APCS Power Clearing and Settlement AG

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1 APCS Power Clearing and Settlement AG

2 Key points of the Austrian energy liberalization 100% Market Opening at (electricity) and (gas) Balance group model based on scandinavian model Setting-up of an independent regulator (E-Control) Strict unbundling between network operation and energy production/supply Regulated third party network access (defined fees by the regulator) Setting up Regulation Zone Setting up independent System Operator (Regulation Zone Managers) Concessions for an independent clearing center (Market Operator) was given from the ministry of economics to APCS Pricing of balance energy is market based. Registered Balance Energy Market Participants place buy and sell bids for energy via an internet plattform.

3 APCS the company 3

4 Shareholder Structure

5 Service Structure SIEMENS data processing service center OeKB smart technologies APCS CISMO Clearing Integrated Services and Market Operations GmbH

6 APCS 2005/ Consumption TWh 46,9 48,6 Balance Energy TWh 1,2 1,5 Turnover Operating Mill EUR 4,05 4,18 Turnover Balance Energy Mill EUR 64,6 88,4 Balance Sheet Total Mill EUR 18,7 16,6 Total Equity Mill EUR 2,9 2,5 Equity Mill EUR 2,2 2,2 Actual Clearing fees: Consumption Fee 0,084 /MWh Trading Fee 0,002 /MWh Outsourcing of IT operations, Financial Clearing

7 APCS Tasks o o o Organisation of the Balance Energy Market Taking in (Collecting) Offers of Balance Energy Building the price sequence of offers (the Merit Order List ) Calculation of Clearing Price (at end of month) Clearing and Settlement APCS is responsible for the calculation and allocation of balance energy in the Regulation Zone APG. APCS takes in all schedules (provided from BGVs daily) and all consumption data (provided from network operators monthly). Riskmanagment Annual Reports Risikmonitoring (balance volumes, prices) Bank Guarantees (approx. 52 Mill Euros)

8 Balancing Mechanism

9 GWh 2007/Q1 2006/Q4 2006/Q3 2006/Q2 2006/Q1 2005/Q4 2005/Q3 2005/Q2 2005/Q1 2004/Q4 2004/Q3 2004/Q2 2004/Q1 2003/Q4 2003/Q3 2003/Q2 2003/Q1 2002/Q4 2002/Q3 2002/Q2 2002/Q1 2001/Q4 resources compensation market mechanism Secondary control Energy Redelivery weekly tender Minute reserve Market Price in Euro/MWh Day Ahead market(mol) Market Maker Capacity Price weekly Tender (Minute Reserve) (Mo-Fr, Sa-So) Inevitable Exchange Energy Redelivery daily via Energy Exchange Ressources - Compensation Market Mechanism Day Ahead Markt (Einkauf) Sekundärreg.menge (Einkauf) Ungewollter Austausch (Einkauf) BGV (Einkauf) % Anteil Day Ahead Day Ahead Markt (Verkauf) Sekundärreg.menge (Verkauf) Ungewollter Austausch (Verkauf) BGV (Verkauf) ,5%11,0% 7,3% 2,8% 5,2% 4,7% 2,7% 4,4% 6,3% 7,0% 10,4%12,2%12,9%17,8%19,4%15,4%13,9%14,4%15,4%12,6%12,6%10,9% APCS is not confronted with costs of primary control and capacity costs of secondary control

10 Ressources - Compensation Market Mechanism Product Specification Resources Compensation Market Mechanisms Cost Allocation Secondary Control Secondary Control volumes are put up for weekly tender APT provides a capacity of +/- 180 MW for control (control done automatically) weekly redelivery programs Weekly redelivery programs tendered internationally (5 national, 3 international market players) costs are allocated to the relevant month Minute Reserve 4 h blocks, min lead time 10 Min., min call duration 15 Min. bids 10 MW minimum, next bids at least 25 MW 7 national balance energy providers bid via internet platform Cash, energy prices are paid after monthly clearing process price competition allocated to the ¼ h in which the minute reserve energy was called Market Maker delivery 100 MW, redelivery 125 MW; 4 h blocks, min 10 MW, min lead time 10 Min., min duration 15 Min. weekly tendering (4 national market participants) Cash, energy prices are paid after monthly clearing process. MM capacity prices are paid 7 days after clearing. competition via capacity price at weekly capacity tender, bids go into DAY AHEAD MARKET, 4 nat. market players allocated to the ¼ h in which the minute reserve energy was called, capacity costs go into month Inevitable Exchange redelivery programs specified by Regelblockführer RWE. external energy volumes are returned in kind APCS places orders at Energy Exchange (EXAA) to raise the volumes for redelivery costs are allocated to the relevant month

11 Balance Energy Volumes

12 GWh GWh 2007/Q1 2006/Q4 2006/Q3 2006/Q2 2006/Q1 2005/Q4 2005/Q3 2005/Q2 2005/Q1 2004/Q4 2004/Q3 2004/Q2 2004/Q1 2003/Q4 2003/Q3 2003/Q2 2003/Q1 2002/Q4 2002/Q3 2002/Q2 2002/Q1 2001/Q4 2007/Q1 2006/Q4 2006/Q3 2006/Q2 2006/Q1 2005/Q4 2005/Q3 2005/Q2 2005/Q1 2004/Q4 2004/Q3 2004/Q2 2004/Q1 2003/Q4 2003/Q3 2003/Q2 2003/Q1 2002/Q4 2002/Q3 2002/Q2 2002/Q1 2001/Q4 Market and Clearing Volumes 200 Rückgaben Abrufe Über(+)/Unterlieferung(-) AE-Markt Mengen Balancing Volumes, Over and Undersupply Situation of the Regulation Zone Day Ahead Markt (Einkauf) Day Ahead Markt (Verkauf) Sekundärreg.menge (Einkauf) Sekundärreg.menge (Verkauf) Ungewollter Austausch (Einkauf) Ungewollter Austausch (Verkauf) BGV (Einkauf) BGV (Verkauf) % Anteil Day Ahead 20,5%11,0%7,3% 2,8% 5,2% 4,7% 2,7% 4,4% 6,3% 7,0%10,4%12,2%12,9%17,8%19,4%15,4%13,9%14,4%15,4%12,6%12,6%10,9% Clearing Volume In the 1st quarter in 2007 the Clearingvolume was 3.27% of total consumption. The volume called from the balance energy market was 1.78% of consumption. The total Clearingvolumen of the 1st quarter 2007 was 417 GWh, the corresponding value was 14.5 Mil. Euros..

13 Balancing Volumes per hour (Jan 2007 March 2007) Ausgleichsmarktmenge (Einkauf) Ausgleichsmarktmenge (Verkauf) Sekundärregelung (Einkauf) Sekundärregelung (Verkauf) Ungewollter Austausch (Einkauf) Ungewollter Austausch (Verkauf) UA MOL MM 100 kwh Sek 180 Sek UA MM 125 MOL

14 Costs of Balance Energy

15 EUR Millionen Mär.07 Jän.07 Nov.06 Sep.06 Jul.06 Mai.06 Mär.06 Jän.06 Nov.05 Sep.05 Jul.05 Mai.05 Mär.05 Jän.05 Nov.04 Sep.04 Jul.04 Mai.04 Mär.04 Jän.04 Nov.03 Sep.03 Jul.03 Mai.03 Mär.03 Jän.03 Costs of Balance Energy 5,00 4,00 Kosten/Erlöse Ausgleichsenergie Kosten MM Kosten Sekreg Erlöse Sekreg Kosten UCTE Erlöse UCTE Kosten AE Erlöse AE Gesamtkosten Die AE- Kosten/Monat lagen zuletzt bei ca EUR 2 Mio. Für AE- Übernahme werden Preise knapp über Null bezahlt 3,00 2,00 1,00 0,00-1,00-2,00 Feb: SEKREG Menge gering, Anbotpreise SEKREG fielen um beinahe 30% Feb: SEKREG Menge hoch, Anbotpreise SEKREG weiterhin um 10% gesunken

16 Euro/MWh TWh 15,1 14,9 12,1 16,6 14,9 14,8 13,7 14,3 14,0 15,7 15,8 14,6 15,2 13,1 14,3 12,5 13,1 17,9 17,1 15,1 14,2 16,2 12,8 12,6 11,3 11,3 13,3 12,7 10,9 10,9 12,5 12,4 10,8 10,7 12,4 12,0 10,5 10,5 12,0 11,5 10,1 10,2 11,4 11,4 2007/ / / / / / / / / / / / / / / / / / / /01 Clearing Price 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 Handel 26,1% Verbrauch % Änderung zu VorJahresQuartal % Änderung zu VorJahresQuartal 16,8%16,7% 16,5% 24,9% 9,2% 7,2% 5,6% 6,5% 3,0% 4,2% 4,6% 3,5%2,1%2,3% 3,7% 0,8% 0,4% 1,9% 3,6% 3,7%3,9% 1,6%1,9% -0,1% -2,0% -2,1% -3,7% -5,1% The consumption volume in the regulation zone APG in the first quarter 2007 was 16,1 TWh -6,5% -4,8% -10,2% -11,8% 10,0 5,0-23,5% -22,9% -26,9% 0,0 2001/Q4 2002/Q2 2002/Q4 2003/Q2 2003/Q4 2004/Q2 2004/Q4 2005/Q2 2005/Q4 2006/Q2 2006/Q ,6 42,6 46,2 38,9 33,4 45,2 47,146,1 47,547,7 28,1 30,3 32,6 30,2 32,7 39,6 40,5 38,0 38,7 19,4 20,8 31,1 19,3 21,5 24,7 27,8 26,5 25,6 26,5 27,327,3 29,331,6 20,8 29,729,629,7 30,8 21,9 18,6 11,5 12,0 7,7 2,42,63,8 2,9 4,03,9 4,5 1,1 0,4 1,7-8,4-5,7 Preisdifferenz EXAA APCS -8,1-7,8-10,9-5,0-11,0-9,0-9,4-12,4 54,8 50,1 50,1-1,3 69,4 68,2 65,2 63,062,9 69,0 69,5 69,8 66,565,3 54,2 56,8 52,2 62,048,7 44,8-20,5-6,5 43,6 0,9 5,1 40,2 34,1 20,2 16,6-4,6 49,8 52,5 48,948,9 45,0 44,9 46,4 44,7 4,9 6,1 4,2 50,7-1,8 41,529,029,1 32,7 3,5 33,2 32,1 26,7-4,2-3,0 6,0 The Clearing Price goes with the exchange traded price. There is a Clearing Price per every quarter of an hour. The price is calculated once a month and is based on a price model taking in a) all costs for balancing volumes and b) the regulation zone delta.

17 Riskmanagement

18 Riskmanagement Market participants Registered in May 2007: 57 Balance Group Responsibles 100 Nets 138 suppliers 83 commercial balance groups 12 participants on the balance energy market 2 exchanges (EXAA and EEX) 1 balance group for green energy Risk Management Collaterals in May 2007: 28,2 Mio Euro basis collateral (usable for joint liability) 2,8 Mio EUR variable collateral 51,8 Mio EUR collateral deposited

19 Riskmangement (market rules) registration and 1st year credit assessment (annually,ratings: 1-5) estimation of annual turnover (done by the market participant) Starting collateral according to table (basic u. variabel) minimum deposit (EUR 10,000.00) Balance group responsible (BGV) provides deposits for each of his balance groups (BG) 2nd year and afterwards 66 day credit/debit profile Basis+Variable (Bonitätsprüfung) Sicherheiten nach b und v Quantil tägliche Neuberechnung Deposits for trading balance groups (trade > 33%) collateral = maximum amount of: value of Table (notice of open position) or triple of value of table (no notice of open position and Debit profile deposits must at least cover outstanding debt extrapolation of consumption of balance energy (66 days) is possible participant of the balance energy market No Collateral: monitoring Clearing Managers are monitoring undersupply/oversupply situations and react by requesting additional collateral type of deposit (unlimited until 15 months (=2nd Clearing 1st Clearing) order of - calling collateral collateral general information building up internal reserves bank guarantee cash collateral (remaining period: 2 years; 90% market value) individual deposit of each BGV, and if that is not sufficient joint liability: basic deposit of all BGV (pro rata) no maximum as with AGCS underfunding: must be extirpated until 11:00 a.m. of the second following banking day 72 hours period of grace failure of performance = termination of contract (has not happened yet) over EUR 3,5 Mio.now

20 Riskmanagement o o o AGCS manages a challenging Credit Portfolio. In case of Insolvency of Market Participant coverage is provided as follows: basic collateral of the insolvent market participant, variable collateral of the insolvent market participant (depending on rating), joint liability of all market participants (limited by basic collateral) capital reserves within APCS Amount of Capital Reserve is determined by Monte Carlo Simulations Loss distribution is based on Monte Carlo Simulations. (5 Mill portfolio simulations for APCS). Loss distribution is used to determine the appropriate level of Capital.

21 Riskmanagement o o o o o o o o APCS must not refuse market participants. The amount of starting collateral is only EUR It is difficult to assess the behaviour of new market participants. Even well known Austrian market participants had a surprisingly high level (30%) of balance energy consumption. Political risks in gas drive prices and consumption of balance energy up (e.g. curtailment of russian imports). There is no limit to the consumption of balance energy (market sets limit with avail. liquidity). Credit exposure is as volatile as the prices on the energy market. Price increases lead to a similar development of collateral requirements. AGCS/APCS are not free to change their risk management if it seems necessary; a change of their General Conditions takes time and requires regulators consent. Market participants cannot be excluded by AGCS but only by the regulator. AGCS/APCS might ask for exclusion only if a market participant does not deposit collateral as required.

22 Rating of AGCS and market participants The probability that a market participant will default within a specified time horizon (1 year) = somewhere on the axis. The probability that AGCS will default within a specified time horizon must be very low. The default probability of AGCS must match the credit rating of a good bank. Market Participant Ratings AGCS 1,8 BP Aa3 Historical Rating 4,88 BP

23 Clearing Price Modell

24 Clearingprice Calculation The Merit order List defines the market price MWh for every ¼ hour. Either it is the avg price (if energy is called) or the middle price (avg of cheapest sales and most expensive purchase offer) The deviations (from unbalance situations) of BGVs must finance not only the costs of the calls from the Merit Order List, but have also to finance other cost stemming from Secondary Control, inevitable exchange, Market Maker. This graph represents the old Clearing Price Model The cost block per month (from Secondary Control, Inevitable Exchange, Market Maker) is financed by an upmark on the market price. The result ist a price jump (delta P), away from the market price, which takes us to the Clearingpreis. The direction of the prize jump is determined by the direction of the total deviation in this ¼ h.

25 Requirements for Price Model o Fair Cost Allocation o Clearingprices with Market Characteristics o Clearingprice closer to market price if market price an element of Clearingprice Model o reduce speculative behaviour, eliminate arbitrage possiblities between Clearingprice and Exchange price. o avoid Price Jumps and high volatility o Publication of Clearingprices, Possiblity for market participants to recalculate Clearingprice (Publications of Volumes and Costs) o motivate market participant to perform excellent Forecasts o ONE PRICE price per time unit

26 Actual Clearingprice Modell Electricity o Merit Order List Price (Avg Price of Call) Price from Day Ahead Market o Base Price (Apply Min / Max rule an Exchange Price and Merit Order List Price) when oversupply: Price = min (Exchange Price, MOL Price) when undersupply: Price = max (Exchange Price, MOL Price) Min Max Rule is to avoide arbitrage Calculate the price function per month Inputs: Deviation of Regulation Zone, Costs for Market Maker, for Secondary Control, inevitable exchange, 20% of costs covered by consumers function limits (min=3 Euro/MWh, Max=200 Euro/MWh at RZ 75 MWh je ¼ h Price Mark Up via Price function calculate price mark up for each ¼ h based on pricer function market information the actual regulation zone delta is published with a 15 minute delay

27 Price Function Within Range Umlage / MWh UMaxM A X UMax UMaxM IN UMin DeltaRZ [MWh] DRZ Umlage /MWh [MW] [MWh] Min Max , , , UMin: minimum value of function 3,00 /MWh UMax,MIN : lower limit of max of function 40,00 /MWh UMax,MAX: upper limit of max of function 200,00 /MWh VMax: value of balance volume where max of function is met 75,00 MWh s: (1-s%) costs are to be covered via Claringprice 1 0,20 (d.h. 20%)

28 Price Function Euro / MWh Clearingpreis Grundpreis / Die M Wh maximum mark up is 200 Euro / MWh The base price represents the market price The price function is valid for the month The base price is at least as high as the Exchange traded price Delta RZ (MWh) The price function is calculated once at the end of the month Del t arz [ M Wh]

29 Clearing Price Model Costs and Delta of Regulation Zone define the price function costs Merit Order List costs Secondary Control costs UCTE MOL Abrufe Market price price function UMIN (fix) RZ Delta ¼ h 75 MWh UMAX s (per month var) RZ Delta S, Vmax, Umin costs MarketMaker Base price MIN MAX rulel Exchange Price Markup value CL Preis 1 Total RZ Consu costs - Delta = CL mption 2 * / Preis 80% of costs from unbalanced BGV 20% of costs charged on consumption volumes

30 Example of Clearing Prices (Aug 2006) 250 Delta RZ Clearingpreis APCS EXAA Preis Marktpreis APCS

31 Euro/MWh 2007/ / / / / / / / / / / / / / / / / / / /01 Clearing Prices versus EXAA Prices ,4 68,2 65,2 63,062,9 69,0 69,5 69,8 54,8 66,565,3 54,2 56,8 52,2 50,1 50,1 62,0 41,6 42,6 46,2 48,7 49,8 52,5 48,948,9 44,8 45,0 38,9 50,7 33,4 45,2 47,146,1 47,547,7 43,6 44,9 46,4 44,7 28,1 30,3 32,6 30,2 32,7 39,6 40,5 38,0 38,7 40,2 41,529,029,1 32,7 31,1 20,2 27,8 26,5 25,6 26,5 27,327,3 29,331,6 29,729,629,7 30,8 34,1 19,4 20,8 19,3 21,5 24,7 20,8 21,9 33,2 18,6 32,1 16,6 26,7 11,5 12,0 7,7 2,42,63,8 2,9 4,03,9 4,5 1,1 0,4 1,7 0,9 5,1 4,9 6,1 4,2 6,0 3,5-8,4-5,7 Preisdifferenz EXAA APCS -8,1-7,8-10,9-5,0-11,0-9,0-9,4-12,4-1,3-20,5-6,5-4,6-1,8-4,2-3,0 To reduce Risk for Market Participants and Clearing Agency: There should be one price per time unit and price should run with exchange traded market price from Exchange

32 Market Information Just in Time Elektrizitäts-Defizit/Überschuß in der Regelzone APG Donnerstag, MW Überschuß 13:30 13:45 : -78MW MW Defizit Vorläufige Daten. APG haftet nicht für die Folgen von Maßnahmen aufgrund dieser Daten bzw. von Trendschätzungen in die Zukunft, die möglicherweise nicht eintreten (oder so ähnlich.) Download früherer Daten: Datum Grafik Tabelle von: TT.MM.JJJJ bis: TT.MM.JJJJ Download

33 Price Model Electricity Für ein Viertelstundenintervall t seien folgende Werte gegeben: E1,i,t.... Energie eines Abrufs in dieser Viertelstunde P1,i,t.... zugehöriger Preis pro Einheit E2,j,t.....Energie einer Rücknahme in dieser Viertelstunde P2,j,t.....zugehöriger Preis pro Einheit Der Ausgleichsmarktpreis Pt im Viertelstundenintervall t errechnet sich als: P t : = E 1, i,t E P 1, i 1, i,t E 2, j,t E 2, j,t P 2, j Als Grundlage der Berechnung des Clearingpreises wird ein Basispreis P B,t, verwendet der sich als P B, t : min( Pt; P max( Pt; P X, t ) X, t ) Vt Vt 0 0 sgn( Vt) max sgn( Vt) Pt;sgn( Vt) P X, t errechnet (ist kein Börsepreis verfügbar, so ist der Basispreis gleich dem Ausgleichsmarktpreis) und eine Umlagenfunktion T T( Vt, U Max, U Min, V Max ): U U Min Max U Max V U 2 Max Min V 2 t Vt Vt V V Max Max die vom Delta der Regelzone, einem für das ganze Monat errechneten Maximalwert U Max, einem für das ganze Monat konstantem Minimalwert U Min und einem Wert, bei dem das Maximum erreicht wird (V Max ), abhängig ist siehe für die aktuell festgelegten Werte. PC, t : PB, t sgn( Vt ) T ( Vt, UMax, UMin, VMax ) Der Clearingpreis 1 P C,t für die Viertelstunde t ergibt sich dann als:

34 Price Model Electricity Zur Bestimmung von U Max für ein Monat geht man folgendermaßen vor: Der Betrag K, der im Monat durch den Clearingpreis 1 eingenommen wird, ist: K : V t PC, t t M In Pkt ist ein angestrebter Aufteilungsschlüssel s festgesetzt und für das jeweilige Monat ist die Summe aller Kosten und Erträge durch K C bestimmt, daraus folgt die Gleichung K (1 s) K C Aus dieser Gleichung lässt sich nun der angestrebte Wert für UMax durch Umformung explizit darstellen: U 1 C Max, S : (1 s) K C t VtPB, t M U Min t V M t V Max Vt V V 3 t 2 Max wobei M die Menge aller Viertelstunden des Monats ist und C durch C : 2 t Max t V M t V Vt M VMax V V 3 t Max V t.definiert wird. Um einen zu niedrigen oder zu hohen Wert für U Max zu vermeiden, wird nun noch gefordert, dass dieser in für das Monat festgelegten Grenzen U Max,MIN und U Max,MAX (siehe 7.1.4) liegt, d.h.: UMax: U U U Max, S Max, MIN Max, MAX U Max, MIN U U U Max, S Max, S U Max, MAX U Max, MAX Max, MIN U Max, S s s s s s s

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