sou · GQB37 · 2003-01-01 00:00:00 — ABB visar i sin rapport att kraftutbyte med övriga länder inom elbörsområdet samt med och i huvudsak följer det mönster som logiskt sett kan förväntas, dvs. när Sverigepriset är lågt exporteras kraft till områden med högre pris, och när Sverigepriset är högt slutar vi exportera och, i vissa fall, importerar istället. Vid situationer då överföringskapaciteten inte används fullt ut ligger systempriset och de nationella prisområdespriserna på i stort sett samma nivå. Vid ansträngda situationer när kapacitetstaket för överföringarna nås kan dock betydande prisområdesdifferenser uppstå. Det senare illustreras framför allt av den betydelse kraftutbytet med , som är det land till vilket överföringsnätet är mest utbyggt, har för prisområdediffenserna. Detta framgår av figur 5.6 nedan, som visar totalt kraftutbyte med relaterat till differensen mellan Sverigepris och systempris. Figur 5.6 Prisområdesdifferens och kraftutbyte med 1996-2001 GWh/veckaSverige,tillInföde Att döma av figur 5.6 tycks storleken på kraftutbytet påverka stor- leken på prisområdesdifferenserna. Under vissa perioder nådde kraftutbytet med en omfattning som närmade sig det teoretiska kapacitetstaket (500 GWh ), vilket också ledde till att prisområdesdifferenserna då var som störst. I detta sammanhang finns också skäl att nämna en omständighet i kraftutbytet med som ABB pekar på. Som framgår av figur 5.7 på nästa sida uppvisar kraftutbytet ett avvikande mönster i förhållande till . exporterar kraft till på prisnivåer där vi tidigare hade importerat kraft från . Figur 5.7 Prisområdesdifferens och kraftutbyte med 1996- 2001 Förklaringen till det förändrade beteendet är enligt ABB att skatte- situationen på den danska marknaden förändrats. Från har den danska regeringen infört ett tak för koldioxidutsläpp från elproduktion, utöver vilket en särskild avgift tas ut. Detta medför i praktiken en extra skattekostnad på motsvarande ca /kWh för danska elproducenter. Eftersom export av kraft till sker på marginalen kan antas att den danska skatten påverkar importpriser i motsvarande utsträckning i de flesta fall. Att döma av danska producenters exportmönster gentemot (se figur 5.7) har de också ändrat prisnivåerna vid vilka de har varit villiga att exportera, vilket har påverkat det svenska områdespriset enligt ABB. Betydelse av bränslepriser och valutakurser Som framgått ovan kommer systempriset att stiga med svag hydrologisk balans, eftersom allt dyrare anläggningar måste tas i drift för att klara energibehovet i systemet. Ofta importeras då dansk eller finsk värmekraft till . Under hydrologiskt svaga perioder kommer härmed marginal- kostnaden för att producera el i danska och finska, fossileldade kraftvärme- och kondenskraftverk att bestämma systempriset, dvs. de svenska elpriserna kommer att påverkas av priset på fossila bränslen, och även av valutakursernas utveckling. var priserna på aktuella bränslen (kol, olja och naturgas) relativt låga och stabila. och startade dock en kraftig prisuppgång, vilket ledde till starkt ökande kostnader för att producera el med fossila bränslen. Prisuppgången för bränslena kombinerades dessutom med en starkare dollar, vilket ytterligare stärkte effekterna av prisuppgången. Denna utveckling illustreras av figur 5.8 nedan. Den utveckling som speglas i figur 5.8 har lett till kraftiga kost- nadsökningar för produktion med fossila bränslen och har därför även påverkat det svenska områdespriset. Vad beträffar dansk elproduktion förstärks utvecklingen av den tidigare nämnda skatteeffekten till följd av det tak för koldioxidutsläpp från elproduktion som infördes från . Sammantaget bedömer ABB att importpriserna för el från danska och finska, fossileldade kraftvärme- och kondenskraftverk har stigit kraftigt , från runt /kWh till /kWh. Betydelse av energibalans och effektbalans i och Energibalansen i det nordiska elsystemet varierar mycket mellan olika år, eftersom utbudet av vattenkraftproduktion varierar. Detta har en stark påverkan på priset då tillgänglig vattenkraftproduktion bestämmer hur mycket av dyrare kraftvärme och kondenskraft som behöver köras för att möta efterfrågan. Vattentillgången påverkar priset främst på kort sikt. På bestäms priset av hur ener- gibalansen utvecklas. Den nordiska energibalansen har försvagats och kan enligt ABB förväntas fortsätta att göra så framöver, vilket påverkar prisbildningen. Till detta bidrar dels att elförbrukningen kontinuerligt ökar (se figur 5.9 nedan), dels att det tidigare produktionsöverskottet som framgått av kapitel 3 successivt minskats sedan avregleringen av elmarknaden. Figur 5.9 Elförbrukning i nordiska länder samt prognos till 2010 Källa: Nordel årsstatistik 2000 Den försämrade energibalansen medför att importbehovet ökar. T.ex. har i större utsträckning än tidigare blivit beroende av import från , och för att hålla energibalansen, och är även under normalår beroende av import från för att uppnå energibalans. Att importbehovet stiger leder också till att marginalkostnaden för importerad kraft allt oftare kommer att bestämma prisnivån i enligt ABB, vilket medför att priset genomsnittligt sett stiger. Alternativet till ökad import är investeringar i ny elproduktion i /. Utifrån ekonomiskt rationella grunder finns dock enligt ABB inte skäl att tro att större anläggningar kommer byggas förrän en långsiktig prisnivå ligger /kWh. Om mer be- tydande nyinvesteringar skall ske måste alltså elpriset upp på nivåer som ligger klart över vad vi sett . ABB sammanfattar resonemanget kring betydelsen av energiba- lansen med figuren nedan, som visar hur olika utbuds- och efter- frågescenarier påverkar prisnivån med dagens produktions- anläggningar och -kostnader. En kontinuerlig ökning av förbrukningen parallellförflyttar efterfrågekurvan åt höger, vilket påverkar elpriset då kostnaden för ytterligare elproduktion ökar kraftigt på marginalen. Figur 5.10 visar att priset kan röra sig upp mot /MWh som årsgenomsnitt under torrår med aktuella förbrukningsprognoser, om ingen ny produktion tillkommer. Observera att den horisontella axeln i figuren inte börjar vid noll. Figur 5.10 Marknadspriser vid olika utbud och efterfrågan 2005 (p) 2010 (P) Källa: , ÅF Energikonsult och ABB Kombinationen av ökande efterfrågan och minskande utbud har också medfört att effektbalansen försämrats. Detta får enligt ABB två prisdrivande konsekvenser. Dels ökar antalet timmar då topplastanläggningar med höga kostnader måste användas. Dels ökar risken för effektbristsituationer och höga balanskraftkostnader, vilket kommer att påverka slutkundernas pris eftersom distributörer behöver kompensera sig för den ökade risken (jämför diskussionen i kapitel 4). var elpriserna mycket låga. steg priserna, vilket vissa aktörer funnit svårförklarligt. I sin rapport säger sig dock ABB inte ha funnit belägg för att kraftföretagen skulle ha dragit ner vattenkraftproduktionen i syfte att höja priset, och inte heller har ABB funnit något samband mellan neddragen kärnkraft- produktion och höga priser3. Enligt ABB kan utvecklingen istället förklaras med de faktorer som nämnts ovan, dvs. i första hand den hydrologiska balansen och de högre importpriserna. Enligt ABB präglades av ett kraftigt utbudsöverskott efter snösmältning samt kraftiga regn . Därefter var nederbörden under det normala och den hydrologiska balansen i stabiliserades för att /2001 vara nära det normala läget. I inledningen av 2001 försvagades balansen kraftigt och nådde botten vecka 13 på minus , som Sverigepriserna pendlade /MWh. Utvecklingen illustreras av figur 5.11 på nästa sida där utvecklingen av den hydrologiska balansen relaterats till spot- prisets utveckling för prisområde . 3 Som framgått av kapitel 3 ligger den svenska vattenkraftproduktionen snarare på re- kordnivå som kärnkraftproduktionen ökat kraftigt jämfört med föregående år. Figur 5.11 Sverigepris och hydrologisk balans Prisläget stabiliserades något , men på en hög nivå. Enligt ABB förklarades den höga prisnivån av svag energibalans och stor osäkerhet kring framtida nederbörd med ett möjligt scenario liknande situationen . stärktes den hydrologiska balansen och spotpriserna minskade till en nivå mellan 180 och strax /MWh. Denna prisnivå är dock relativt hög för att vara sensommaren och hösten, med ett genomsnitt för på /MWh. Enligt ABB är förklaringen till den höga prisnivån främst att kraftutbytet med , som nämnts ovan, har ändrat karaktär, med följden att danska producenter kräver högre priser än för att exportera till . Enligt ABB kan inte bevisas att prisnivån har uppstått genom samordnat agerande från svenska producenter. 5.2.2Analys av stora prisområdesdifferenser var Sverigepriset mycket högre än systempriset (se tabell 5.2 på nästa sida). Under den vecka då prisskillnaderna var som störst registrerade bud från vissa stora aktörer av sådan art att elbörsen begärde in kompletterande uppgifter för att kunna granska förloppet. Gransk- ningen föranledde dock inte att vidta åtgärder. Prisbildning på råkraftmarknaden SOU 2002:7 Tabell 5.2 Sverigepris jämfört med systempris (SEK/MWh, månadsmedelvärden) I sitt uppdrag åt utredningen har ABB särskilt studerat prisbildningen . Som underlag har ABB, mot löfte om sekretess, bl.a. givits uppgifter om sex stora, svenska aktörers veckovisa nettoköp eller nettoförsäljning på spotmarknaden . För detta har i särskild ordning inhämtat de berörda aktörernas medgivande. Under den tidiga våren var elpriserna mycket låga till följd av god hydrologisk balans i systemet. I samband med snösmältningens start uppstod ett kraftigt överskott på vattenkraft i . En stor del av överskottet exporterades till , vilket bidrog till att de svenska områdespriserna sjönk ned mot /MWh. Den stora importen från ledde till i princip fullbelastade kablar från till . En stor del av den svenska importen vidareexporterades till och . gick flera svenska producenter ut med budskapet att de inte kunde försvara elproduktion i kärnkraftanläggningarna vid aktuell prisnivå på spotpriset. ca 60–/MWh helgerna, med ett aritmetiskt genomsnitt på /MWh vid tillfället. Enstaka timmar låg priserna på upp mot 300– /MWh och ner mot 30–/MWh. Som framgår av figur 5.12 på nästa sida minskade produktionen i landets kärnkraftverk kraftigt . Ener- gimyndigheten har till utredningen framfört att det bör noteras att storleken på nedregleringen var väldigt lika i samtliga aggregat. ABB kan minskningen inte enbart förklaras med normala revisions- avställningar, eftersom nedregleringen skedde innan den historiskt hade inträffat . Figur 5.12 Priser och kärnkraftproduktion Den minskade kärnkraftproduktionen gjorde att prisområdesdiffe- renserna ökade och Sverigepriset steg, se figur 5.13 nedan. Figur 5.13 Prisdifferens mellan Sverigepris och systempris I normala fall hade nedregleringen av svensk kärnkraft inneburit att import från täckt upp för produktionsbortfallet. I det här fallet var detta dock inte möjligt enligt ABB, eftersom kraftöverföringen från redan hade nått kapacitetstaket (ca 500 GWh ). Trots att importen från nådde rekordhöga nivåer, ökade ändå prisområdesdifferensen. Anledningen till att den norska exporten inte kunde bidra till att sänka prisområdesdifferensen var att en stor del av den importerade kraften vidareexporterades till och , eftersom Sverigepriset var lågt. ställdes aktörerna inför en situation där billig kraft flödade in från i sådan omfattning att de norska förbindelserna var fullt utnyttjade. exporterade dock vidare till , eftersom priset var lågt. När Sverigepriset steg till /MWh minskade exporten till för att sedan öka igen när Sverigepriset sjönk väl /MWh. Dansk import var på denna prisnivå inte aktuell, och danska producenter kunde således inte påverka det svenska priset. Enligt ABB kan inte uteslutas att de svenska producenterna ut- nyttjade situationen för att påverka priset under enskilda timmar då vi hade ansträngda utlandsförbindelser. Den styrande faktorn för priset var i hög grad hur svensk kärnkraft kördes, eftersom elproduktion i kraftvärmeverk inte var aktuell då den låg utanför den normala driftsäsongen. Detta ledde enligt ABB till att kärnkraftproducenterna relativt ostört kunde bestämma priset på spotmarknaden. Den speciella situationen skapades inte av de svenska producenterna, men enligt ABB utnyttjade de möjligheten att minska sin produktion och därmed kunna bjuda in sin kraft på nivåer som låg långt över marginalkostnaden för de anläggningar som kördes. I sin rapport betonar emellertid ABB att de beskrivna händelserna inträffade under en extrem situation med tanke på den hydrologiska balansen och kraftutbytet mellan länderna. Svenska producenters möjligheter att påverka priset inskränkte sig till timmar då ytterligare norska exportmöjligheter var begränsade av överföringsförbindelsernas kapacitet. Liknande situationer där producenterna har samma tydliga påverkansmöjligheter kommer enligt ABB sannolikt endast att uppkomma vi har de ovanstående, i övrigt gynnsamma, förutsättningarna. Utifrån sin analys av veckodata för har ABB inte funnit några andra tillfällen med den typ av extrem prisbild- ningssituation som rådde under enskilda timmar . 5.3Tentums analys av prisutvecklingens orsaker För sin analys har Tentum utnyttjat den s.k. PoMo-modellen4. Mo- dellen avser att beskriva den nordiska elmarknadens funktionssätt. I modellen finns inlagt alla större kraftverk i det nordiska systemet med bränslekostnader och tillgänglig produktionskapacitet, och även data över förväntad tillrinning av vatten till vattenmagasinen och de slumpmässiga variationerna. Modellen har utvecklats för att göra prisprognoser, göra inve- steringskalkyler för nya kraftverk och för att beräkna prisrisker på den nordiska elmarknaden. Den kan också, som i det här fallet, användas för att simulera hur olika typer av kraftverk körs beroende på hur mycket vatten som finns i vattenmagasinen, hur stor elförbrukningen väntas bli och på aktuella bränslepriser. I modellen beräknas vilka värmekraftverk som skall köras näst- utgående från att tillgängligt vatten i vattenmaga- sinen fördelas under framtida veckor () så att den totala kostnaden för att producera kraft blir så låg som möjligt. Modellen beräknar bl.a. marginalkostnaden i den nordiska systemet, dvs. i detta fall den rörliga kostnaden i det värmekraftverk av dem som körs som har högst rörlig kostnad. Den rörliga kostnaden utgörs till större delen av bränslekostnaden. Att döma av Tentums rapport kan sägas att om spotpriset över- ensstämmer med marginalkostnaden i systemet så fungerar kon- kurrensen. Körningar av PoMo-modellen visar att de faktiska spotpriserna på det stora hela överensstämmer med de marginalkostnader som modellen räknar fram5. Eftersom modellen utgår från att de totala kostnaderna för kraftproduktionen skall vara så låga som möjligt tyder modellkörningarna enligt Tentum på att det nordiska kraftsystemet i stort sett körs på ett sådant sätt att de totala kostnaderna blir så låga som möjligt. Enligt Tentum tyder modellkörningarna således på att konkurrensen i det nordiska kraftsystemet fungerar ganska bra. 4PoMo är utvecklad av och Analys. 5Detta gäller avregleringen utom det extrema och början av 1997. För den perioden överensstämmer modellens resultat dåligt med de faktiska spotpriserna. I sitt uppdrag åt utredningen har Tentum beräknat hur mycket olika faktorer (bränslepriser, vattentillrinning, elförbrukning, kärn- kraftproduktion) kan förklara skillnader i elpriset 2001 jämfört med . Att 1999 har valts som jämförelse beror på att det var under detta år som bränslepriserna började sin kraftiga uppgång, vilket också framgått av figur 5.8 ovan. Enligt Tentum kan spotpriset förutses komma att hamna på ca /kWh sett som årsgenomsnitt, vilket är mer än 1999. Utifrån de körningar som gjorts av PoMo-modellen menar att skillnaderna kan förklaras i enlighet med tabell 5.3 nedan. Tabell 5.3 Förklaringar till högre elpris, 1999 jämfört med Ökat kol- och oljepris Stängning av en Bar- Enligt Tentum kan alltså de faktorer som nämns i tabell 5.3 förklara ca 9 av de som elpriset har ökat sedan 19996. Som framgår av tabellen visar Tentums modellkörningar på att det främst är de högre priserna på kol och olja som förklarar elprisökningen . 6 Med den knappa tidsram som gällt för uppdraget har Tentum inte haft möjlighet att ta hänsyn till situationen i snömagasinen. Denna faktor bedöms dock kunna förklara mycket av återstoden. 6Nätbegränsningar, förutsättning för utbyggnad m.m. Av kapitel 3 har framgått att ingen nordisk aktör har en dominerande ställning inom elproduktionen så länge som den gemensamma, nordiska marknaden upprätthålls. Men att konkurrensen på bl.a. den svenska råkraftmarknaden är klart sämre när den nordiska marknaden är uppdelad i prisområden. Mot denna bakgrund har många intressenter framfört till utred- ningen att ytterligare åtgärder borde vidtas för att tillförsäkra att det nordiska elbörsområdet alltid, eller åtminstone oftare än vad som var fallet , fungerar som en gemensam marknad. De åtgärder som därvid sagts vara aktuella att överväga är främst ökad utbyggnad av överföringsnätet mellan länderna samt ökat utnyttjande av s.k. motköp. Därtill analyseras inom Nordel (de nordiska systemoperatörernas samarbetsorganisation) om det finns skäl att överväga en annan prisområdesindelning. Åtgärder som bidrar till att vi oftare har en gemensam, nordisk marknad är förenade med kostnader. Inledningsvis bör därför påpekas att den övergripande frågeställningen i sammanhanget är att väga dessa kostnader mot de fördelar som skulle uppnås. Fördelarna är främst att möjligheterna att utöva marknadsmakt skulle minska, och därmed även utrymmet för misstankar om att det kan förekomma manipulationer av priset. Därtill skulle risken minska för att exempelvis elhandelsföretag drabbas av kostnader till följd av prisområdesskillnader. Som kommer att framgå av avsnitt 8.2 har värderat denna risk till en årskostnad på mellan 0,2 och /kWh. bör sägas att, som framgått av kapitel 5, den totala genomsnittliga differensen mellan Sverigepris och systempris endast varit omkring +0,/kWh. I kapitlet beskrivs handeln med utlandet (avsnitt 6.1), tänkbara åtgärder som till utredningen redovisats för att tillförsäkra att det nordiska elbörsområdet oftare än vad som exempelvis var fallet år Nätbegränsningar, förutsättning för utbyggnad m.m. 2000 fungerar som en gemensam marknad (6.2) samt Nordels ut- redning kring eventuell annan prisområdesindelning (6.3). Kapitlet bygger till stor del på rapporter Elmarknaden respektive Energiförsörjningen i – läget 2000, prognos 2001–2003 samt några PM som framtagit på uppdrag av utredningen1. Handel mellan länderna inom det nordiska elbörsområdet, och även med vissa övriga grannländer, möjliggörs av att ländernas överföringssystem för elektrisk energi är sammanbundna. har flera förstärkningar genomförts och blev en överföringskabel mellan och klar. Av tabell 6.1 nedan framgår överföringsförbindelser i . Tabell 6.1 Överföringskapacitet mellan länder i import (MW) export (MW) 1 Nätbegränsningar (), Kostnader och kapacitet vid nätförstärkningar (), samt Utlandsförbindelserna och dess ägande (). Nätbegränsningar, förutsättning för utbyggnad m.m. Som kommentar till tabellen kan sägas dels att exportkapaciteten från till minskat från 1 800 MW till 1 350 MW genom stängningen av , dels att i förbindelsen mellan och (Baltic Cable) inte hela kabelns kapacitet på 600 MW kan utnyttjas p.g.a. begränsningar i det tyska nätet. Elhandeln mellan de nordiska länderna sker genom bilaterala avtal eller genom handel på . Som framgått av kapitel 5 varierar handelsströmmarna mellan de nordiska länderna över året och mellan åren beroende på temperatur, nederbörd och konjunktursvängningar. Det som framför allt styr handelsströmmarna är vattentillrinningen i de svenska, norska och finska magasinen. 6.1.1Ägande och villkor för utnyttjande av utlandsförbindelserna erbjuder överföringstjänster på det nationella ledningsnätet för 400 och , det s.k. stamnätet, som även omfattar utlandsförbindelserna mot , samt . Överföringstjänsten ger kunden rätt att överföra kraft på den svenska delen av en utlandsförbindelse, dvs. till eller från nationsgränsen. I tjänsten ingår även rätten att mata in till eller ta ut kraften från det svenska stamnätet. Många utlandsförbindelser byggdes ursprungligen för att tillgodose ett bestämt handelsavtal mellan två kraftföretag som skulle gälla . Detta gällde t.ex. för de tidigast utbyggda förbindelserna mellan de nordiska länderna där de enskilda kraftföretagen hade hela eller delar av överföringsrätten. Till stora delar var detta situationen då elmarknadsrefor- merna i de nordiska länderna tog sin början och de i samband med reformerna etablerade stamnätsföretagen i allt större utsträckning kom att äga utlandsförbindelserna. De svenska utlandsförbindelsernas ägarstruktur och villkor för utnyttjande kan beskrivas enligt följande: N , och . äger de svenska delarna av överföringsförbindelserna till , , och från även förbindelsen till . Dessa förbindelser upplåts till för elspothandel. Ägandet av Öresundsförbindelsen ändrades i och med att köpte andelar i kablarna för elöverföring i mellan och . Nätbegränsningar, förutsättning för utbyggnad m.m. Svenska Kraftnäts delar av kablarna i , som ingår i och regionala elnät. äger förbindelsen till , Baltic Cable. ägde , och E.ON Energie lika stora andelar i bolaget , men ägs bolaget av , E.ON och E.ON Energie. De kommersiella villkoren för länken bestäms av . Baltic Cable har publicerat en tariff som ger möjlighet att teckna abonnemang på dygns- och timbasis. , som är ett dotterbolag till , äger direkt () de svenska och internationella delarna av förbindelserna till . äger och en procent. Via det helägda dotterbolaget äger de polska delarna av nämnda förbindelse. hyr ut all nyttjanderätt till . har i sin tur abonnemang hos för utmatning från stamnätet. Inom ramen för gällande avtal tillhandahåller del av förbindelsens kapacitet till tredje part genom ett abon- nemangsförfarande för överföringskapacitet om 50 MW på årsbasis. Abonnemanget avser både svenska och polska delen av länken. har dock inget sådant abonnemangsavtal ingåtts. Rätten till att nyttja del av kapaciteten i en förbindelse kan säljas till marknadsaktörer för inom ramen för s.k. abonnemang eller kanaler. För detta tar ägaren ut en avgift på t.ex. års- eller må- nadsbasis. Marknadsaktörerna nyttjar dessa kanaler för utbyte av kraft. Förbindelser där överföringsrätten hyrts ut till aktörer har varit vanligt förekommande tills mellan de nordiska län- derna. sker huvuddelen av elutbytet på utlandsförbindelserna via spotmarknad. Ett exempel på en s.k. kanal som fortfarande finns är hur kapaciteten fördelas på Baltic Cable som förbinder och . Fördelningen av kapaciteten mellan och (SwePol Link) är ett annat exempel på kanal. Kanaler kan leda till att förbindelsens överföringskapacitet inte nyttjas fullt ut. Detta sker när de som disponerar förbindelsen inte själva utnyttjar all kapacitet för kraftutbyte. Icke nyttjad kapacitet på en förbindelse kan göras tillgänglig för andra aktörer genom tillämpning av principen use it or lose it. Denna princip ger rätt för aktörer med abonnemang på en förbindelse att fullt nyttja kapaciteten inom en given tidsfrist. Den kapacitet som efter denna tidsfrist inte Nätbegränsningar, förutsättning för utbyggnad m.m. kommer att bli fullt nyttjad ställer ägarna av förbindelserna till förfogande för marknadens andra aktörer på lika villkor. Som framgått av kapitel 5 är förekomsten av nätbegränsningar starkt beroende av den hydrologiska balansen. Under vissa perioder, särskilt vattenrika år, har den nordiska elmarknaden tämligen ofta delats upp i skilda prisområden som en följd av att stora volymer skall föras från de vattenkraftdominerade systemen till de värmekraftdominerade systemen, vilket leder till att fysiska flaskhalsar uppstår.