sou · GQB37 · 2003-01-01 00:00:00 — För de frågeställningar har att behandla är givetvis elproduktionens struktur av väsentlig betydelse. Genom att de nordiska länderna i allt högre grad kommit att bilda en gemensam elmarknad bör denna struktur ses i ett nordiskt perspektiv. I detta kapitel ges en översiktlig beskrivning av svensk och nordisk elproduktion. Därvid behandlas omfattningen av och vilka kraftslag som används i produktionen (avsnitt 3.1), produktionskostnader (3.2) samt aktörer och ägande (3.3). Frågor kring prisbildning respektive import/export behandlas däremot i huvudsak i kapitlen 5 (om prisbildningen på råkraftmarknaden) respektive 6 (om förutsättningar för utbyggnad av utlandsförbindelserna m.m.). Kapitlet bygger bl.a. på rapporter Elmarkna- den och Energiförsörjningen i – läget 2000, prognos 2001–2003, utveckling och struktur 2000, samt den rapport (Kraftproduktionens ägarstruktur i , , och ) som ÅF Energikonsult tagit fram på uppdrag av utredningen. Den nordiska elförsörjningen baseras på vattenkraft, kärnkraft, kolkondens samt kraftvärme i fjärrvärmenäten och industrin. Därtill finns en mindre mängd oljekondenskraft, gasturbiner samt vindkraft. I tabell 3.1 på nästa sida redovisas installerad effekt per land och kraftslag. Tabell 3.1 Produktionskapacitet i det nordiska elproduktionssystemet, per (MW) över året varierar elproduktionen med elanvändningen. Pro- duktionen är hög och låg . Den svenska elproduktionen utgörs till av vattenkraft och kärnkraft. Revisioner av kärnkraftsblock förläggs då efterfrågan på el är lägst. Vattenmagasinen fylls på . Det magasinerade vattnet utnyttjas fram till vårfloden. När vatten- och kärnkraftsproduktionen inte räcker tillkommer elproduktion i konventionella värmekraftanläggningar eller import. Tabell 3.2 nedan visar hur den svenska elproduktionen på årsbasis utvecklats . Observera att i denna tabell, liksom i de nästföljande, avrundningfel kan förekomma. Tabell 3.2 Elproduktion i åren 1990, 1995–2000 samt prognos (TWh) -2,5 -1,7 -2,7 -10,7 -7,5 -5,9 Prognos uppdaterad per november. Som kommentarer till tabell 3.2 kan bl.a. sägas: N var ett extremt våtår, och vattenkraftproduktionen på knappt var rekordartad. Som framgår av tabellen bedöms en liknande nivå uppnås . med normal till- rinning finns kapacitet att producera el exklusive förluster. Extrema torrår, som t.ex. 1996, kan den svenska vat- tenkraftproduktionen vara så låg som . N Att kärnkraftproduktionen var klart lägre 2000 än 1999 kan enligt delvis förklaras av att tillgången på vattenkraft var god, vilket ledde till låga elpriser och mindre behov av annan kraft. Därtill sägs i att producenterna också minskade kärnkraftproduktionen för att få upp priserna. Till den lägre produktionen bidrog också att den första reaktorn i stängdes . Som framgår av tabellen bedöms kärnkraftproduktionen öka . N Beträffande konventionell värmekraft kan sägas att den installe- rade effekten har minskat i . Före av- regleringen av elmarknaden kunde, i händelse av t.ex. torrår, sträng vinterkyla eller större kärnkraftavställningar, ett antal större oljekondensanläggningar med höga rörliga produktionskostnader utnyttjas som reservkraft. Av dessa cirka 3 000 MW finns dock endast några hundra MW att ta till. Resten har stängts p.g.a. att kostnaden för att hålla denna driftreserv tillgänglig av de enskilda ägarföretagen bedömts vara för hög. Hur mycket svensk produktionskapacitet som tillkommit respektive lagts ned framgår av tabell 3.3 på nästa sida. Som jämfö- relse har i tabellen även lagts in motsvarande förändring totalt för . Den nya svenska effekten är främst biobränsleeldad kraft- värme, medan den nedlagda, som nämnts ovan, främst är ett antal kondenskraftanläggningar för topplastproduktion och . Tabell 3.3 Förändring i produktionskapacitet 1996–2000 (MW) Nedan i tabellerna 3.4 till 3.6 redovisas hur övriga nordiska länders elproduktion på årsbasis utvecklats . Observera att streckmarkering kan betyda både ingen och i sammanhanget för- sumbar produktion. Tabell 3.4 Elproduktion i åren 1990, 1995–96 samt 2000 (TWh) -0,8 * Inklusive produktion i kraftvärmeverk Källa: Som framgår av tabell 3.4 baseras produktionen i främst på konventionell värmekraft. I första hand handlar det om förbränning av kol och naturgas i kraftvärmeverk och kondenskraftverk. har också den största andelen vindkraftproducerad el i , av total produktion . Tabell 3.5 Elproduktion i åren 1990, 1995–96 samt 2000 (TWh) Den finska elproduktionen baseras, som framgår av tabell 3.5, på konventionell värmekraft, kärnkraft och vattenkraft. De bränslen som utnyttjas mest i de finska värmekraftverken är biobränsle följt av naturgas och torv. Som kommentar till tabellen kan sägas att produktionen var ca större än 2000, ökningen härrör sig framför allt till kraftvärme och kondenskraft1. Tabell 3.6 Elproduktion i åren 1990, 1995–96 samt 2000 (TWh) -6,7 Som framgår av tabell 3.6 bygger den norska elproduktionen nästan helt på vattenkraft (99,). Den resterande delen av elproduktionen utgörs i huvudsak av naturgaskraft. Det bör noteras att den norska elproduktionen sjunkit kraftigt jämfört med 1 Källa: Energia snabbstatistik . var produktionen således lägre än 2000. Orsaken är minskad tillrinning2. Att vattenkraftproduktionen minskat i innebär också att vattenkraftproduktionen jämfört med totalt sett minskat i det nordiska elbörsområdet, trots att den svenska produktionen legat på rekordnivå, se tabell 3.7 nedan. Tabell 3.7 Elproduktion 2001, 2001 (TWh) tion (inkl. vindkraft) Det nordiska elförsörjningssystemet är mycket beroende av vat- tenkraftsystemen i och . Tillrinningen i de två länderna är i allmänhet väl korrelerad, dvs. när tillrinningen är liten i så brukar den vara det också i . På nordisk basis kan härmed vattenkraftproduktionen variera kraftigt (upp till ) mellan torra och våta år. Ett normalår uppgår vattenkraftproduktionen i till ca 180–. Det extrema uppgick den samlade produktionen till . Vattenkraften har lägst rörliga kostnader i det nordiska elför- sörjningssystemet3 och är därför den produktionskälla som blir först utnyttjad. Med stigande efterfrågan och/eller minskat utbud av vattenkraft kommer sedan övriga kraftslag att tas i drift i stigande marginalkostnadsordning. Detta illustreras av figur 3.1 på nästa sida. 2Källa: vassdrags- og energidirektorats korttidsstatistik . 3Tillsammans med vindkraft, vars totala volym dock är mycket liten vid jämförelse. Figur 3.1 Produktionsförmågan i under normalår, stadium 2000/2001 Elproduktionsförmåga, TWh/år (Källa: ) Vattentillgången spelar stor roll för prissättningen på råkraftmark- naden/elbörsen (vilket kommer att diskuteras mer i detalj i kapitel 5). Den fundamentala förklaringen till detta är att en förändring i hydrologin kommer att skjuta utbudskurvan åt något håll, vilket innebär att andra anläggningar med andra marginalkostnader kommer att bli prissättande på marknaden. Av den anledningen kommer hydrologin att påverka prisbildningen i de flesta situationer, även om det sker indirekt i många fall. Detta illustreras i figur 3.2 på nästa sida, vilken hämtats från åt utredningen. Figur 3.2 Principiella effekter av ett våtår I detta avsnitt beskrivs först aktörer och ägande inom svensk kraft- produktion, varvid också redogörs för ägarbilden i kärnkraftverken (3.3.1). Därefter relateras bilden av den svenska kraftproduktionen till förhållandena på den nordiska marknaden (3.3.2). elproduktion domineras av få stora bolag. svarade således sex företag för av landets totala elproduktion. Dessa sex – , , , Fortum Kraft (tidigare ), Kraft och – är för övrigt på väg att minska till fem sedan Fortum meddelat att man kommit överens med om att ta över hela , som tidigare ägts på 50/50-basis av dessa två parter. Vid avregleringen 1996 dominerades elmarknaden av sju företag. representerades då av och Kraft, vilka fusionerades 1998. Totalt sett har således antalet större kraftföretag minskat på den svenska marknaden. Deras andel av elmarknaden var dock i samma storleksordning, av totalt producerad el. I tabell 3.8 nedan redovisas största elproducenter och deras elproduktion . Tabell 3.8 största elproducenter och deras elproduktion i åren 1996–2000 (TWh) -3,0 -0,9 Som framgår av tabellen har bolagens respektive andel av produktio- nen i stort sett inte förändrats . Däremot har det skett relativt stora förändringar i ägandet av bolagen. Sålunda har en internationalisering skett av den svenska elbranschen , vilken verkat i två riktningar: N Utländska kraftföretag har förvärvat betydande andelar av aktie- kapitalet i svensk kraftproduktion. T.ex. blev dotterbolag till tyska E.ON, i bolaget har dock även norska Statkraft en betydande post. Som framgått har vidare finska Fortum gjort upp om att ta över hela , från att tidigare ha ägt . köpte Fortum också kraftanläggningarna ägda av , inklusive andelen i finska PVO. Även i finns betydande utländska ägarintressen, genom franska Edf och E.ON. N Svenska företag har förvärvat utländska kraftbolag. I synnerhet har varit mycket aktivt i bl.a. och . Som framgår av figurerna 3.3 och 3.4 nedan har den ovan beskrivna utvecklingen inneburit att det utländska ägarinflytandet i svensk kraftproduktion, sett till bolagens röstetal, ökat från 2001, med hänsyn taget även till Fortums fullständiga övertagande av . Det bör dock noteras att svenska staten genom sitt 100-procentiga ägande i alltjämt är den störste ägaren av svensk kraftproduktion. Figur 3.3 Ägarinflytande i svensk elproduktion 1996 () (Källa: kraftbolagens årsredovisningar 1996) Figur 3.4 Ägarinflytande i svensk elproduktion 2000/01 () (Källa: kraftbolagens årsredovisningar 2000, halvårsrapport , pressmeddelande från Fortum ) De svenska kärnkraftverken är alla samägda av de större kraftbolagen. Detta har delvis historiska förklaringar, men har också förstärkts genom varigenom och kom att samäga . Ägandet i kärnkraften ser ut på följande sätt: N har tre reaktorer med en total in- stallerad effekt på 3 087 MW el. 2000 producerades el. Forsmark ägs av (), Mellansvensk Kraftgrupp där är dominerande ägare (25,) samt (). N Ringhalsgruppen består av och . Ägare är (74,) och (25,). Totalt har Ringhalsgruppen en installerad effekt på 4 150 MW, fördelat på fem kärnkraftsreaktorer, en i och fyra i . 2000 producerades el. N () har en installerad effekt på totalt 2 210 MW fördelat på tre reaktorer. OKG ägs av till . Övriga delägare är (35,) och (). Enligt vad utredningen inhämtat från inblandade kraftbolag sker produktionsplanering av kärnkraftverken på så sätt att varje delägare var för sig bestämmer önskad mängd produktion för kommande driftcykel samt om volym, nedreglering och s.k. coast-down-längd4. Detta sägs ske utgående ifrån de ramar som styr möjlig produktion bland annat med hänsyn till planerade revisioner och tekniska begränsningar. Samtliga delägares önskemål sammanställs av kraftbolaget till en fysisk laddning av respektive reaktor. Laddningen fastställs i respektive bolags styrelse. Vidare har till utredningen från inblandade kraftbolag framförts att delägarna var för sig bestämmer volymen produktion. Detta kan innebära önskemål om nedreglering av de andelar som delägaren har i kraftbolaget. Delägarna framför sina önskemål till produktionsledningen för kraftverket. har produktionsledning för Forsmark, och samt för OKG. Produktionsledningen sammanställer önskemålen och beordrar ändring av den fysiska produktionen i kraftverket. Detta sker i dialog med kraftverket för att ta hänsyn till bland annat tekniska förutsättningar och begränsningar. Produktionsledningen räknar ut nya andelstal så att varje delägare får den kraft som önskas. Information till marknaden lämnas enligt regelverk. Jämförelse kan göras med vattenkraften där produktionsanlägg- ningarna och vattenmagasinen i många fall är delägda i en och samma älv. Delägarna bestämmer var för sig mängden produktion i respektive kraftverk. Respektive delägares produktion sammanställs och övervakas och denna saldokontroll utförs av vatten- regleringsföretagen. 4 Den tid som reaktoreffekten planeras kontinuerligt sjunka på grund av optimering av bränslekostnad mot förväntad intäkt. 3.3.2Svensk kraftproduktion i ett nordiskt perspektiv Om den svenska elmarknaden studeras isolerat kan konstateras att några få aktörer har stora marknadsandelar. I kraftproduktionen har en marknadsandel på , och tillsammans med Fortum Kraft . Som sades inledningsvis bör dock elproduktionens struktur numera ses i ett nordiskt perspektiv. På den gemensamma nordiska marknaden är de svenska kraftbolagens marknadsandelar av naturliga skäl mindre. bör sägas att, vilket kommer att framgå närmare av kapitel 5, den nordiska marknaden inte sällan är uppdelad i prisområden, varvid i praktiken fungerar som en nationell råkraftmarknad Av tabell 3.9 nedan framgår respektive nordiskt lands största producenters andelar av nordisk produktion. Observera att Fortums verksamhet i respektive i redovisats var för sig i tabellen. Tabell 3.9 största elproducenter och deras elproduktion 2000 Elproduktion 2000 (TWh) Andel i (%) Källa: , med viss egen bearbetning Som framgår av tabell 3.9 har största producent en stark marknadsställning även i ett nordiskt perspektiv. marknadsandel på – som för övrigt även Fortum når upp till om de finska och svenska delarna summeras – kan dock inte betraktas som en dominerande ställning. Visserligen finns inte, som kommer att framgå närmare av kapitel 9, någon given gräns för vad som betraktas som en dominerande ställning på en viss marknad. Men i förarbetena till konkurrenslagen uttalas att man bör kunna dra slutsatsen att procenttal över 40 förefaller vara beaktansvärda och tydliga tecken på dominans samt att en marknadsandel skapar en presumtion för att företaget i fråga har en marknadsdominerande ställning. Skulle marknadsandelen överstiga torde presumtionen för marknadsdominans bli nästan omöjlig att kullkasta. Att marknadskoncentrationen sett till nordisk nivå torde vara god- tagbar har också visats vid beräkningar av s.k. Herfindahlindex. Detta är en metod för att söka värdera en marknads koncentration. Indexet beräknas som summan av de kvadrerade marknadsandelarna. Ett monopol får ett index på 10 000 (100 i kvadrat), ett helt symmetriskt duopol får ett index på 5 000 (50 i kvadrat plus 50 i kvadrat), osv. Indexet kan ge en indikation om när marknadskoncentrationen är av sådan art att den innebär risker för marknadens funktion, låt vara att även andra aspekter måste vägas in i en total bedömning, t.ex. företagens ekonomiska styrka, förekomst av potentiell konkurrens och inträdeshinder m.m. Allmänt brukar ett värde under 1 000 sägs innebära att koncentrationen är låg. Marknader där index ligger mellan 1 000 och 1 800 brukar betraktas som måttligt koncentrerade, medan marknader med ett värde över 1 800 betecknas som mycket kon- centrerade. Beträffande elproduktion har undersökningar gjorts som talar för att – sett utifrån de tre största producenterna i respektive land – är att betrakta som en mycket koncentrerad marknad, med ett index över 3 000, medan sett som en gemensam marknad torde ha låg koncentration, med ett index under 1 000. Hela den nordiska bilden av kraftbolagens marknadsandelar sam- manfattas i figur 3.5 på nästa sida. Observera att uppgifterna till följd av varierande källmaterial i något fall skiljer sig från tabell 3.9. Figur 3.5 Kraftbolagens andel av elproduktionen i , totalt Energi E2 A/S Norsk Hydro Elsam A/S (Källa: kraftbolagens årsredovisningar, ). 4Frågor om effektreserv, balansansvar m.m. Många elmarknadsaktörer har till utredningen framfört att man ser risker i balansansvarsrollen som kan leda till att företag hoppar av balansansvaret. De omständigheter som framhållits som problematiska avser främst vissa aspekter kring hur den svenska balansavräkningen är organiserad samt kring konsekvenser av åtgärder som vidtagits för att möta den ökade risken för effektbrist. Med hänsyn till att utredningen enligt direktiven skall identifiera om det finns behov av kompletterande åtgärder för att en väl fungerande konkurrens med lika villkor för marknadens aktörer skall kunna upprätthållas menar utredningen att det finns skäl att uppmärksamma den kritik som framförts. Syftet med kapitlet är mot denna bakgrund att söka sammanfatta de kritiska synpunkter som framförts till utredningen, samt kommentarer och synpunkter kring detta som till utredningen framförts av . I kapitlet tar utredningen inte själv ställning för eller emot de synpunkter som redovisas, utan utredningens syn redovisas i kapitlet Sammanfattning och förslag. Kapitlet har disponerats enligt följande. I avsnitt 4.1 beskrivs och frågor kopplade till balansre- gleringen. I avsnitt 4.2 behandlas frågor kopplade till den ökade risken för effektbrist. Avsnitt 4.3 tar upp vissa övriga frågor. Elektrisk kraft är en speciell produkt i så måtto att den inte kan lagras utan måste produceras i samma takt som den används. Ansvaret för att upprätthålla balans mellan produktion och förbrukning i landet ingår i Svenska Kraftnäts systemansvar. I Svenska Kraftnäts centrala 1 Beskrivningen av balanstjänst och balansreglering bygger främst på och en PM (En- eller tvåprisavräkning m.m.) som tagit fram på uppdrag av utredningen. Frågor om effektreserv, balansansvar m.m. kontrollrum finns bemanning dygnet runt för att se till att frekvensen i näten ständigt hålls mellan gränsvärdena 49,9 och . För att lösa denna uppgift samarbetar med ett fyrtiotal balansansvariga. Dessa har i avtal med tagit på sig balansansvar för en eller flera elanvändare. Ansvaret innebär att man tar ekonomiskt ansvar för att det svenska elsystemet, för varje timme, tillförs lika mycket el som förbrukas av de elanvändare man har balansansvar för. Den balansansvarige kan skapa balans mellan sin tillförsel och förbrukning genom planering av eventuell egen produktion eller genom att handla med andra balansansvariga eller på elbörsen. När spotmarknaden har stängt finns möjlighet för aktörer i och att handla fram före drifttimmen på den s.k. Elbasmarknaden, som är nära knuten till elbörsen. Den balansansvarige skall planera för timbalans mellan sin tillförsel och sitt uttag av el. I driftskedet uppstår ändå obalanser, vilka skall rättas till av under själva drifttimmen, genom s.k. balansreglering. Denna kan ske på olika sätt: N Primärreglering, som innebär att den fysiska balansen i elsystemet finjusteras genom att produktionen i ett antal vattenkraftverk automatiskt ökas eller minskas. N Sekundärreglering, som är en uppreglering (ökad produk- tion och/eller minskad förbrukning) eller nedreglering (minskad produktion och/eller ökad förbrukning) av reglerobjekt och sker i form av kraftaffärer med de balansansvariga som tecknat avtal med om att delta i balansregleringen. Balansansvariga som har möjlighet att snabbt (inom maximalt ) ändra sin produktion eller förbrukning under drifttimmen kan lämna bud om upp- eller nedreglering till . Anbud för balansreglering arrangeras i prisordning för varje drifttimme (se figur 4.1 på nästa sida). När det krävs centrala åtgärder för att justera elbalansen aktiverar balanstjänsten det fördelaktigaste anbudet genom avrop. Frågor om effektreserv, balansansvar m.m. Figur 4.1 Priskurva för kraft som används för balansreglering Pris (kr/MWh) (t.ex. spotpris) (- MW) det produceras för mycket i förhållande till konsumtionen om uppreglering avropats dvs. det erfordras mer produktion i förhållande (+ MW) Vid slutet av varje timme bestäms regleringspriset efter den dyraste åtgärden vid uppreglering (balanstjänsten köper el), eller den billigaste åtgärden vid nedreglering (balanstjänsten säljer el), som använts under timmen. Detta regleringspris gäller för alla som har avropats för att reglera balansen upp eller ned. När drifttimmen passerats kan respektive balansansvarigs even- tuella obalans fastslås. Genom den s.k. balansavräkningen fördelar den systemansvariga därefter kostnaderna för regleringen mellan de balansansvariga företagen på elmarknaden på basis av deras obalanser. Den som haft obalans av sådant slag att man bidragit till att regleringsåtgärden behövt vidtas debiteras, medan den som, så att säga, haft obalans åt rätt håll krediteras. Med rätt håll menas att aktörens obalans i avräkningen är åt det håll som hjälper systemet, dvs. positiv obalans (mer tillförsel än uttag) för uppregleringstimmar och negativ obalans (mindre tillförsel än uttag) för nedregle- ringstimmar. Hur balansavräkningen sker varierar något mellan olika nordiska länder. I och beräknas t.ex. eventuella obalanser genom att rakt av jämföra tillförsel och uttag av el för varje balansansvarig och timme. Även tillämpade tidigare en sådan modell. Men i syfte att bl.a. skapa en effektivare total balansreglering övergick till en modell med tre balanskontroller , i vilken produktion, förbrukning och handel skiljs åt i avräkningen. En liknande modell tillämpas även i . Frågor om effektreserv, balansansvar m.m. En annan variation mellan olika nordiska länder finns vad beträffar till vilket pris balansavräkningen sker. I tillämpas s.k. enprisavräkning, vilket innebär att all balanskraft (dvs. aktörens efter drifttimmen konstaterade oplanerade avvikelse från balans) avräknas till regleringspriset. Det betyder att de aktörer som krediteras för obalans åt rätt håll får samma pris som de aktörer som aktivt reglerar åt det systemansvariga organet Statnett. I , och används istället ett tvåprissystem, i vilket de som reglerar aktivt får ett pris (upp- eller nedregleringspriset) medan de som har obalans åt rätt håll inte får någon extra ersättning utöver spotmarknadspriset. Enligt avspeglar detta att systemoperatören är mycket angelägen om att få in bud, även avseende förbrukningsminskningar, till regleringen, istället för att godta passiv hjälp till systemet. Både i en- och tvåprisavräkning gäller att den som haft obalans av sådant slag att man bidragit till att regleringsåtgärden behövt vidtas får betala regleringspriset. För del kan prissättningen i balansavräkningen beskrivas på följande sätt: N Om endast uppreglering har beställts av Svenska Kraftnäts balans- tjänst gäller uppregleringspriset för aktörer med en negativ obalans (dvs. mindre tillförsel än uttag), medan de andra avräknas till spotmarknadspris (område ). N Om endast nedreglering har beställts gäller nedregleringspriset för aktörer med en positiv obalans (dvs. mer tillförsel än uttag), medan övriga avräknas till spotmarknadspris. N Under de få timmar då både upp- och nedreglering har beställts tillämpas antingen upp- eller nedregleringspriset i avräkningen beroende på vilken regleringsriktning som motsvarar störst energivolym. Om volymerna är lika tillämpas spotpriset. N Om ingen reglering har beställts avräknas alla aktörer till spot- marknadspris. Kritik som till utredningen framförts mot den svenska modellen för balansavräkning Ett flertal elmarknadsaktörer har till utredningen framfört kritik mot den svenska modellen för balansavräkning. Denna kritik har i hu- vudsak kretsat kring följande teman: Frågor om effektreserv, balansansvar m.m. N Stora och/eller kraftproducerande aktörer anses ha konkurrensför- delar jämfört med elhandlare utan egen produktion respektive större kunder. Ett exempel på en sådan konkurrensfördel som framhållits är att balansansvariga som har egen kraftproduktion kan delta aktivt i balansregleringen och sälja reglerkraft till . Ett annat exempel är att stora aktörer har många kunder vars respektive obalanser kan slå åt olika håll, vilket har sagts kunna innebära att prognosfel hos olika kunder sammanlagras på sådant sätt att kostnaden per omsatt MWh blir lägre för en stor aktör än för en liten. N Enprisavräkning anses vara enklare än tvåprisavräkning. Till detta har flera skäl framförts till utredningen. Ett är att i enprisavräkning aktiv reglering inte behöver skiljas från passiv balanskraft.