open today: 
how much flexibility will consumers provide? When will storage solutions be broadly implemented? 
When will existing power plants close and new investments happen? 
As Europe strives to decarbonise its economy and to promote renewable sources of energy,  
and in the midst of these uncertainties, European citizens and businesses should have access 
to the reliable and competitive electricity supplies they need. 
EURELECTRIC is strongly committed to decarbonise the power system. The share of electricity 
produced by fossil-fuelled power plants will continue to shrink, thus opening a brand new range 
of opportunities to innovate, develop new services and invent new business models. 
In the current environment where large amounts of subsidised generation together with other market 
interventions distort price formation, the electricity system lacks signals both for short-term 
operations and longer term system adequacy and decarbonisation. The market environment 
has  indeed  become  increasingly  volatile  and  the  risk  exposure  of  investors  has  therefore 
increased. In this context, the issues faced by market participants and investors are similar for 
all assets, be it thermal or renewable generation, storage or demand response. 
The  EU  has  set  a  clear  direction  with  the  2030  targets  for  carbon  emissions  reduction, 
renewables  and  energy  efficiency.  In  an  energy-only  electricity  system  with  no  support 
schemes or capacity mechanisms, the amount of renewables and the system adequacy level 
are the outcome of the market. 
Given the binding EU objective to achieve at least 27% of renewables by 2030, some member 
states  may  continue  support  schemes  in  the  electricity  sector  after  2020.  Many  countries 
are  also  complementing  their  energy  markets  with  a  patchwork  of  capacity  mechanisms 
to  guarantee  the  desired  level  of  security  of  supply.  Unfortunately,  non-market-based 
interventions  have  flourished,  such  as  forbidding  plant  closures  or  targeted  subsidies  to 
certain  technologies  or  categories  of  assets,  as  ill-designed  and  unsustainable  ways  of 
managing security of supply.
4 electricity market design: fit for the low-carbon transition

For the sake of European consumers and the European economy, cost-efficiency should be a 
leading principle when working towards the achievement of the 27% renewables target in the 
EU and adequacy targets set by member states. System adequacy targets should thus be met 
with  market-based,  non-discriminatory  measures,  and  a  regional  approach  to  security  of 
supply should be ensured. Both the EU ETS and the non-ETS sectors should contribute in the 
most cost-effective way to achieve the agreed EU-wide target for renewables. 
Market designs are not carved in stone and should evolve with the energy transition. In the 
short to medium term the critical challenges are to foster the competitiveness of low-carbon 
technologies, to allow for the development of flexible solutions, to ensure that the market 
provides price signals adequate for existing assets and investments, and to avoid structural 
over or undercapacity thus ensuring security of supply in a cost-efficient way. EURELECTRIC 
believes  that  non-market  measures  should  be  avoided  and  hence  proposes  its 
recommendations for an electricity market design that is fit for a customer-centric and cost-
efficient low-carbon transition. 
5

1ENSURE THAT CONSUMERS REAP 
THE BENEFITS OF LINKING WHOLESALE 
AND RETAIL MARKETS
Consumers expect a reliable, affordable and decarbonised 
enable demand-side participation
electricity supply. Innovative solutions provide 
them with better information than ever before and 
To enhance the operation of retail markets in general as 
open up new opportunities to play an active part in 
well as demand response, a number of no-regret options 
the  market.  Consumers  are  increasingly  opting  for 
must be implemented:
distributed  generation,  driven  by  policy  support  and 
 rules that enable customers to participate in the 
regulatory intervention in many countries. According to 
market  and  ensure  that  competition  between  all 
the International Energy Agency one third of the global 
resources (generation, demand response, storage) 
PV capacity was installed at residential level in 2014.1 
takes place on a level playing field;
Consumers are also expected to increasingly invest in 
  clear roles and responsibilities for all market players, 
technological  solutions  such  as  heat  pumps,  electric 
including balancing responsibility;
vehicles,  home  management  systems,  home  energy 
  phasing out regulated prices to enhance competition, 
devices and connected objects. All these developments 
allow retailers to develop more innovative products 
will give them unprecedented control of their energy use 
and  customers  to  reap  the  benefits  of  liberalised 
at the touch of a button – or, increasingly, the swipe of 
markets with competitive pressure;
a screen.
  and the timely roll-out of smart meters and smart grids.
Empowered  customers  are  expected  to  have  a  crucial 
role to play in addressing the challenges of the power 
better link wholesale and retail 
system transition. The need to integrate increasing shares 
markets: end distorted price signals
of  variable  renewable  energy  sources  (RES)  into  the 
system makes demand response more and more relevant. 
Whilst  setting  rules  for  the  development  of  these 
Final consumers – households or businesses – could 
resources  and  their  access  to  markets  is  important, 
increasingly provide flexibility to the electricity system 
it  is  not  sufficient  to  ensure  a  better  link  between 
by voluntarily changing their usual electricity consumption 
wholesale  and  retail  markets  because  other  factors 
in reaction to price signals or to specific requests, while 
have major detrimental impacts.
at the same time benefiting from doing so.
As highlighted by the European Commission in its New Deal 
Nevertheless  customers’  flexibility  potential  has  still 
for Energy Customers communication, “a key enabler of 
not been fully unlocked. Retailers2, service providers and 
demand response is consumers’ access to price signals 
start-ups  are  developing  new  products  and  services 
that  reward  flexible  consumption.”3  But  today,  the  link 
but their uptake has been rather sporadic to date.
between wholesale and retail prices is weak due to a high 
“wedge”  of  policy  costs  and  taxes  in  the  bill,  holding 
customers  back  from  actively  participating.  In  2014, 
 
rising  taxes  and  policy  support  charges  represented  as 
much  as  the  energy  element  on  the  average  European 
1   Residential Prosumers – Drivers and Policy Options (Re-prosumers), IEA-RETD (2014).
2   Visit  http://www.eurelectric.org/innovation/ 
3   Delivering a New Deal for Energy Customers, COM(2015)339 final.

6 electricity market design: fit for the low-carbon transition

household customer bill4.  This  energy  element  keeps 
costs are today recovered from those customers that 
on decreasing due to falling wholesale prices (Figure 
are either not interested or not able to invest in similar 
1)5 while the total bill keeps on increasing.
solutions.  Although  policy  support  costs  form  a  large 
 
share  of  the  final  consumers’  bills  and  tend  
The  benefits  that  well-functioning  retail  markets  can 
to be fixed costs, they are billed as volumetric charges. 
bring to consumers are therefore dramatically reduced. 
The same holds for network costs. As prosumers consume 
Retailers are competing on an ever smaller part of the bill 
less electricity, the costs they avoid are shifted to other 
to deliver electricity at the lowest cost and in the most 
customers, thus creating a “consumer divide”.
innovative ways. The development of products based 
on  more  dynamic  pricing  to  trigger  demand  response 
It is necessary to develop a supply chain that improves 
is also slowed down. Electricity’s competitiveness as a 
price incentives to facilitate active consumer behaviour 
key energy carrier that will allow for decarbonisation of 
in the market and reveal the true value of local power 
the  economy  against  other  fuels  is  hampered.  Finally, 
generation and storage: 
this evolution deters transparency and is a source of 
  Policymakers should explore how support for power 
confusion for end consumers.
sector-related policies can be minimised to be less 
burdensome on the energy bill.
At  the  time  when  customers  did  not  have  realistic 
  In order to ensure that the retail price is the appropriate 
alternatives  to  the  electricity  system,  policy  makers 
reference for investment and behavioural decisions, 
decided to use electricity bills to bolster public budgets 
the  different  elements  of  the  final  bill  (commodity, 
and finance other – sometimes unrelated – policy 
network, taxes/levies) have to be designed cost-
decisions.  But  in  the  context  of  the  energy  transition, 
reflectively  in  terms  of  volumetric/capacity-related 
with  options  like  distributed  generation,  storage, 
and  standing  charges.  An  evolution  towards  more 
electro-mobility,  micro-grids  or  CHP,  customers  can 
capacity-based network tariffs could help to ensure 
choose  a  tailor-made  energy  supply  system  that  suits 
that customers pay for the grid services they actually 
their  individual  needs,  bring  down  their  consumption 
use and avoid the creation of a “consumer divide”.
from the grid and potentially leave the electricity supply 
  On  a  level  playing  field,  prosumers  sell  the  excess 
system altogether. 
electricity  at  a  price  that  reflects  its  value  in  the 
market. Indirect subsidies, such as non-market-based 
One  should  however  be  mindful  that  (i)  such  options 
net-metering  schemes  and  socialising  of  prosumers 
often seem more competitive than they really are in 
balancing  costs  should  be  avoided.  Possible  RES 
comparison to the real costs of the electricity system 
support  should  be  cost-efficient,  transparent  and 
and that (ii) some taxes, policy costs and often network 
minimise distortions.
FIGURE 1 − EVOLUTION OF HOUSEHOLDS BILL COMPONENTS 2008-2014
€cent/kWh
Breakdown of taxes
8.5
and policy costs
8.1
8.0
7.7
in 2014
-7 %
7.5
7.5
+47%
7.0
6.7
6.5
3.4
4.1
€cent
€cent
6.0
/kWh
/kWh
5.5
5.1
+18%
5.0
5.4
5.1
4.5
4.6
4.0
16.6%
19.9%
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
policy
taxes
costs
energy
network
tax & policy costs
Source: EURELECTRIC infographic “Making sense of your electricity bill”, February 2016
4   EU28+Norway. 
5   Making sense of your electricity bill, EURELECTRIC 2016.

7

2ENSURE THAT RENEWABLES ARE 
FIT FOR THE MARKET AND THE MARKET 
FIT FOR RENEWABLES
The  European  power  generation  mix  is  becoming 
will  become  competitive  with  other  power  generation 
increasingly  low-carbon  with  a  growing  share  of 
technologies.  Onshore  wind,  and  in  some  cases  solar  
renewables. In 2014, 56% of the electricity generated in  
PV, are now considered as commercially competitive in  
the  EU  came  from  low-carbon  sources  and  28%  from 
terms of LCOE7 in a number of markets. This will require 
renewable energy sources. 
that  future  renewables  deployment  is  sustainable, 
cost-efficient and based on market fundamentals. 
Nine  out  of  the  eleven  biggest  investors  in  variable 
renewables  are  European  utilities  with  over  40  GW  of 
As  we  progress  towards  an  integrated  European 
installed capacity6. Based on this broad experience, recent 
electricity  market,  renewables  must  be  increasingly 
technological  developments  and  market  experiences,  
exposed  to  competition  and  be  placed  on  a  level 
the  power  industry  is  confident  that  renewables 
playing field with other technologies.
FIGURE 2 − EU GENERATION MIX IN 2014 
5% 2%
3%
25%
8%
coal
gas
oil
12%
nuclear
hydro
15%
wind
solar
bioenergy and other res
2%
27%
other spurces
Source: EURELECTRIC report “Power statistics and trends: the five dimensions of the Energy Union”, December 2015
6   Bloomberg New Energy Finance, 15 February 2016 (1. Iberdrola SA, 3. Enel SpA, 5. E.ON SE, 6. Engie SA, 7. RWE AG, 8 EDP – Energias de Portugal 
SA, 9. EDF SA, 10. Vattenfall SA, 11. SSE PLC. 
7   LCOE (levelized cost of energy) is one of the utility industry’s primary metrics for the cost of electricity produced by a generator. It is calculated by 
accounting for all of a system’s expected lifetime costs (including construction, financing, fuel, maintenance, taxes, insurance and incentives), 
which are then divided by the system’s lifetime expected power output (kWh).
8 electricity market design: fit for the low-carbon transition

strengthen the eu ets
provider,  including  balancing  responsibility.  It  is  also 
key  to  enable  commercial  parties  to  offer  balancing 
The post-2020 framework for renewables must ensure  
and commercialisation services to RES generators.
a  coherent  approach  that  takes  into  account  the 
contribution of all sectors – heating, cooling, electricity 
As  for  existing  generation,  it  should  be  left  to  the 
and transport. In the transition phase towards a fully 
discretion of member states to decide whether balancing 
decarbonised system, the EU ETS should be the main 
responsibility should be applied on a voluntary basis  
driver for RES investments in the electricity sector. It is 
or made mandatory, subject to adequate compensation, 
indeed  an  established,  technology-neutral  instrument 
taking  into  account  the  costs  derived  from  these 
that  can  bring  an  increasingly  EU-wide  approach  to  
obligations  as  well  as  the  possible  revenues  of  RES  in 
low-carbon  technologies.  Strengthening  the  EU  ETS  is 
the balancing market. Either way, full market integration 
therefore a no-regret option to increase the competiti-
should be ensured as soon as possible.
veness of renewable energy technologies and encourage 
future fuel-switching to low-carbon sources. Additional 
Further  alignment  of  support  schemes’  key  characte-
measures to promote RES can be minimised within the 
ristics  through  common  EU  rules  should  take  place. 
ETS sectors by a reinforced carbon price signal and an 
Partial  opening  across  borders  and  regional  support 
accelerated cap reduction in the number of emission 
programmes  also  increase  cost-efficiency.  Member 
allowances. 
states should address the barriers to regional support 
(taxes,  levies,  permitting  etc)  and  take  into  account 
the  future  electricity  demand  when  deciding  on  the 
redirect energy policies towards 
geographical scope of the schemes. Experience shows 
greater market integration, 
that it is challenging to find the political will to establish 
competitiveness and affordability
common  schemes,  and  that  their  execution  involves 
challenges as well. 
If member states choose to maintain support for mature 
technologies after 2020, it should be done in the most 
cost-efficient and market-based way to maximise market 
design effective and cost-efficient 
integration and minimise distortions. Beyond research, 
support schemes 
demonstration and early deployment, policy measures 
should  not  seek  to  promote  specific  technologies  or 
Member states have adopted a variety of national RES 
projects,  but  rather  support  RES  development  in  the 
support schemes which will continue to apply to new 
most  cost-efficient  way.  When  deciding  to  support 
investments  at  least  until  2020.  The  plants  which 
certain volumes, it is important to take into consideration 
entered in operation before 2020 will be supported in 
system costs as well as the evolution of demand for 
some cases even until 2040. Recently, some schemes 
electricity to further avoid energy oversupply. Distortions 
have evolved from FiTs (feed-in tariffs) to FiPs (feed-in 
of the merit order should especially be reduced as 
premiums) or CfD (contracts for difference) and elements 
they lead to inefficiencies and increased costs that are 
of tendering are also being introduced for larger units, 
ultimately borne by consumers through policy support 
in line with the state aid guidelines. 
charges. They also distort investment signals provided 
by  wholesale  market  prices  which  become  lower  than 
If implemented, support schemes should be cost-efficient, 
they would be without such distortions. 
minimise  distortions  in  the  wholesale  market  and  be 
technology-neutral. Feed-in tariffs should be phased out, 
EURELECTRIC does not see any obstacles to ful  operational 
because  they  do  not  allow  market  integration.  These 
integration of all renewable electricity generators into the 
principles  should  apply  to  all  RES  support,  including  
market  as  of  today.  It  is  for  instance  necessary  to  move 
for prosumers. However, retroactively changing support 
towards putting operational market responsibilities on all 
schemes should be avoided as they deteriorate the 
participants, either directly or indirectly through a service 
investment climate. 
9

Auctioning mechanisms improve competition between 
This  is  particularly  relevant  for  technologies  with  high 
projects and set the levels of support in a competitive 
investment costs and low operating costs (e.g. wind and 
way, which is also the case for green certificates market 
solar). Capacity-based support as such does not directly 
schemes. The projects selected through an auction can 
incentivise  the  development  of  sites  with  the  largest 
be  granted  energy-based  support  or  capacity-based 
generation potential nor does it incentivise generators to 
3
support, including investment aid8.
maximise  the  output.  For  this  purpose,  specific  market 
mechanisms need to be developed. However, logically, 
On  the  one  hand,  energy-based  support  incentivises 
RES producers would strive in any case to maximise their 
investors  to  maximise  assets’  generation  output  and 
revenues  from  the  wholesale  market.  Finally,  capacity-
develop the sites with the largest generation potential, 
based  support  can  be  inadequate  for  technologies 
but on the other hand it distorts the merit order. 
with  relatively  high  variable  costs,  such  as  biomass.
Solutions  to  minimise  these  distortions  should  be 
implemented,  such  as  introducing  partly  capacity-
Member states and the Commission should guarantee 
based support, capping the annual or monthly amount of 
consistency  between  the  2030  climate  and  energy 
electricity  that  gets  support  or  limiting  the  support  to 
targets,  and  should  be  required  to  take  into  account 
those hours when wholesale prices are above variable 
the interlinkages between the EU ETS and support to 
costs9, as required by the state aid guidelines.
renewables, while considering ways to address them. 
 
The  impacts  of  RES  support  on  the  power  market, 
Capacity-based  support  ensures  that  dispatching 
security of supply and competitiveness should be 
decisions are independent from the support scheme, 
evaluated and potential distortions minimised. 
therefore  minimising  distortions  of  the  merit  order 
EURELECTRIC supports the development of a holistic 
and  wholesale  price  signals.  This  type  of  support 
Energy  Union  governance  system  that  contributes  to 
contributes to reducing the cost of capital and the LCOE. 
ensuring consistency between policy targets. 
8   In the energy based support investors’ revenue takes the form of premiums that are paid as €/MWh on top of the wholesale energy price  
(there can be a cap for the supported volume per project and/or per year) or as a strike price based support that sets the total €/MWh income. 
With capacity based support the investor’s revenue takes the form of e.g. annual/monthly capacity based compensation in €/MW or investment 
aid. ”Investment aid” usually represents a one-off compensation that is granted to the investor when the generation unit is built. In addition  
to this investors sell their production at market price. 
9   The distortion of the merit order is not only related to negative prices as stated in the State Aid Guidelines, but to the fact that generators  
are encouraged to produce when market prices are below their variable costs.
10 electricity market design: fit for the low-carbon transition

3IMPROVE THE ENERGY MARKET TO ATTRACT 
FLEXIBLE RESOURCES AND ACHIEVE 
RENEWABLES INTEGRATION
The internal electricity market (IEM) must be completed. 
An  efficient  use  and  a  cost-efficient  expansion  of 
The third energy package and the integration of European 
interconnections  and  networks  is  indispensable  to 
wholesale markets across all timeframes through network 
complete  the  internal  market  with  a  growing  share  of 
codes is the cornerstone of the electricity market design. 
RES. The  projects  of  common  interest  (PCIs)  selection 
process, relying on the ten year network development 
Significant progress has been achieved with day-ahead 
plan  (TYNDP),  is  a  good  approach  for  a  consistent 
market coupling, but a fully integrated internal electricity 
development of new infrastructures.
market is yet to be reached. Further progress is needed 
to develop cross-border intraday and balancing markets. 
FIGURE 3 − PROGRESS IN MARKET COUPLING IN 2014 AND 2015
Multi-Regional Coupling: day-ahead market coupling
February 2014
May 2014
February 2015
Day-ahead market coupling of Czech Republic,
Slovakia, Hungary and Romania – November 2014
Source: ACER and ENTSOe; see EURELECTRIC report “Power statistics and trends: the five dimensions of the Energy Union”, December 2015
11

make the best out of available 
(CACM)  guideline  as  well  as  the  step-wise  extension  
cross-border capacity to 
of flow- based market coupling across Europe is necessary. 
enhance market integration
In particular, cross-border capacity should not be unduly 
curtailed  or  limited  and  internal  congestion  should  not 
There  is  significant  scope  for  electricity  transmission 
be moved to borders. In general, market-based solutions 
networks to be used in a more efficient way and hence 
for curtailment should be implemented. 
make more cross-zonal tradable capacities available to 
the  market  in  different  time  frames.  ACER’s  market 
EURELECTRIC  welcomes  the  progress  reached  so 
monitoring  report  2015  indeed  shows  that  in  nearly 
far  regarding  the  performance  of  the  day-ahead 
70%  of  all  assessed  borders,  the  physical  capacities 
market  coupling  algorithm.  To  solve  the  remaining 
are at least twice as high as the tradable capacity. 
issues,  we  believe  that  before  implementing 
inefficient  changes  to  the  design  of  the  algorithm, 
In order to update the available grid capacity for trade, 
we  should  rather  harmonise  existing  market  design 
efficient capacity calculation methods coordinated 
rules  (e.g.  switch  to  portfolio  bidding  in  day-ahead 
among TSOs should be implemented, including in the 
markets,  harmonise  products,  abandon  other  inter-
intraday timeframe. To this end, the implementation of 
ventions  preventing  free  bidding  and  freedom  of 
the  capacity  allocation  and  congestion  management 
dispatch, etc).
FIGURE 4 − PHYSICAL CAPACITY IS MUCH HIGHER THAN THE TRADABLE CAPACITY ON MOST BORDERS (2014)
100 600 530 1,275 730 2,000
90
1,000
1,000
80
1,014
2,200
745
70
1,266
2,020
690
60
400
660
50
452
500
y, Thermal capacity (%, MW)
3,200
1,350
2,000
5,236
40
6,204
2,771
2,166
5,876
6,653
4,486
4,104
1,225
2,837
11,809
2,120
2,843
30
8,635
10,358
8,734
4,013
4,446
2,078
5,131
9,676
6,325
20
3,199
3,571
3,634
4,525
2,451
10
NTC/Thermal capacit
5,236
0
IE->GB
EE->FI
GR->IT
AT->IT
HR->SI
FR->IT
IT->SI
FI->SE-3
FR->UK
NL->UK
EE->LV
FI->SE-1
DE->FR
HU->SK
CZ->SK
BE->FR
CZ->DE
BG->GR
AT->SI
DE->NL
LT->LV
CH->IT
ES->FR
PL->SK
CH->DE
HR->HU
ES->PT
BE->NL
AT->CH
CH->FR
AT->HU
CZ->PL
AT->CZ
HU->RO
BG->RO
DE->DK_E
NL->NO-2
DE->SE-4
PL->SE-4
NO-1->SE-3
DE->DK_W
DK_W->SE-3
DK_W->NO-2
DK_E->SE-4
NO-4->SE-2
NO-4->SE-1
NO-3->SE-2
CZ+DE+SK->PL
indicated direction
opposite direction
Source: Data provided by NRAs through the ERI (2015), EMOS, ENTSP-e (2015) and ACER calculations. See ACER “Market monitoring report 2015”,  
p. 154 (paragraph 384).
12 electricity market design: fit for the low-carbon transition

future-proof intraday and 
The  approach  to  European  balancing  markets  must  be 
balancing markets to integrate 
ambitious with a clear end-goal, in particular regarding 
a growing share of renewables
TSOs’ balancing philosophy. The current approach based 
on  various  pilot  projects  (see  Figure  5)  allowing  the 
The development of robust cross-border intraday  
co-existence  of  different  balancing  models  in  terms  of 
and  balancing  markets  will  be  crucial  to  ensure  that 
products, pricing, settlement, etc. will not lead to ultimate 
the system remains balanced as the share of 
integration. The balancing guideline, and especially the 
renewables continues to grow. 
future  legislative  proposals  on  coordinated  sizing  and 
cross-border sharing of reserve capacity to be presented 
It  is  therefore  necessary  to  promote  a  liquid  conti-
by the European Commission, should ensure the future 
nuous  implicit  cross-border  intraday  market  with 
convergence  of  the  coordinated  balancing  areas  and 
harmonised  products  in  all  member  states,  while 
progress towards a limited number of standard products. 
capacity  pricing  shall  not  drain  liquidity  nor  reduce 
In  addition,  balancing  should  be  a  fully  market-based 
the speed of market processes. The market shall be 
process  and  the  code  should  not  require  mandatory 
enabled to determine the most economic dispatch 
participation in balancing markets. 
until a gate closure set as close to real-time as possible 
(e.g. 15 minutes). TSOs shall only perform the residual 
Finally, markets, or when this is not possible market-
balancing of the system. 
based solutions, should be developed for the provision 
of  other  system  services,  which  are  critical  to  provide 
flexibility  and  stability  to  the  grid,  such  as  reactive 
power balance.
FIGURE 5 − OVERVIEW OF REGIONAL BALANCING PILOT PROJECTS 
Common Merit Order (CMO) for 
1 mFRR and aFRR with real time flow 
based congestion management
Cross-border market for FCR 
2
5
based on TSO-TSO model
3 E-GCC (project on hold)
TERRE: Trans-European Replacement 
4 Reserves Exchange
5 Development of the Nordic RPM
5
Design and evaluation of a harmonised 
8
7 reactive balancing market with XB 
5
optimisation of Frequency Restoration
5
5
BritNed / TenneT / National Grid 
8 Balancing Services (project on hold)
4
5
8
IGCC Imbalance Netting,  
1
9 aFRR-Assistance and Flow-Based 
7 9
4
8
9
Congestion Management
3
2
9
3
TSOs involved
4
2
TSO possible future involvement
4
4
4
4
4
mFRR: manual Frequency Restoration Reserves – aFRR: automatic Frequency Restoration Reserves 
– RPM: Regulating Power Market – IGCC: International Grid Control Cooperation –  
E-GCC: Grid Control Cooperation in CZ, SK and HU
Source: ENTSO-e website
13

4DEVELOP A REGIONAL APPROACH 
TO SYSTEM OPERATION 
AND SYSTEM ADEQUACY
coordinate and ultimately 
(e.g. TSOs should act as “one”). This will require a high 
integrate system operation 
degree  of  cooperation  between  system  operators  and 
functions at regional level 
harmonisation of system operation rules. In this context, 
the  European  Commission’s  recent  call  for  more  system 
The transition towards a truly integrated internal electricity 
operation integration, and in particular its proposal to 
market  will  be  more  efficient  if  the  electricity  system  is 
establish  regional  operational  centers  (ROCs),  is  a  good 
optimised  on  a  regional  and  ultim
Aatlely
l-  TEur
S ope
O an 
s cba
o si
ns tra s
c tar
t  ting point.
to define pan-European 
coverage in 2015
FIGURE 6 − REGIONAL NETWORK SECURITY COOPERATION INITIATIVES
All-TSOs contract 
to define pan-European 
coverage in 2015
Coreso
TSC
TSC + Coreso
TSC + SSC
Nordic
Nordic + TSC
MIBEL
Source: ENTSO-e “Future TSO coordination for Europe policy paper”, November 2014
Coreso
TSC
TSC + Coreso
TSC + SSC
Nordic
Nordic + TSC
MIBEL
14 electricity market design: fit for the low-carbon transition

Current TSO coordination initiatives are steps in the right 
They should aim at ensuring at least:
direction. The harmonisation and integration requirements 
  an  integrated  congestion  management  based  on  a 
developed in the system operation guideline are nevertheless 
regional  capacity  calculation  methodology  allowing 
not ambitious enough. Indeed, these approaches remain 
for frequent updates of available grid capacity;
mostly national with the aim of protecting the autonomy 
  an  integrated  balancing  market  with  common  rules 
of individual system operators. 
and  market  solutions  for  operational  tools  such  as 
ancillary services;
A step-wise regional integration of system operation and 
  regional system adequacy assessments;
planning tasks relevant to cross-border trade therefore 
  regional network investment planning and coordination 
needs to happen. Such process should build upon the 
of network investment decisions. 
ongoing establishment of regional security coordination 
initiatives (RSCI) service providers (see Figure 6), which 
Such  transition  will  require  legislative  changes  and 
are  executing  a  certain  number  of  system  operation 
should ensure a clear delineation of responsibilities 
tasks  on  behalf  of  national TSOs  and  could  be  a  step 
between  national  TSOs  and  the  regional  integrated 
towards  gradually  allocating  the  responsibility  for  
system operators. 
these tasks to regional entities.
Regarding  transmission  tariffs  applied  to  generators, 
A truly regional system operation can however only be 
their structure and methodologies to compute the costs 
based  on  a  regional  decision-making  structure  and  
need  to  be  harmonised.  Furthermore,  their  levels 
a  single  operational  framework.  Establishing  regional 
should  be  set  as  low  as  possible,  in  particular  the 
integrated system operators performing system operation 
power based charges (€/MW) which act as a fixed cost 
and  planning  tasks  in  all  regions  should  therefore  be 
for  generation  and  therefore  distort  investment 
the end goal to allow for more operational coordination 
decisions. 
of TSOs. 
15

develop regional adequacy 
  a thorough analysis of the firm capacity provided by 
assessments 
all assets on the supply side and on the demand 
side,  including  renewables,  demand  response  and 
A regional approach to security of supply should be 
storage; 
developed  to  supplement  national  assessments, 
  an  analysis  of  the  economic  situation  of  existing 
5
involving  all  relevant  stakeholders  (TSOs,  regulators, 
assets in the short and long term: if some assets do 
market participants, etc.) and including the coordinated 
not cover their fixed costs, the adequacy assessment 
analysis of solutions. 
should anticipate the corresponding closures.
Adequacy  targets  for  security  of  supply  are  usually 
Member  states  should  decide  how  to  ensure  regional 
defined using different metrics (LOLE, energy not served, 
security of supply in cooperation with their neighbours, 
etc.). These metrics should be: 
while  ensuring  the  availability  of  contracted  cross-
  harmonised at regional level, indeed, using the same 
border  capacity.  In  case  of  common  scarcity  events, 
metrics will allow for a straightforward comparison of 
TSOs’  actions  should  be  clarified  and  factored  in  the 
targets in different countries;
adequacy assessment.
  homogeneous  and  transparent  to  let  the  market 
understand the outcome. 
Additional  grid  development  to  address  a  system 
adequacy  issue  should  also  be  considered,  subject 
While  the  choice  of  adequacy  metrics  should  be 
to  a  positive  cost  benefit  analysis  and  taking  into 
harmonised,  each  country  should  be  free  to  set  its 
account  the  time  needed  to  reinforce  the  network  or 
desired  level  of  adequacy.  However,  in  integrated 
interconnections. 
markets, these target values should naturally converge 
to  prevent  the  side-effects  of  significantly  different 
The deployment of well-designed market-based capacity 
target levels across member states, such as free-riding.
mechanisms should take into account the outcome of 
these  regional  adequacy  assessments  and  provide  a 
A  clear  methodology  should  be  defined  for  regional 
sustainable  solution  to  ensure  that  adequacy  targets 
system  adequacy  assessments.  This  methodology 
are met. 
should inform member states on whether their chosen 
adequacy  target  can  be  met.  It  should  be  followed  by 
Where 
well-designed 
market-based 
capacity 
a  joint  analysis  of  the  potential  solutions  necessary 
mechanisms  are  in  place,  they  are  also  a  tool  in 
to  achieve  security  of  supply  in  the  region.  This 
themselves  for  the  regional  adequacy  assessment. 
methodology  should  be  transparent  and  contestable.  
Indeed,  they  contribute  to  revealing  the  adequacy 
It  should  be  developed  by  expert  groups  involving  
situation  by  explicitly valuing  the  available  capacity 
all  relevant  stakeholders,  including  market  parties. 
that  is  needed  to  ensure  the  adequacy  target  and  by 
EURELECTRIC calls on the European Commission to 
identifying the available capacity that is not needed. 
engage  in  an  open  consultation  with  stakeholders  on 
the methodology and the results.
Well-designed  market-based  capacity  mechanisms 
should  ensure  that  the  most  competitive  generation, 
These assessments require: 
demand  response  and  storage  assets  are  selected 
  an integrated approach among involved TSOs, NRAs 
and  properly  valued.  Conversely,  such  market-based 
and governments;
mechanisms will help identifying the excess of generation 
  an analysis of the location of “firm capacity”, because 
capacity, demand response and storage.
grid  capacity  across  Europe,  and  in  particular 
transmission capacities, are finite;
16 electricity market design: fit for the low-carbon transition

5CAPACITY MARKETS SHOULD BE 
WELL-DESIGNED AND HAVE A REGIONAL 
PERSPECTIVE TO ENSURE SECURITY 
OF SUPPLY IN A COST-EFFICIENT WAY
Capacity  markets  should  be  well-designed  to  ensure 
subsidising  specific  types  of  assets.  As  a  matter  of 
security  of  supply  in  a  cost-efficient  and  sustainable 
fact, many member states have moved ahead with a 
way, hence becoming an integral part of a future-proof 
range of capacity mechanisms. EURELECTRIC believes 
market design. 
that a regional approach to system adequacy would 
secure  a  coordination  of  efforts  that  would  bring 
Governments tend to consider security of supply as a 
significant benefits in terms of effectiveness and 
public  good.  They  hence  set  clear  system  adequacy 
optimisation of resources. The current piecemeal 
standards and implement mechanisms to achieve 
approach should therefore evolve into a more regional 
them. Governments should avoid non market-based 
approach, which can be obtained through cross-border 
measures,  such  as  not  allowing  plants  closure  or 
participation.
FIGURE 7 − CAPACITY MECHANISMS IN EUROPE – STATUS IN JANUARY 2016
capacity payments
fi: strategic reserve 
contracts for the 
energy-only market
se: the government
period 2015-2017
capacity market
has proposed to 
strategic reserve
prolong the strategic
reserve until 2025
under analysis
dk: possibly one-off 
tender strategic reserve
for eastern denmark
be: strategic reserves
gb: centralised 
capacity auction 
ie & nl: capacity 
payments since 2007
lt: capacity payments 
since 2011 until 
end 2015
fr: decentralised 
capacity obligations
pl: operational 
es: capacity payments 
and strategic 
for existing units 
reserves
(level of support 
reduced in 2012)
hu: considering 
reserve
pt: capacity payments 
de: improved energy-only 
for new units 
market and strategic reserves
(reduced in 2013)
gr: centralised capacity
it: centralised capacity
auction for capacity/
market with reliability
flexible capacity under 
options (to be implemented)
consideration
Source: EURELECTRIC, 2016
17

Capacity  markets  deliver  system  adequacy  in  a 
  Open to new and existing assets  –  Market  access 
sustainable  way  by  valuing  reliable  and  firm  capacity 
should  be  based  on  a  level  playing  field  between 
and  thereby  providing  signals  for  competitive  existing 
both new and existing firm capacity providers;
capacity to stay online or new capacity to be developed 
  Cross-border participation – Capacity mechanisms 
in order to reach system adequacy targets. 
must be open to cross-border participation to drive 
regional cooperation and take into account regional 
The  overarching  goal  of  any  capacity  market  must  be  
interdependencies; 
to  ensure  system  adequacy,  i.e.  firm  capacity  provided 
  Open to generation, demand response and storage 
by  conventional  and  renewable  generation,  demand 
–  All  forms  of  capacity  throughout  the  value  chain 
response and storage assets. Other political objectives 
should be able to participate in the market; 
such  as  decarbonisation  should  be  met  through 
  Contracts – the outcome of capacity mechanisms should be 
instruments like the EU ETS and should therefore be left 
capacity contracts and not only a regulatory commitment.
out  of  the  capacity  market  debate.  Consequently,  the 
capacity market should only value the assets’ availability 
There are two critical time variables for capacity 
based  on  their  firm  contribution  to  system  adequacy. 
mechanisms: the lead time and the contract duration.
In  order  to  maximise  cost-efficiency  and  market 
  Lead  time:  capacity  mechanisms  should  coordinate 
orientation,  any  capacity  market  should  follow  a  set  of 
system capacity needs in the medium and long term. 
fundamental design features. Having a market-based 
To  optimise  existing  capacity  and  manage  possible 
capacity  mechanism  that  is  open  to  all  technologies 
oversupply, a lead time of 3 to 4 years should be 
throughout  the  whole  value  chain  and  that  does  not 
sufficient. This amount of time also makes it feasible 
discriminate between new and existing plants is the most 
for most new capacity providers to be available at 
cost-efficient  way  to  reveal  which  capacity  providers 
the start of the capacity contract, as it is consistent 
should be remunerated to ensure system adequacy. 
with the time associated with investment decisions.
  Contract  duration:  investment  decisions  would 
Well-designed market-based capacity mechanisms should 
benefit  from  price  signals  through  the  capacity 
have the following features10: 
market taking into account the assets’ useful lifetime. 
  Market-based – Capacity should always be valued in a 
So  far,  energy  markets  have  failed  to  develop 
competitive market. Capacity prices should be allowed 
contracts in the time horizon relevant for investments; 
to move freely without distortive price regulation; 
a  capacity  market  can  complement  this.  Indeed, 
  Technology-neutral  –  All  technologies  that  provide 
investments  in  new  generation  capacity  with  a 
firm  capacity  should  be  able  to  participate  in  the 
lifetime of several decades would benefit from long-
market without discrimination; 
term and stable investment signals. 
FIGURE 8 − KEY FEATURES OF WELL-DESIGNED CAPACITY MECHANISMS
Objective
Product
How?
Geography
 Security of supply
 Availability
 Market-based
 Open to cross-border 
 Technology neutral: 
participation, and 
generation, demand 
ideally common 
response, storage
sourcing at regional 
level
 Open to new and 
existing plants
Source: EURELECTRIC, 2016
10  A reference model for European capacity markets, EURELECTRIC, 2015.
18 electricity market design: fit for the low-carbon transition


 
ANNEX 1: METHODOLOGY 
TO PERFORM REGIONAL 
ADEQUACY ASSESSMENTS
In order to proceed with regional adequacy assessments, commonly agreed 
assumptions on situations in every area are needed to set up a number of 
scenarios. They should be discussed and agreed with the relevant stakeholders 
(regulators, TSOs, market participants, etc.): 
  peak  demand  and  simultaneity  of  peaks  (e.g.:  do 
  import/export  assumptions  and  interconnection 
winter peaks fall together or are there some seasonal 
capacity  to  neighboring  regions.  Should  the  process 
differences?  Are  both  bidding  zones  in  the  same 
be  built  on  an  EU  scale,  the  uncertainty  on  this 
time zone or not?);
would be reduced;
  demand-side participation in the market (volumes, 
  system balancing rules and the amount of contracted 
prices);
ancillary reserves (FCR, FRR; RR to the extent that it 
is contracted);
  existing and planned installed capacity and availa-
bility of conventional generation; 
 etc.
  existing and future intermittent generation capacity 
The involved stakeholders should agree on a range of 
(wind,  PV)  based  on  targets  set  by  the  member 
relevant  scenarios,  including  worst-case  or  stress 
states/ European Commission;
scenarios for security of supply. The scenarios are set 
  existing  and  future  embedded  generation  and 
up by combining the various risk factors according to 
self-consumption;
the scenario storylines. 
  availability of natural gas and other fuels;
Based on this shared set of assumptions and 
  weather scenarios, including rare winter/summer 
scenarios  for  the  medium  to  long  term,  the  optimal 
events;
dispatching of the power system should be simulated 
in  a  stochastic  way  on  an  “hourly”  basis,  using  the 
  weather  assumptions  to  derive  wind,  solar,  hydro 
above-mentioned assumptions across scenarios, and 
generation, including hydro assumptions;
including operational constraints.
  storage capacity (both centralized/decentralized);
  likelihood of “overhaul” and “forced outages”;
Additional  simulations  are  then  necessary  to  take 
into account the anticipated plant closures, possibly 
  fuel  prices,  CO   prices  (determining  conventional 
2
also taking into account the impact on other markets 
dispatch with given plant efficiencies);
of the same region and on other regions. It should be 
  transmission grid in the region (internal and cross-
noted that plant closures would also affect the cross-
border lines), including new developments;
border  capacity  available  during  scarcity  events. 
19

 
ANNEX 1: METHODOLOGY TO PERFORM REGIONAL ADEQUACY ASSESSMENTS
A  detailed  economic  assessment,  including  price 
The  study  on  generation  adequacy  from  the 
forecasts to analyse the likelihood of existing plants 
Pentalateral Energy Forum (2015) is a good example 
remaining operational should thus be performed. 
of  a  regional  initiative  and  how  it  could  work  in 
practice,  though  some  shortcomings  in  the 
The frequency and location of customer curtailments 
methodology  used  in  this  study  should  certainly  be 
(i.e.  member  state  or  the  zone  in  a  member  state) 
relieved. 
should  be  checked  for  each  scenario  against  the 
chosen metrics (LOLE, energy non-served, etc.). The 
The ENTSO-E report on system outlook and adequacy 
simulation  could  also  reveal  i)  “local”  domestic 
forecast should progressively leverage on this kind of 
(intra-national)  congestions  leading  to  congestions 
regional initiatives to provide the relevant information 
between  zones  and  ii)  locations  where  the 
on system adequacy over the medium to long term. 
curtailments could possibly happen.
This  regional  adequacy  assessment  process  could 
also  allow  defining  detailed  “de-rating”  factors  that 
estimate the cross-border contribution that member 
states  can  expect  during  a  scarcity  situation.  This 
would result in a more efficient assessment than the 
current  existing  methodologies  (mainly  based  on 
national assessments).
20 electricity market design: fit for the low-carbon transition


E
.B
IS
ER
EN
.G
com
W
k.
W
Y W
.istoc
N B
IG
ES
D
com, www
olia.
.fot
com, www
k.
stoc
er
.shutt
os www
s.be  /  © phot
Union of the Electricity Industry - EURELECTRIC
.generi
Boulevard de l’Impératrice, 66 boîte 2 
T.: + 32 (0)2 515 10 00 - F.: + 32 (0)2 515 10 10
1000 Brussels 
website: www.eurelectric.org
y www
Belgium 
     twitter.com/EURELECTRIC 
esign b
EU Transparency Register number: 4271427696-87
D