sou · GSB3129d4 · 2005-01-01 00:00:00 — De täta avläsningarna i ledde till att man fick till stånd stora efterfrågeanpassningar på , även inom hus- hållssektorn. Då fakturorna för december kom med ett elpris som var över priset , var det en tydlig signal om att el var en bristvara. Dessutom var debatten om risken för energibrist betydligt större i än i de övriga nordiska länderna. Konsumtion , och 1994-2003 Källa: Nordel. De största efterfrågeanpassningarna skedde i , men även i Sverige sjönk elanvändningen. I var ökningstakten något lägre . förbrukning var lägre än vad den var . I var minsk- ningen i förhållande till 2001. har förbrukningen ökat igen, men den är ännu inte på samma nivå som den var . 12.6Säkerhetskraven på /2003 Det är framför allt med stora prisrörelser som säkerhetskraven tenderar att bli ett problem för marknadens aktö- rer. Generellt sett är det köparna som måste ställa stora säkerheter gentemot när priserna faller kraftigt på terminsmark- naden och säljarna när priserna stiger. En aktör som har sålt på termin innan priserna stiger har en orealiserad förlust, innan posi- tionen täcks genom att köpa tillbaka till ett högre pris. Aktören måste fram till dess visa att den har finansiell täckning enligt säkerhetskrav att hantera den potentiella förlusten. Säker- hetskraven beskrivs vidare i kapitel 5.5.4. Den kraftiga prisuppgången /2003 innebar att köparna var tvingade att ha sju gånger så stora säkerheter gentemot i jämförelse med . På motsvarande sätt var de som sålt terminer tvingade att ställa be- tydligt större säkerheter i och med att terminspriserna steg lika kraftigt som priset på den fysiska marknaden. Det var framför allt som det handlades på mycket höga prisnivåer. Det var stora problem för både köpare och säljare då säkerhets- kraven blev orimligt stora. En svensk aktör, , tvingades bort från , eftersom de inte klarade av säker- hetskraven på den fysiska marknaden och de ställde därmed in sina betalningar. har ändrat reglerna för säkerhetskraven. Utformningen av dessa upplevs ändå fortfarande som problema- tiska för många mindre aktörer. 13Europeisk utblick nordiska elhandeln ur ett europeiskt perspektiv EU har angivit när elmarknaderna i olika länder skall vara avreglerade samt till vilken grad. är det bara i och i som det råder en fullt utvecklad konkurrens på elmarknaden i termer av leverantörsbyten. På kontinenten är den tyska marknaden den viktigaste genom att den har nått längst i avregleringen och är också den största marknaden med likvid pris- sättning. Avregleringen i kom tidigt jämfört med övriga marknader på kontinenten. Det finns dock fortfarande begräns- ningar, till exempel förhindras tillträde för tredje part att leverera el till konsumenter. Delar av avregleringen kan därför ifrågasättas. kan alla kunder i , , , , , och (förutom ett litet system i ) fritt välja elleverantör. skall enligt planerna ha öppnat upp hela marknaden . , , , och har öppnat upp sina marknader mer än vad som står i EU:s direktiv men inte fullt ut. och har valt att följa minimikravet för avregleringen. har accepterat EU kravet att låta alla före- tagskunder välja leverantör med full liberalisering . I tabellen nedan redovisas hur stor volym fysisk kraft som hand- las på spotmarknaden på respektive börs. Spothandel på börser på kontinenten, TWh Elhandeln på kontinenten är snarare ett informationskrig än intelligenskrig. På finns strikta regler om informa- tionsplikt, medan det inte finns motsvarande krav på kontinenten. Marknadsinformation och meddelanden om avställningar, efter- frågan, flaskhalsar samt andra typer av incidenter fördröjs ofta. Efter den tyska avregleringen 1998 och då amerikanska företag öppnade upp marknaden för trading var marknaden och prismeka- nismen mer handelsorienterad. , då fler aktörer lade ned sin tradingverksamhet och marknaden koncentrerades, har mark- naden blivit betydligt mer producentorienterad. Producenterna har större möjligheter att påverka prisbildningen genom produktions- planering. Vidare har antalet aktörer som går in och ur positioner över tiden minskat. De finansiella kontrakt som tecknas är främst ur prissäkringssyfte. Prisbildningen på de tyska, holländska och franska marknaden är extremt beroende av revisionsavställningar på kärnkraft och kablar mellan olika länder. Priser reflekterar i stor utsträckning sanno- likheten för spikar, och prisspikar har stort inflytande på medel- värdet av priser . Andra viktiga parametrar som direkt påverkar spotpriserna, mer än terminsmarknaden, är tempe- raturen och vindkraften. Den kontinentala marknaden tittar på temperatur och vind på samma sätt som vi i följer den hydrologiska balansen. Den franska elbörsen har 34 aktiva medlemmar och har som primärt mål att nå en omsättning som motsvarar av konsumtionen . Konsumtionen uppgick till . De planerar att introducera terminshandel , som inkluderar hedgingprodukter för gas, el, koldioxid och väder- derivat18. Det råder generellt sett ett stort kraftutbyte mellan den franska och tyska marknaden. Franska marginalkostnader är något lägre än den tyska och prisskillnaden mellan de båda marknaderna brukar variera några euro, men går sällan under 0,5 1 Euro, vilket motsvarar kostnaden för att ta energi över gränsen. Den maximala avgiften har sänkts från till . Dominerande aktör på den franska marknaden är det statsägda kraftföretaget (Electricité de ), vars prissättning slår igenom på Powernext. har därför tvingat EDF att av konkurrensskäl minska sin dominerande ställning på markna- den. I stället för att sälja av delar av produktionen, auktionerade EDF ut el till övriga aktörer genom så kallade VPP-auktioner (Virtual Purchase). Auktionerna har hållits i flera omgångar med början . Under de inledande auk- tionerna såldes produktion till priser en bit under marknadspris. Prissättningen av produkterna har därefter blivit bättre. Under hela första handelsåret på Powernext var det tydligt att prisbilden var präglad av priserna som uppstod i auktionerna, med för baseload och för peakload. Powernextpriserna låg över de nivåerna. Den franska elbörsen har länge ansetts ha för dålig likviditet, men det är ett förhållande som håller på att förändras. Den tyska elbörsen har cirka 110 medlemmar från 13 länder och hade 2003 en omsättning på spot- och terminsmarknaden på , jämfört med året innan. Konsumtionen i Tysk- land uppgick till 2002. Prisstrukturen i karaktäriseras av plötsliga hopp inom och mellan olika dagar. Landet kan ha gott om energi, 18 Flera börser har uttalat sig om att utöka produkter till andra områden än direkta el- kontrakt. särskilt och lediga vardagar, men kan lika fort bli ett stressat system vid oväntade händelser. Prisförloppet har, förutom , varit som mest förutsägbart , då små för- ändringar sker i konsumtionen och vintern, då beredskapen är som störst. är perioder med stor osäkerhet. Under de perioderna vet man inte exakt vilka kraftverk som är aktiva, vilket delvis beror på dålig informationsöverföring till marknaden. Kännetecknande för den tyska elmarknaden är det stora och ökande inslaget av vindkraft och kraftigt subventionerad kolkraft. Det stora inslaget av icke-reglerbar vindkraft skapar problem, då den tyska elmarknaden i grunden är ett termiskt system med små möjligheter att möta effektvariationer i vindkraften. Det leder till högre driftkostnader och större förluster i övriga produktions- anläggningar. Den tyska kolindustrin är starkt subventionerad. Bara att byta ut kolförsörjningen mot utländskt kol skulle innebära miljarder i besparingar, men är inte att tänka på ur ett politiskt perspektiv. Subventionerna för kol uppgick till runt . Stödet som har störst inverkan på priset är sub- ventionerna till inhemsk produktion. Däremot är det tänkt att subventionerna på kol successivt skall avta, vilket ökar beroende av världsmarknadspriset över tiden. Regeringen planerar att minska subventionerna till . Enligt en politisk överenskommelse skall den tyska kärnkraften, som svarar för av landets elproduktion, vara avvecklad till 2030. tog det första steget mot att fasa ut kärnkraften då anläggningen stade på 625 MW stängdes helt. Vad som skall ersätta kärnkraften är inte klart, men trenden pekar mot gaskraft och förnybar energi. En större utbyggnad av vindkraftverk har redan skett och målet är att gå från nuvarande 14 GW till 20 GW . Förutom subventioner till kol har stöd även utgått till vind- och kraftvärmeproduktion, där storleken varit beroende av antalet drifttimmar . Dessutom har kraftvärme med en effektivitet på , eller mer, varit befriad från att betala el- och gasskatter. Producenterna har således incitament att producera även om kost- naden överstiger marknadspriset. Det gör att det finns en hel del så kallad must run-kraftvärme som producerar nästan . Kolkraftverk kan ibland också köras trots att marknadspriset ligger under dess rörliga kostnader. Det är dyrbart att reglera ned effekten för ett kolkraftverk. Vissa prisspikar beror på händelser där reservkraft måste reagera mycket snabbt. ringar finns beredskapskraft i form av kraftvärme, oljekraftverk eller gasturbiner som slår in till ett högre pris till dess att verk med lägre produktionskostnad hunnit starta upp och börja producera. I de lägena är produktionsanläggningar med större flexibilitet till en högre kostnad och kort utnyttjandegrad prissättande. Den tyska marknaden kan på kort sikt inte ta kraft från angränsande regioner med vattenkraft. De ligger alla fel i tiden, eftersom de ligger bortom det nomineringsförfarande för kapacitet på kablar som görs dagen innan. Givet en konsumtion som varierar mellan 35 och 80 GW över dygnet ser den tyska prisbildningen ut enligt nedanstående sche- matiska bild. Eftersom det tyska systemet i grund och botten är ett termiskt system har de flesta produktionsanläggningar många fullasttimmar . Utbudskurva i vid relativt höga kol och olje- priser Källa: IEA. Konsumtionen i varierar normalt över året enligt föl- jande: Konsumtionsvariationer i över dygnet en typisk vinterdag och en typisk sommardag Konsumtion över dygnet i En typisk vardag i januari-02 En typisk vardag i juli-02 Källa: UCTE. I diagrammet nedan visas hur spotprisutvecklingen har sett ut på den tyska börsen sedan starten i slutet på 2000. Spotpris för baseload (0 24) i till Källa: EEX. var det kallt och begränsningar uppstod på överföringen av kraft från till , vilket förorsaka- de kraftiga prisstegringar i . Under den extremt kalla perioden fanns under vissa nattimmar ett leverans- program av 5 000 MW mellan och , vilket var på gränsen av vad EnBW:s transmissionsnät klarade av. Utbytena mellan och , i kombination med revision på Philippsburg 2 på 1 400 MW det året, förorsakade flaskhalsar inom . Höga priser, orsakade av kyla, uppstod även . samt under slutet på augusti och början på september inträffade också prisspikar som har sin huvudsakliga förklaring i risk för effektbrist när flera kärnkraftverk stod på grund av revision i och . Det inverkade också på prissättningen i danska prisområden . orsakade en omfattande värmebölja en obalans mellan utbud och efterfrågan på el. Oväntad hög för- brukning och oväntat låg tillgänglighet på produktion i orsakade omfattande prishöjningar. Effekten blev en brist på kyl- vatten till termiska anläggningar och en torrperiod som orsakade en betydande reduktion av vattenkraftsproduktion. Det var nära att bristen på kylvatten föranledde order om att stänga av alla termiska anläggningar i EnBW:s transmissionsnät, vilket hade kunnat leda till flaskhalsar och en kollaps av nätverket med konsekvenser för angränsande system i grannländerna. Förutom i kunde liknande företeelser observeras i hela , men framför allt i och . gjorde ett stort ström- avbrott i att alla internationella kabelförbindelser mellan och dess grannländer bröts. Den ursprungliga orsaken åter- finns i problem som uppstod i , som normalt sett exporte- rar stora mängder kraft till . De omedelbara konsekvenserna i blev att 3 500 MW produktion togs ur drift för att reducera effektöverskottet i de europeiska nätverken. importerar ungefär en femtedel av sin eltillförsel, en andel som beräknas att öka. Importen sker främst över kablarna från och /. I övrigt dominerar främst gas-, men även koleldad, värmekraft. Det finns även ett litet kärnkraft- verk. Andelen förnybar energi är liten. Den holländska regeringens mål att dess produktion skall öka och motsvara av energibehovet . I hade elbörsen en ökande likviditet med volymer på spotmarknaden på , vilket motsvarar av konsumtionen. försämrades dock volymen. OTC-handeln i motsvarade av konsumtionen. Prisspikar är vanligt förekommande på den holländska börsen. Det beror på en rad faktorer men i huvudsak på känsligheten i utbytet med angränsande länder och en bristande transparens. Marknaden är mycket liten och det krävs inte många oväntade simultana händelser inom, eller utanför, landets gränser för att få en stor inverkan på priset. Av den anledningen kommer prisspikar att vara ständigt återkommande på den holländska marknaden. har prisspikar förekommit i samband med problem på kabeln mellan och . Under några episoder har det även funnits begränsningar i utnyttjandet av fak- tiskt tillgänglig produktion då vissa av anläggningarna hade över- skridit kontrakterad bränsleförsörjning. har mekanismer- na för att förmedla information om faktiskt tillgänglig produktion samt konsumtion fungerat bristfälligt. Det finns en rad ytterligare faktorer som påverkar prisspikarna och det har gjorts en rad utredningar i ämnet. Förutom att för- bättra likviditet och transparens, är det angeläget att förbättra utnyttjandet av, och flexibiliteten i, överföringssystemen. Import- kapaciteten skulle kunna utökas från 3 200 MW till 5 000 MW, men det kan inte ske förrän nödvändiga investeringar har gjorts för att förstärka högspänningsnäten i och . Det finns oberäkneliga faktorer som begränsar importpotentialen, såsom fluktuationer vindkraft, vilken matas in i näten i norra , stora variationer i likströmskablarna mellan och Stor- , och dess effekter för kopplingen mellan och , samt stora variationer i nyttjandet av produktionsenheter i angränsande områden. 13.4Något om övriga börser Nätansvariga i planerar att sätta upp en kraftbörs lik- nande dem i och . Huvuddelen av ägandet skall ligga under , med APX och Powernext som minoritetsägare. Kraftbolaget har en dominerande ställning i landet och en börs skulle öka konkurrensen och öka möjligheten till billigare leverantörer av balanskraft och reservkraft. Belgiska regeringen har annonserat att de ämnar göra av produktionskapaciteten i landet tillgänglig för tredje part. Electrabel kontrollerar 80 pro- cent av den inhemska produktionen men har fått använda samma procedur för att sälja av kraft som EDF gjorde i med V.P.P.-auktioner (se diskussion om franska mark- naden). Österrikiska EXAA har som målsättning att bli en central- europeisk marknadsplats som involverar , och genom att få in fler medlemmar från de länderna som handlar el och gas. är en intressant marknad i det av- seendet att många handlare vill använda och för att ta kraft in till . Många handlarföretag positionerar sig för att köpa kraft i och om det inte är möjligt att ta kraften därifrån, är det möjligt att förhandla med , eller . Det brukar finnas stora arbitragemöjligheter, men kapaciteten mellan och är bara runt 1 200 MW, medan kapaciteten mellan och ligger på runt 5 000 MW. har enligt osäkra uppskattningar en kapacitet till på 50 MW. Rättigheterna till kapaciteten från till är mer eller mindre i händerna på österrikiska företagen . Priserna i är generellt sett högre än i . Tyska och österrikiska priser är starkt korre- lerade och ligger på ungefär samma nivå. Däremot finns likheten att både och har relativt mycket vatten. Börserna blir generellt mer och mer involverade i utvecklingen av gränsöverskridande kabelkapacitetsauktioner. Dessutom ämnar EXAA erbjuda prissäkringsprodukter för prisskillnader mellan EXAA, APX, EEX och Powernext. Utvecklingen går trögt på grund av att Powernext vägrar lämna ifrån sig nödvändig infor- mation. 13.5Samspel mellan kontinenten och Den tyska marknadens prispåverkande effekt på Nord Poolmark- naden är starkt begränsad av kapaciteten på kablarna. Det är svårt att se något klart mönster på dygnsmedelnivå. Grovt sett har i normala fall en prisstruktur med lägre priser under som- maren än . Det tydliga mönstret finns inte i . Priserna påverkas mer av avställningar och flaskhalsar. Problem som uppstår på den tyska elmarknaden beskrivs i avsnittet 13.2 om ovan. Det danska produktionssystemet skiljer sig markant gentemot de övriga ländernas i . I finns två helt fristående nätområden, det västra med stor överföringskapacitet mot , och och det överföringskapacitet mot och . I det västra området finns det mycket vindkraft och en stor andel decentraliserad värmekraft och i det östra området är det fler stora produktionsanläggningar. har ett stödsystem till producenterna av deras så kallade prio- riterade kraft, vilken till största delen består av decentraliserad värme- och vindkraft. De säljer sin produktion till ett förutbestämt pris och är i stort sett helt oberoende av spotpriset. Stödsystem har varit mycket framgångsrikt när det gäller att få in ny produk- tionskapacitet, men har mängden prioriterad kraft blivit så stor att problem uppstår i prissättningsmekanismen på marknaden. tillfällen då det blåser och det finns ett värmeunderlag har det uppstått kraftöverskott på den danska marknaden som har lett till kvotering på producentsidan. Det tillfälle då mest kraft låstes in i västra var 2002. var det som kvoterades och spotpriset blev satt till noll , medan systempriset som lägst var per MWh och dygnsmedelpriset var per MWh. (Situationen beskrivs i avsnitt 7.6 Inlåsning av kraft.) Dessa problem har alltmer uppmärksammats i och man har påbörjat en översyn av stödsystemet samt målen i vind- kraftsutbyggnaden. Över dygnet varierar priserna mer i , och än på . Normalt sett har lägre dag- priser än , varför vattenkraft ofta exporteras från under de så kallade höglasttimmarna, medan prisnivån i sjunker under skandinavisk nivå . Utbytet med kontinen- ten har en påverkan på Nord Poolpriserna, men det är svårt att bestämma till vilken grad. Det beror på hur mycket extra kapacitet som finns tillgänglig för stunden i , men även om det kommer att råda brist på energi för . Så var fallet 2002 då mycket kraft exporterades till kontinenten . De danska prisområdena ligger oftast närmare den tyska prisnivån än vad priserna i övriga Nord Pool-områden gör. När den tyska pris- nivån är mycket hög, tenderar de mest efterfrågade timmarna i att prissättas i paritet med de tyska. Något som i viss mån får konsekvenser för det nordiska systempriset. Viljan att exportera till kontinenten ökar när prisskillnaden mellan områdena ökar. Det är lättare att exportera under våtår och medan exporten är mer restriktiv under torrår. Exporten påverkas även av kolpriset. Historiskt sett begränsas exporten från framför allt men till viss mån även från av mängden vindproduktion i , och om prisskillnaden uppstår med ökad tillrinning. Dessutom måste hänsyn tas till konsumtionsläget i och som också kan begränsa exporten. En stor del av kapaciteten på kablarna mellan och är upptagna med att skicka lukrativ grön el till , men stödsystemet i är under förändring och den gröna exporten minskar därmed. Det flödet är således mindre beroende av prisnivån i . Det nordiska systemet är en billig och snabb insatsmekanism för den mer termiskt orienterade marknaden på kontinenten. råder brist på el i , hämtar de gärna kraft från , i den mån kablarna räcker till. En metod för att avgöra om prisspikar kommer att uppstå på tyska elbörsen kan vara att analysera tilldelade flöden i sydlig riktning på DK1, kabeln mellan västra och E.ON:s balansområde i norra . Generellt sett är det en låg korrelation mellan tyska priser och priserna på . Korrelationsfaktorn varierar även beroende på om det är våtår eller torrår. importerar även kraft från och . Pris- utvecklingen i dessa länder har ingen korrelation med prisutveck- lingen i . Dagens elmarknad debatteras ur flera perspektiv. Några frågor som diskuteras nedan är rättvisan i att det är marginalkostnaden som sätter priset på elmarknaden, om ägare skulle ha be- tydelse för elmarknadens funktion samt möjligheterna att avskaffa elhandelsledet genom att konsumenterna skulle köpa el direkt från näthandelsbolagen. Nedan behandlas också förutsättningar för en utökad genomlysning av elmarknaden. 14.1Marginal- eller medelprissättning? handlas av all el via spotmark- nad. Priset sätts genom budgivning och jämviktspriset som bildas motsvarar marginalkostnaden för den dyraste produktionsanlägg- ning som måste tas i drift för att hela efterfrågan skall kunna täckas. Jämviktspriset eller spotpriset gäller för samtliga producen- ter och konsumenter på marknaden. Enligt nationalekonomisk teori är det den prissättningsmetod som ger störst effektivitet på en marknad. Trots det förs det en debatt kring behovet av att förändra marknadens prissättningsmetod. De som kritiserar marginalprissättning anklagar metoden för att leda till övervinster för de producenter som har en stor andel elproduktion från kraftslag med låg rörlig marginalkostnad. Oav- sett produktionskostnaden, får alla producenter samma pris på börsen, vilket ligger på nivåer som är högre än produk- tionskostnaden för kärn- och vattenkraft. Ju högre konsumtionen i systemet är, desto större blir producenternas vinster eftersom allt dyrare produktionsslag sätter spotpriset. Vissa kritiker hävdar att en återgång till en medelprissättning, som rådde innan avregle- ringen, skulle vara mer rättvist för konsumenterna. Vid en medelprissättning skulle producenternas genomsnittliga produktionskostnad, plus ett påslag för att täcka nödvändiga inves- teringar, bestämma priset till kunderna. Ett sådant system skulle ge relativt stabila priser under och mellan åren. Producenterna skulle kunna hantera mindre variationer i utbud och efterfrågan inom ramen för den vinstmarginal de har. Problemen uppstår istället vid de tillfällen när energi- och effektbrist gör sig gällande. Eftersom konsumenterna varken ser eller påverkas av producenternas margi- nalkostnader vid effekttoppar, finns heller inget incitament för konsumenterna att minska sin förbrukning. Producenterna måste därmed hålla en överkapacitet för att klara lasten i systemet en kall vinterdag, en överkapacitet som det i slutändan blir konsumenterna som får betala. Eftersom producenterna kan föra över sina kost- nader på konsumenterna med en sådan prissättning, har de inga incitament att hålla en lagom mängd topplastkapacitet tillgänglig. Den överkapacitet, som en sådan prissättningsmetod ger, fanns tidigare i form av den kapacitet som kunde läggas ned efter av- regleringen av elmarknaden . lades en ansenlig mängd topplastanläggningar ned, vilket då ledde till totalt sett sänkta produktionskostnader. när situationen har blivit mer ansträngd har anläggningar åter tagits i drift, vilket är ekonomiskt motiverat. Med en marginalprissättning är det marknaden som reglerar den långsiktiga produktionskapaciteten i systemet. Endast sådan kapa- citet som är ekonomiskt lönsam kommer att behållas, och prisnivån i systemet bestämmer när ny produktionskapacitet läggs till. Efter- som ny kapacitet generellt sett har en högre produktionskostnad än befintliga anläggningar, kommer det att krävas högre prisnivåer innan större nybyggnation kommer till stånd. Prisnivåerna med denna prissättningsmetod kommer dock inte att bli orimligt höga på lång sikt, eftersom ny kapacitet byggs när prisnivåerna överstiger den genomsnittliga produktionskostnaden för ny kapacitet. Även om systemet med marginalprissättning kan ge höga pris- nivåer under enskilda tidsperioder, så är det den metod som ger störst effektivitet och därmed lägst kostnader på lång sikt.