sou · GQB37 · 2003-01-01 00:00:00 — Ett annat skäl som framförts är att enprisavräkning anses ge mindre risk för den balansansvarige, eftersom man får en större intäkt de gånger man ligger i obalans åt rätt håll. Flera stora elkunder (pro- cessindustrier o.d.) har till utredningen framfört att den större risk man bedömer att tvåprissystemet ger i detta hänseende gör att man avstår från att ta eget balansansvar. Ett tredje skäl som angivits är att i enprismodellen utgifter och intäkter från balans- och reglerkraft balanserar varje timme, medan tvåprismodellen genererar en intäkt för den systemansvarige. N En harmoniserad nordisk lösning anses vara att föredra. Bland annat har angivits att konkurrensen skulle kunna öka i en mer harmoniserad marknad där aktörer lättare kan operera i flera länder utan att behöva ta särskild hänsyn till olika avräkningssystem och regelverk. har, i bl.a. en PM man tagit fram åt utredningen2, lämnat vissa kommentarer till den kritik som framförts. Beträffande i vilken mån större aktörer med många kunder har fördel av sam- manlagringseffekter har bl.a. framfört att mindre aktörer med mindre resurser möjligen kan ha svårare att göra pro- gnoser. Men att om å andra sidan en mindre aktör har god kunskap om sina kunders förbrukningsmönster och korrelation till temperaturen m.m., så har han alla förutsättningar att göra en bättre förbrukningsprognos än vad en stor aktör med mer oöverskådlig kundstruktur kan göra. 2 En- eller tvåprisavräkning m.m. Frågor om effektreserv, balansansvar m.m. Vidare har , vad beträffar för- och nackdelar med en- respektive tvåprisavräkning, bl.a. framfört att en stor nackdel med enprisavräkning är att aktörer av spekulationsskäl kan frestas att medvetet ha obalans, i syfte att få förtjänst från ett bättre pris för balanskraft än på spotmarknaden. Omvänt sägs den största fördelen med tvåprisavräkning vara att de balansansvariga inte får incitament att medvetet avvika från sina balanser. Vidare har framhållit att strukturen på ett lands elproduktionssystem har stor betydelse för vilken avräkningsmodell som är lämpligast. Således sägs enprisavräkning passa bra i , som har en homogen produktionsapparat där så gott som av elproduktionen är vattenkraft från stora magasin. Detta gör att det har funnits gott om reglerkraft i . I , och , vars elsystem präglas av en blandning av vattenkraft, kärnkraft, kondenskraft m.m., är enprisavräkning en mindre lämplig metod enligt . I sådana system finns det både aktörer som har investerat i reglerbar produktion – huvudsakligen vattenkraftproducenter för del – och aktörer som inte har gjort det. Enligt är det därför väsentligt att kostnader för bl.a. reglering fördelas på ett sätt som alla aktörer upplever som rättvist och som skapar tillräckliga incitament för aktörer att bjuda reglerkraft samt bibehålla befintlig (och eventuellt investera i ny) reglerkapacitet. Vad beträffar huruvida en harmoniserad nordisk lösning vore att föredra har framhållit att man helt delar denna syn. Men att det inte är givet att en nordisk harmonisering bör leda till enprisavräkning. Med hänsyn bl.a. till att , och har tvåprisavräkning menar att det är mer sannolikt att nordisk harmonisering kommer att leda till tvåpris- avräkning i hela . Enligt har valet mellan en- och tvåprisavräkning inte avgörande betydelse för hur resurskrävande balanstjänsten blir, vilket vissa aktörer hävdat till utredningen. På uppdrag av utredningen har analyserat möjliga sätt att utveckla den svenska modellen för balansavräkning, i syfte att bättre tillgodose kritiska synpunkter av det slag som framförts till Frågor om effektreserv, balansansvar m.m. Utgångspunkten har varit att söka underlätta för mindre företag att bli balansansvariga. Som framgått ovan är nämligen vissa aktörer (bl.a. på förbrukningssidan) tveksamma till att ta eget balansansvar. har övervägt följande tre alternativa modifieringar av dagens modell: N Enprisavräkning för balanskraft för förbrukning, men alltjämt tvåprisavräkning för planerad balanskraft och balanskraft för produktion. N 1,5-prisavräkning på förbrukningsobalansen, dvs. en kompro- miss mellan en- och tvåprisavräkning. Liksom i en- och tvåpris- avräkning skulle balansansvariga som har obalans åt fel håll av- räknas till upp- eller nedregleringspriset. Däremot skulle de som har obalans åt rätt håll få ett bättre pris än spotpriset, t.ex. beräknat som medelvärdet av spotpriset och upp- respektive nedreglerings- priset. N Vingelmån i beräkningen av balanskraft för förbrukning. Denna variant innebär att tvåprisavräkning behålls, men att det oförmånligare priset tillämpas först för obalans åt fel håll över en viss storlek. En svårighet kan vara att bestämma vid vilken storlek gränsen skall dras. Svenska Kraftnäts bedömning av dessa tre modeller är att enprisavräk- ning är olämplig, även om den endast omfattar förbrukningsbalansen. En sådan modell befaras av leda till en sämre balansreglering, särskilt i situationer som är kritiska för elsystemets säkerhet. Även modellen med 1,5-prisavräkning på för- brukningsobalansen sägs av innebära en risk att balansregleringen försämras i kritiska situationer, men bedöms ändå vara att föredra framför ren enprisavräkning. Av de tre övervägda modellerna är vingelmån den modell som enligt vore mest att föredra. Enligt kan storleken på vingel- månen lämpligen motsvara det normala prognosfelet, dvs. några procent, men den bör enligt maximeras till ett absolut värde. I sammanhanget bör framhållas att de idéer som presenterat för utredningen är av skissartad karaktär. Innan en eventuell förändring sker av den svenska modellen för balansavräk- ning krävs ytterligare utredningsarbete. 3 Analysen har redovisats i promemorian En- eller tvåprisavräkning m.m. (komplettering). Frågor om effektreserv, balansansvar m.m. 4.2Problem kopplade till risken för effektbrist4 Som framgått av kapitel 3 har avregleringen av elmarknaden, med ökad konkurrens och sjunkande priser, lett till att elproduktions- anläggningar med höga kostnader har lagts ned. fanns ett produktionsöverskott, men det har försvunnit då allt färre pro- ducenter finner det lönsamt att hålla reservkapacitet tillgänglig för att endast utnyttjas . effektbalans har således försämrats och i vissa scenarier (antaganden om produktions- och nättillgänglighet) är den inhemska produktionskapaciteten nätt och jämnt tillräckligt stor för att klara behovet under mycket kalla vinterdagar. Med mycket kalla vinterdagar avses i detta fall en vinter som statistiskt sett förekommer . För elmarknadens funktionssätt torde frågan om hur risken för effektbrist i extrema situationer skall hanteras vara en av de mest angelägna att lösa , vilket också framhållits av ett stort antal av de intressenter utredningen varit i kontakt med. Ett flertal åtgärder har också vidtagits för att söka lösa problemet med risk för effektbrist. I syfte att fästa uppmärksamhet på att även ansträngda effekt- balanssituationer så långt möjligt bör hanteras genom de mark- nadsfunktioner som står till buds tillämpar till exempel speciella priser för balanskraft vid risk för effektbrist. I sådana situationer sattes ett pris för balanskraft om per MWh respektive MWh beroende på risken för och graden av effektbrist. har ytterligare skärpt prissättningen av balanskraft vid effektbrist till ett golvpris om per MWh då den s.k. störningsreserven har aktiverats respektive till ett golvpris om per MWh då bortkoppling av förbrukning beordrats. Avsikten med denna prissättning är att ge ekonomiska incitament till balansansvariga företag att värna mer om sin egen effektbalans. Ett annat exempel på en åtgärd som syftar till att på kort sikt hantera risken för effektbrist är att , i nära samverkan med , genomförde en upphandling av produktionskapacitet. Målet för upphandlingen var att säkra cirka 1 000 MW i tillgänglig effekt. Upphandlingen var klar . accepterade anbud från sju olika produktionsanläggningar och tillgången till varje anläggning regleras i 4 Beskrivningen bygger bl.a. på Svenska Kraftnäts rapport Den svenska effektbalansen 2000/2001 och 2001/2002 (). Frågor om effektreserv, balansansvar m.m. ett avtal mellan och respektive ägare. Enligt avtalen skall anläggningarna vara tillgängliga till och med /2003. Upphandlingen omfattar oljekondens- och gasturbinanläggningar, vilka tidigare låg i malpåse. Avtalen innebär att inför en effektbristsituation kan begära att de ingående anläggningarna startas och att bud lämnas till elbörsens spotmarknad. Priset på buden sätts därvid till den dubbla rörliga produktionskostnaden och överskottet från försäljningen fördelas mellan de balansansvariga företagen. Anläggningarna kan också användas på Svenska Kraftnäts begäran för snabbt uppkommande balans- eller andra systemdriftbehov. Respektive anläggningsägare får en fast ersättning och därutöver täckning för rörliga kostnader för elproduktionen. Kostnaden för att hålla dessa anläggningar tillgängliga är (dvs. ca 0,10-0,/kWh) och avsikten enligt överenskommelsen med är att den täcks av de balansansvariga företagen. gav regeringen därtill i uppdrag att upphandla ytterligare 400-600 MW i effektreserver för de två närmaste vintrarna. Den utökade effektreserven beräknas kosta i storleksordningen och skall finansieras av . Förslag till en mer långsiktig lösning på problemet med effektbrist tas fram inom ramen för en av ledd utredning. Utredningens uppgift är att föreslå långsiktigt hållbara mekanismer för att effektbalansen skall kunna upprätthållas på en tillfredsställande nivå. De förslag som läggs fram skall kunna verka på såväl tillförsel- som förbrukningssidan. Utredningen är sammansatt av representanter för företag som är aktiva på elmarknaden som producenter, elhandlare och kunder samt . Vidare är akademisk expertis representerad. Utredningen skall lämna en slutrapport . gavs också ett regeringsuppdrag att till utarbeta en långsiktig lösning på effekthanteringen. Frågor om effektreserv, balansansvar m.m. Kritik som till utredningen framförts mot de åtgärder som vidtagits för att hantera risken för effektbrist Som framgått har ett flertal av de intressenter utredningen varit i kontakt med påtalat att det är av central betydelse att finna en rimlig, långsiktig lösning på effektbristproblematiken. Bland dessa finns en samstämmighet om – och det är även utredningens bedömning – att elpriset sannolikt måste stiga till klart högre nivåer än vad vi sett om de nyinvesteringar i kraftproduktion som torde behöva ske för att lösa effektproblemet skall komma till stånd. Utredningen har emellertid inte sett det som sin uppgift att analysera hur problemet med risk för effektbrist bör lösas, utan anser att dessa frågor bäst hanteras i andra fora, t.ex. av de ovan nämnda ut- redningarna i Svenska Kraftnäts regi. Denna syn har också givits stöd vid de möten utredningen haft med olika intressenter. Däremot finns i det här sammanhanget skäl att uppmärksamma vissa synpunkter som framförts till utredningen angående de åtgärder som vidtagits för att minska risken för effektbrist. Några aktörer har nämligen hävdat att dessa åtgärder medför negativa konsekvenser av sådan art att i synnerhet balansansvariga utan egen produktion kan komma att hoppa av balansansvaret. Framför allt två omständigheter har sagts vara problematiska: Den ena är att kostnaden för Svenska Kraftnäts upphandling av effektreserver fördelades ut över de balansansvariga. En- ligt balansansvariga som framfört kritik till utredningen var detta en kostnad som man inte hade kalkylerat med och i många fall inte kunde föra vidare till sina kunder på grund av att försäljningen sker på fastprisavtal. Det bör dock påpekas att, som framgått ovan, finansieringen skedde i enlighet med en överenskommelse mellan och . Den andra omständigheten som framhållits som problematisk hänger samman med Svenska Kraftnäts speciella priser för balanskraft vid risk för effektbrist. Kalla vinterdagar med effektbrist och hotande bortkoppling av förbrukning kommer otvetydigt att innebära mycket höga kostnader på balansmarknaden. Enligt balansansvariga som framfört kritik till utredningen kan därvid i synnerhet aktörer som saknar egen kraftproduktion, och därmed inte kan kompensera sig ge- nom att sälja motsvarande högt prissatt reglerkraft, komma att bli sittande med en stor finansiell risk i sina åtaganden gentemot . I sammanhanget bör betonas att Svenska Kraftnäts avsikt med denna prissättning, som framgått ovan, är att ge Frågor om effektreserv, balansansvar m.m. ekonomiska incitament till balansansvariga företag att värna mer om sin egen effektbalans och om möjligt även bjuda in minskad förbrukning som reglerkraft. 4.3Övriga problem som påtalats för utredningen Utöver vad som ovan tagits upp har vissa aktörer framfört att efter- släpningar i mätvärdesrapporteringen innebär ett problem för ba- lansansvariga företag. De timvisa mätvärden som nätägaren rapporterar är en förutsättning för den balansavräkning som gör löpande efter respektive mätdygn. Mätvärdena är primärt till för avräkningen, men kan också utgöra ett underlag för de balansansvariga företagens planering av produktion och handel. Timvärdena utgör också grunden för beräkningen av nätområdets förbrukningsprofil (dvs. den förbruk- ning som ej är timmätt), vilken används för att räkna fram de ba- lansansvarigas schablonleveranser. Att döma av undersökningar som gjorts av Schablondelegationen finns dock brister i nätföretagens mätvärdesrapportering, har t.ex. andelen saknade mätserier dagen efter mätdygnet pendlat mellan . Enligt de aktörer som framfört kritik till utredningen innebär den eftersläpande mätvärdesrapporteringen att de balansansvariga får svårare att planera sin verksamhet, varigenom risken för att hamna i obalans ökar. Enligt direktiven skall utredningen övergripande beskriva elprisernas utveckling sedan elmarknadsreformen och analysera de bakom- liggande faktorerna till denna utveckling. Vad beträffar råkraft- marknaden skall analysen enligt direktiven avse spotmarknaden, dvs. den fysiska handeln på . Som underlag för detta har utredningen uppdragit åt (hädanefter kallade ABB) respektive att analy- sera prisbildningen på råkraftmarknaden1 och kapitlet bygger i hu- vudsak på vad som därvid framkommit. Först beskrivs prisutveck- lingen i avsnitt 5.1. Därefter redovisas ABB:s (5.2) respektive Tentums (5.3) analyser av prisutvecklingens orsaker. För en be- skrivning av hänvisas till avsnitt 2.5. Priset på elbörsen sätts under auktionsliknande former. Aktörerna bjuder in sina köp- och försäljningsvolymer vid olika prisnivåer, och priset sätts där utbud och efterfrågan möts. På sätts ett spotpris för varje timme det kommande dygnet. Om tillgänglig överföringskapacitet i nätet begränsar spothandel mellan olika delar av Nord Pool-området måste spotmarknaden delas. Då sätts ett pris för varje delområde2, samt ett systempris som skulle gälla om inga begränsningar fanns i överföringskapacitet. Systempriset används ofta som referens för prisnivån på elbörsen, samt som underliggande pris för de flesta finansiella kontrakt. Figur 5.1 på nästa sida visar hur spotpriset utvecklats . 1Uppdragen har redovisats i rapporterna Utredning av konkurrensen på elmarknaden () respektive Elprisökningens orsaker (). 2Fem i , två i samt ett vardera i och . avser priserna den norska elbörsen, därefter Nord Pools priser. Figur 5.1 Elpriset i (systempris, dygnsmedelvärden) Spotpris, 12 månaders Källa: och Tentum Som framgår av figur 5.1 varierar spotpriset kraftigt såväl som mellan olika år. Under ett och kan priset variera med en faktor 5. Mellan olika år kan priset variera med . Figuren visar således att priset från mitten av till mitten av ökade med och med mer än så på mindre än till 1996. Prisvariationerna under ett enskilt år följer, som framgår av figuren, ett tydligt säsongsmönster med höga priser och lägre priser . Säsongsmönstret hänger främst samman med att elförbrukningen varierar över året. En stor del av förbrukningen i går till uppvärmning, varför efterfrågan på el är större än . Eftersom el kommer att användas obehindrat av de flesta för- brukarna även då priset stiger kommer efterfrågan på el att ha en mycket låg priselasticitet. Utbudet av el beror däremot av priset i mycket högre utsträckning. På en marknad med god konkurrens kommer utbudskurvan att bestämmas av systemets marginalkost- Dessutom kommer överföringskapaciteten av el mellan områden att ha en avgörande inverkan på prisbildningen. Där efterfrågan och utbud möts kommer priset att sättas. Eftersom både efterfrågan och utbud varierar kraftigt mellan säsongerna kommer priset att sättas på olika delar av marginalkostnadskurvan under olika säsonger. är efterfrågan låg, och därför kommer tillgången av vattenkraft och kärnkraft att vara mest betydelsefull för prisbildningen. kommer priset mer att bero av kostnaden för importerad kraft och inhemsk fossilkraft, eftersom efterfrågan är så pass hög. Detta illustreras av figur 5.2 nedan. Figur 5.2 Principiell prisbildningsmodell för den nordiska elmark- naden Under vissa vinterveckor förekommer också extrema pristoppar (se figur 5.1) vid tillfällen med särskilt låga temperaturer då produk- tionskapaciteten i systemet utnyttjas fullt ut. Detta innebär att topplastanläggningar med mycket höga marginalkostnader måste köras för att täcka behoven, och prisnivån stiger därför kraftigt. Prisvariationerna mellan olika år hänger främst samman med att nederbörden och tillrinningen till vattenmagasinen varierar mycket . Om vattentillgången är god i det nordiska systemet finns mindre behov av att utnyttja de värmekraftverk (dvs. kärnkraft, kolkraft, oljekraft och andra kraftverk där man använder bränslen som energikälla) som används för att täcka den del av elförbrukningen som vattenkraften inte räcker till för. Om vattentillgången är låg ökar behovet av att utnyttja dessa produktionsanläggningar. Råkraftpriset i systemet sätts utifrån produk- tionskostnaden i den dyraste anläggning som medverkar. Om utbud och efterfrågan är sådant att det exempelvis räcker med den vattenkraft och kärnkraft som finns tillgänglig kan priset understiga /kWh, eftersom den prisnivån kan räcka för att det skall vara lönsamt för kärnkraftföretagen att köra igång kärnkraftverk. Om å andra sidan elförbrukningen är så pass stor att man måste köra gasturbinkraftverk måste priset gå /kWh. Vid en viss given tidpunkt är priset detsamma i hela systemet, varför alla kraftverk i det senare fallet får betalt med /kWh, även de vars rörliga kostnad är lägre. I sammanhanget kan också sägas att prisbildningen på spot- marknaden enligt ABB:s rapport till utredningen inte påverkas av om en stor producent med slutkundsförsäljning säljer och köper sina bruttovolymer eller nettovolymer via elbörsen. I det första fallet kommer bruttoköp och bruttoförsäljning att nettas ut och kvar finns den ursprungliga nettoförsäljningen. Priset blir alltså detsamma, även om den omsatta volymen på elbörsen blir mindre vid nettoförsäljning. Prisområdesdifferenser förekommer relativt ofta På grund av begränsningar i överföringskapaciteten mellan olika områden kan den nordiska elmarknaden delas upp i olika prisområden. När överföringskapaciteten inte räcker till för att upprätthålla ett gemensamt pris i hela börsområdet (systempriset) kommer olika marknadspriser att råda inom olika prisområden. Priserna i de enskilda prisområdena kommer att bestämmas av produktion och förbrukning inom området samt överföring av kraft mellan områdena. För fysiska förbrukare av el i är därför Sverigepriset (eller , STOSEK) i allmänhet intressantast att följa, då det är detta pris som gäller för samtliga köpare och säljare i . Hur ofta Sverigepriset avvikit från systempriset framgår av tabell 5.1 på nästa sida. SOU 2002:7 Prisbildning på råkraftmarknaden Tabell 5.1 Andel timmar med områdespris Även om det, som framgår av tabell 5.1, relativt ofta varit uppdel- ningar i prisområden räcker befintliga kabelförbindelser mellan länderna i de flesta fallen för att överföra tillräckliga energivolymer, vilket endast ger smärre prisdifferenser mellan områdena. När ka- paciteten inte räcker till kommer dock stora prisområdesdifferenser att uppstå ibland, vilket t.ex. skedde . I figur 5.3 nedan visas prisområdesdifferensen mellan Sverigepriset (STOSEK) och systempriset (SYSSEK) 1996-2001. Figur 5.3 Prisdifferens mellan Sverigepris och systempris Som framgår av figuren låg det svenska priset relativt stabilt kring systempriset , medan det och 2001 avvikit relativt kraftigt från systempriset. Prisdifferenserna har dock varit både negativa och positiva, och har den totala genomsnittliga differensen endast varit +0,/kWh att döma av ABB:s rapport till utredningen. I sammanhanget bör nämnas att elförsäljningsbolag i köper kraft på spotmarknaden i prisområde för att fullgöra sina leveransförpliktelser, men däremot oftast gör sina finansiella terminsprissäkringar med systempriset som underliggande pris. Detta innebär att prisdifferensen mot systempriset kan bli mycket kännbar under vissa perioder. Sedan slutet av har det dock handlats prisområdesdifferenskontrakt på terminsmarknad. Dessa kontrakt ger utbetalningsströmmar beroende av differensen mellan spotpriset och systempriset, vilket ger bolagen skydd mot prisdifferensernas effekter. Likviditeten i sådana differenskontrakt är dock liten. 5.2ABB:s analys av prisutvecklingens orsaker I sin rapport till utredningen har dels analyserat vilka faktorer som kan antas ha påverkat spotprisets ut- veckling fram till (vilket refereras i avsnitt 5.2.1 nedan), dels särskilt studerat skeendena då an- märkningsvärt stora prisområdesdifferenser rådde (5.2.2). 5.2.1Faktorer som enligt ABB påverkar spotprisets utveckling I sin analys har ABB funnit att framför allt följande faktorer historiskt har påverkat spotprisets utveckling och kan förutses göra det även : N Hydrologisk balans i N Import från och export till grannländerna N Bränslepriser och valutakurser N Energibalans och effektbalans i och Därtill har ABB studerat vissa övriga faktorer som man funnit inte har påverkat spotprisets utveckling, såsom vatten- och kärnkraft- produktion i . I det följande behandlas ovanstående faktorer i tur och ordning. Betydelse av den hydrologiska balansen i Vattentillgången, eller den hydrologiska balansen i systemet, har stor betydelse för prisbildningen på elbörsen. Den fundamentala förklaringen till detta är att en förändring i hydrologin kommer att skjuta utbudskurvan åt något håll, vilket innebär att andra anlägg- ningar med andra marginalkostnader kommer att bli prissättande på marknaden (detta framgår t.ex. av figur 5.2 ovan). Av den anledningen kommer hydrologin att påverka prisbildningen i de flesta situationer, även om det sker indirekt i många fall. I figur 5.4 nedan redovisas utvecklingen av den hydrologiska ba- lansen (definierad som vattentillgång i magasin samt snötillgång i det nordiska systemet i relation till den normala situationen för samma vecka) jämfört med spotprisets utveckling . Figur 5.4 Hydrologisk balans och systempris (svenska kronor, SYSSEK) Som framgår av figur 5.4 kan den hydrologiska balansens utveckling i hög utsträckning förklara prisutvecklingen på spotmarknaden. Detta framgår också av att ett tydligt samband kan utläsas om samtliga veckovisa observationer för hydrologisk balans och prisnivå ställs mot varandra (se figur 5.5 nedan). Enligt ABB är förklaringsvärdet för regressionens trendlinje ca 0,8. Eftersom förklaringsvärdet är så pass högt (det maximala värdet 1 svarar mot perfekt korrelation, och värdet 0 svarar mot ingen korrelation alls) kan slutsatsen dras att hydrologins betydelse för priset är mycket signifikant. Enligt ABB är den hydrologiska balansen den enskilt viktigaste förklaringen till prisutvecklingen. Figur 5.5 Korrelation mellan hydrologisk balans och systempris, veckovisa observationer Betydelse av import från och export till grannländerna