sou · GSB3129d4 · 2005-01-01 00:00:00 — Vidare diskuteras prissäkringsprodukter för handel med gröna certifikat och handel med utsläppsrätter. När de införs är oklart. De balansansvariga företagen ansvarar för sin egen balans fram till leveranstimmen. Fram till dess kan de handla sig i balans genom handel på elspotmarknaden och därefter genom handel på Elbas (gäller endast svenska och finska aktörer). När leverans- timmen startar tar balanstjänstens balansreglering över balans- hanteringen. I sköts balansregleringen av , i av Statnett, i av Fingrid, i Östdanmark av och på och Fyn av Eltra. Genom balansmarknaden hålls kontinuerligt balansen mellan produktion och förbrukning. Denna balansreglering utförs löpande dygnet runt av systemoperatörens driftsorganisation. Balanstjänsten tar löpande emot anbud, uttryckt i effektvolym (MW) och pris (kr/MWh), från balansansvariga som är villiga att öka eller minska sin produktion eller för- brukning. Anbuden för balansregleringen arrangeras i prisordning för varje timme (se Figur 7). När det krävs centrala åtgärder för att justera elbalansen aktiverar balanstjänsten det fördelaktigaste an- budet genom avrop. Priskurva för kraft som används för balansreglering Pris (kr / MWh) (t ex spotpris) (- MW) (+ MW) samma för alla som avropats samma för alla som avropats Balanstjänsten gör också en automatisk frekvensstyrd reglering av generatorerna i vissa kraftstationer. Den automatiska regleringen upphandlas från producenter som har lämpliga resurser. Efter varje timme bestäms regleringspriset efter den dyraste åtgärden vid uppreglering (när balanstjänsten köper el) eller den billigaste åtgärden vid nedreglering (när balanstjänsten säljer el) som har använts under timmen. Det priset gäller för alla anbud som har avropats för att reglera balansen upp eller ned. Balansregleringen har kontinuerligt harmoniserats mellan de nordiska länderna. fungerar den som en gemen- sam nordisk balansreglering. Priset för upp- och nedreglering blir detsamma i de olika länderna, såvida inte flaskhalsar omöjliggör överföring av reglerkraft över gränserna. Balansavräkningen, då man fördelar kostnaderna för balans- regleringen mellan de balansvariga på basis av deras eventuella obalanser, görs dock på olika sätt i de nordiska länderna. I tillämpas enprisavräknng. Vid enprisavräkning avräknas all balanskraft till regleringspriset. Det betyder att aktörer som reglerar aktivt, när balanstjänsten avropar balansreglering, och de som reglerar passivt genom att ha obalans åt rätt håll för syste- met får samma pris. En orsak till att tillämpar metoden är att de har en homogen produktionsapparat och att det finns gott om reglerkraft. Tvåprisavräkning tillämpas i , och . I denna modell får balansansvariga som reglerar aktivt ett pris (upp- eller nedregleringspriset), medan de som reglerar passivt genom att ha obalans åt rätt håll inte får någon extra ersättning utöver spotmarknadspriset. tillhandahåller en finansiell marknad där aktörerna kan handla i standardiserade finansiella kontrakt upp till . Värdet på derivaten4 bestäms av förväntad prisutveckling på spotmarknaden. När derivaten går in i leverans sker en daglig avräkning mellan ingånget terminspris och gällande spotpris. Aktörerna handlar på den finansiella marknaden av två skäl, risk- hantering och spekulation. Genom terminshandeln kan priset på framtida fysiska kraft- kontrakten säkras och därmed minskar aktörerna sin riskexpone- ring, så kallad hedging. Derivaten blir då en del i kraftportföljen. En större del av den finansiella handeln sker dock utan att det finns ett fysiskt behov av kraft i botten. Genom att ingå kontrakt i den finansiella marknaden har handlaren möjlighet att tjäna pengar vid relativa prisförändringar men tar en risk. Kontrakten handlas i norska kronor men kommer att handlas i Euro. (Finansiell handel beskrivs även i kapitel 9.) Det finns två typer av produkter på den finansiella marknaden, terminer och optioner. Standardiserade finansiella kontrakt handlas även via mäklare och kan clearas genom . En termin är ett avtal där parterna förbinder sig att köpa respektive sälja en viss mängd av en tillgång till ett bestämt pris vid en avtalad framtida tidpunkt. En eltermin är en överenskommelse mellan köpare och säljare om att ekonomiskt leverera värdet motsvarande en bestämd mängd kraft till ett visst pris, . Det finns två typer av terminskontrakt på , Futures och Forwards. En särskild forwardprodukt är Contracts 4 Värdepapper optioner, futures eller forwards. for Differences (CfD´s), genom vilken det går att göra prissäk- ringar mot prisområdesdifferenser. Futures handlas som dag- eller veckokontrakt. Forwardkontrak- ten handlas som säsongskontrakt upp till . Säsongs- indelningen är under omarbetning enligt nedan. Säsongskontrakten delas in i: 1 (april), Summer (september), 2 (december) Year (december) kommer följande indelning att successivt intro- duceras: Month (kalendermånad), Quarter (tre kalendermånader) eller Year (december). Futures och forwards skiljer sig även åt genom att future- kontrakten avräknas redan under handelsperioden5, medan for- wardskontrakten enbart avräknas . Hur de olika kontrakten handlas varierar, och beror på förutsättningarna på marknaden. Genom futures och forwards görs prissäkringar mot system- priset. Eftersom det uppstår enskilda prisområden ger det inte en perfekt prissäkring. Som komplement finns därför möjlig- heten att handla i Contracts for Difference (CfD), vilken innebär att även avvikelser till följd av separata prisområden kan prissäkras. Produkten finns tillgänglig för prisområde , , , Västdanmark och Östdanmark. Värdet på de olika terminskontrakten speglar marknadens för- väntningar om den framtida prisutvecklingen på spotmarknaden. Nedan visas hur handelsvolymerna i de finansiella kontrakten har utvecklats från 1996-2003. Efter den extrema 2003 sjönk handeln i TWh räknat, men nedgången var inte lika omfattande i finansiella termer. Det beror på att prisuppgången på den fysiska marknaden gör att handeln i den finansiella 5 Den period under vilken handel sker i de finansiella kontrakten, dvs. innan leverans- perioden. marknaden inte behöver vara lika stor för att värdemässigt omsätta lika mycket. Utvecklingen på finansiella marknad, inklu- sive OTC, TWh respektive Mrd NOK Den minskande omsättningen har tagits som tecken på att den nordiska elmarknaden har stagnerat i sin utveckling. Det ger dock inte en helt sanningsenligt bild. Visserligen är det sant att ett antal amerikanska och europeiska aktörer drog sig ur marknaden . Flera av dessa aktörer bedrev en omfattande finansiell handel i syfte att skapa avkastning, varför deras utträde har medfört minskad omsättning och likviditet. De etablerade nordiska aktörerna har dock fortsatt att bedriva handel i prissäkringssyfte och i syfte att skapa avkastning. Just den senare typen av handel, så kallad riskhandel eller trading, är ett element som är mycket viktigt för att skapa likviditet och en väl fungerande marknad. Även om omsättningen av finansiella kon- trakt i tradingsyfte minskade 2004, har inte risk- benägenheten minskat nämnvärt. I princip samtliga tradingorganisationer har sitt riskmandat (det vill säga maximal godtagbar förlust) uttryckt i kronor, och denna beräknas efter marknadens risknivå, det vill säga volatiliteten. Eftersom volatiliteten var så pass hög 2003, innebar det att de spekulativa positionerna räknat i energivolym fick minskas för att rymmas inom riskmandatet. Det är en bidragande orsak till att omsättningen minskade . I grafen nedan visas hur handelsmandatet (det vill säga maximal energi- position) minskar då marknadens volatilitet stiger. En fördubbling av volatiliteten innebär en halvering av maximal godkänd spekulativ position. Likviditeten på finansiella marknader disku- teras i kapitel 10. Exempel på handelsmandatets storlek vid olika marknads- volatiliteter Handelsmandatets storlek vid olika marknadsvolatiliteter En option är en rättighet, men inte en skyldighet, att köpa eller sälja en vara till ett fastslaget pris. En option kan ses som en försäkringspremie, där köparen betalar en premie för att reducera sin risk, medan säljaren av optionen mottar en premie för att ta en extra risk. Det finns två typer av optioner på , Call Option och Put Option, som innebär rätten att köpa respektive sälja kraft. Den underliggande varan är standardiserade Genom optioner kan aktörerna säkra sig mot både pris- och volymsrisker. Det är relativt få, specialiserade aktörer, som handlar i optioner. Eftersom marknaden inte är allmänt förekommande, sker ingen vidare utveckling av optionshandeln i denna rapport. Clearing innebär att en institution, i det här fallet , garanterar att de kontrakt som handlas också uppfylls. Tjänsten innebär att dokumenterar handel, tar in säkerheter och sköter avräkning mellan de börsmedlemmar som har avtal med Clearing . Genom clearingtjänsten minskar mot- partsrisken (kreditrisken) för marknadsaktörerna, det vill säga risken att den andre parten går i konkurs eller av andra skäl inte kan uppfylla sina åtaganden. Vidare förenklas rutinerna vid handel, eftersom Clearing sköter administrationen. tillhandahåller clearingtjänster för finansiella el- kontrakt som handlas på eller OTC-kontrakt som är utformade enligt standardiserade finansiella kontrakt. Det finns tre kategorier kunder på Clearing; clearing- medlem, clearingrepresentant och clearingklient. Medlemmar clearar sina egna affärer med . Representanter företräder clearingklienter och sköter den operativa handeln för sina kunders räkning. Genom representanter underlättas små aktörers möjlig- heter att vara clearingkunder på . 5.5Regler och avgifter för handel på För att vara medlem i måste man ingå aktörs- eller clearingkundavtal samt avtal om lämnande av information från moderbolaget och om pantsättning och garantier. Genom avtalet förbinder sig medlemmarna att följa de regler som finns kring bud- givning, säkerheter, lämnande av information samt etiska regler. Man måste även ha balansansvar i eget namn, eller via annan, med den systemansvarige i det land handel skall ske. För att handla på finansiella marknader måste deltagaren ha ett börsmedlemskap på Financial Market samt också ingå ett avtal om clearingmedlemskap. All information som är relevant för prissättningen på spotmark- naden måste rapporteras till . Bland annat gäller följande regler för informationsplikten6. Planerade produktionsförändringar som kommer att ske och som omfattar minst 200 MW måste rapporteras. Förändringar i produktion, användning eller överföring av kraft som omfattar minst 400 MW måste rapporteras och . Drift- störningar som motsvarar minst 200 MW måste rapporteras och under inga omständigheter senare än efter att de har inträffat, med undantag för perioden . Orsaken till driftstörningen samt hur länge den varade måste rapporteras till inom högst . Inom medlemsföretagen gäller att avdelningar för elhandel respek- tive produktion, eller annan verksamhet med information som kan vara prispåverkande, måste sitta åtskilda samt ha rutiner och en organisation som förhindrar otillbörligt informationsutbyte. All prispåverkande information måste rapporteras till innan den kan förmedlas till resten av organisationen. Deltagare får inte lämna missledande information, ingå fiktiva avtal eller på annat sätt försöka påverka prisbildningen på börsen. Del- tagarna får inte heller lämna bud vilka uppenbart kraftigt avviker från rådande marknadsvärde på gällande produkter. Aktörerna förväntas också uppträda enligt god affärssed. tar inga finansiella risker. Det innebär att alla som hand- lar på , fysiskt eller finansiellt, måste ställa ut säkerheter som motsvarar sin omsättning i olika produkter. 6 Market Conduct Rules ver 01-13 nov 03. ut som kontanter i pantsatt konto hos eller bank- garanti7. Den kraftiga prisuppgång som skedde medförde att då gällande regler för ställande av säkerheter på den fysiska mark- naden skapade problem för flera aktörer. har reglerna ändrats så att säkerheterna inte blir fullt så stora med stor volatilitet och vid kraftiga prisuppgångar. I gengäld har avräkningsperioden kortats ned. gällde att riskperioden, under vilken är motpart, sträckte sig över . handelsveckan skedde fakturering och i tredje veckan betalning, i ett rullande schema. fordrade därför säkerheter motsvarande de tre senaste veckornas nettoköp av el. Efter de höga prisnivåer som rådde under vintern 2002/2003 ändrades säkerhetskraven till mot- svarande de två senaste veckornas nettohandel om betalning sker . kan deltagarna genom dagliga uppgörelser sänka säkerhetskraven till motsvarande sju dagars handel. Som grund- säkerhet måste alla deltagare minst ställa ut 100 innan handel kan börja, vilken sedan räknas in i det totala säkerhets- beloppet. Säkerhetskraven på den finansiella marknaden utgår från en beräkning över hur mycket som motpart kan tänkas förlora om en deltagare inte kan möta säkerhetskravet för sina positioner och marknaden går i en icke fördelaktig riktning. I rutan nedan illustreras hur säkerhetskraven i den fysiska och finansiella marknaden beräknas. 7 I finns speciella regler. -Grundsäkerhetskravet ställs innan handel får börja. -speglar kreditrisk i samband med fakturering, -daglig fakturering, -säkerhetskraven motsvarar då normalt senaste 7 dagars nettoköp, inkl moms. Säkerhetskrav (Collateral Call): -Grundsäkerhetskrav (Initital ) ställs innan handel får börja. -Dagligt säkerhetskrav (Call): aktuellt värde av kontrakten (vinst eller förlust) förväntade prisrörelser i marknadspris från dag till dag (baseras på historisk prisrörelse (volatilitet eller standarsavvikelse). För att handla el fysiskt på spotmarknaden måste deltagarna betala en fast årlig avgift på 100 samt en rörlig avgift på 0,25 NOK per MWh. Mindre aktörer kan även välja att betala en rörlig avgift på 1,0 NOK per MWh men i gengäld inte betala någon årlig avgift, under förutsättning att den totalt inbetalade volyms- avgiften minst uppgår till 25 000 NOK8. Gränsen mellan de båda betalningssätten går vid en årlig elhandel på drygt 130 GWh. Kraftaktörer som lägger lika stora köp- som säljbud på spot- marknaden betalar från en lägre volymsavgift på 0,04 NOK per MWh, för respektive köpt och såld volym. Ett tak är satt på 500 , vilket begränsar kostnaden för del- tagarna. Syftet är att stimulera till ökad omsättning och få en större tillit till spotpriset som referenspris. För de nettovolymer som handlas därutöver betalas ordinarie avgift på 0,25 NOK per MWh. Införandet har bidragit till att ett av de större kraftbolagen från och med årsskiftet omsätter all sin el via och att fler kraftbolag överväger att göra det. Därmed kan volymen omsatt 8 Clearing and Trading Fees as of 1 January 2004, kraft på spotmarknaden komma att öka avsevärt . Clearingkunder betalar en årlig avgift på 25 och en rörlig avgift på 0,25 NOK per MWh. Deltagare på Elbasmarknaden betalar en årlig avgift på och en rörlig avgift på per MWh. För handel i de finansiella kontrakten i terminshandeln betalas 0,25 NOK per MWh eller per MWh. Inträdesavgiften är 50 och den årliga avgiften uppgår till 100 . Detaljerade uppgifter om avgifter hittas på , Information center, clearing and trading fees. 6 Prisbildning på råkraftsmarknaden Kraftpriset i sätts på spotmarknad. lägger producenter och konsumenter sälj- och köpbud för det kommande dygnet, varefter priset sätts i balans mellan utbud och efterfrågan. (Se kapitel 5 om elbörsen .) Variationer i efterfrågan på el styrs i stor utsträckning av utom- hustemperaturen, eftersom en betydande del av elanvändningen går till uppvärmning. Industrin står för en stor del av den totala elanvändningen i , men industrins elanvändning uppvisar mycket små variationer över året. De svenska elanvändarna är i regel relativt okänsliga för prisförändringar. Beroendet av el och frånvaron av direkta substitut är en förklaring. Vidare saknar det stora flertalet elkunder individuell timmätning. Därmed ges inga prissignaler till kunderna när dyrare produktionsanläggningar måste tas i anspråk för att möta efterfrågan. Kraftbolagen kan i mycket större utsträckning anpassa sin produktion efter rådande prisnivå än de efterfrågeanpassningar som sker på kort sikt. Den låga priselasticiteten på efterfrågesidan medför därför att marginalkostnaden för tillkommande produktion i stor utsträckning styr prisbildningen. Utbudskurvan kan illustreras med en kostnadstrappa. Vind- och vattenkraft har de lägre kortsiktiga produktionskostnaderna, där- efter kommer kraftvärme i industrin, kärnkraft och övriga kraft- värme. Till de dyrare produktionsslagen hör kol- och oljekondens samt gasturbiner som har de högsta rörliga kostnaderna. Eftersom både efterfrågan och utbud varierar kommer priset att sättas på olika delar av marginalkostnadskurvan under olika säsonger. , när efterfrågan är liten, har vattenkraften och kärnkraften störst påverkan på priset under ett normalår. är priset på importerad kondens- kraft och inhemsk fossilkraft prisstyrande på grund av att efter- frågan är hög. vid våtår har priset varit så lågt som per kWh, medan priset och/eller perioder med begränsad vattentillgång kan bli per kWh. Den nordiska produktionsmixen gör att osäkerheten om de framtida kraftpriserna, det vill säga prisrisken är en mycket viktig faktor att bevaka för aktörer i . Kraftsystemet i , utbudskurva ett normalår, Källa: , Elmarknad 2002, ÅF. Marginalkostnaden ökar relativt långsamt , då kärn- och vattenkraft står för huvuddelen av elproduktionen. är stigningen mycket brantare, vilket gör att varje tillkommande kWh blir betydligt dyrare än den föregående. Det gör att en marginell ökning i efterfrågan under hög last- perioder får en större inverkan på spotpriset än motsvarande ökning . De faktorer som har störst påverkan på elpriset är vatten- tillrinning och temperatur. Andra faktorer av betydelse är import och export av el, bränslepriser, valutakurser samt energi- och effektbalans i och . Vattenkraften har lägst rörliga kostnader i det nordiska produk- tionssystemet, och utgör i normala fall omkring hälften av den svenska elproduktionen och av den nordiska elproduktionen. Hur mycket vattenkraft som finns att tillgå avgör hur stort behovet är att utnyttja övriga produktionsanläggningar. Hur elpris- nivån styrs av tillgången till vattenkraft illustreras i Figur 11. Vid god tillgång på vattenkraft förskjuts utbudskurvan åt höger, vilket innebär att marginalkostnaden för elproduktion sjunker, och under torrår stiger priserna, kurvan förskjuts åt vänster. Eftersom tillgången på vattenkraft kan variera kraftigt mellan olika år, är den hydrologiska balansen den mest avgörande faktorn för elpriset på kort sikt. Kraftsystemet i , utbudskurva under normalår, torrår respektive våtår, öre/kWh. Källa: , Elmarknad 2002, ÅF. Prisutvecklingen på spotmarknaden sedan avregleringen 1996 visar vattenkraftens betydelse för prisbildningen. , som var ett torrår, steg priserna kraftigt. Därefter följde flera våtår, vilket tillsammans med den ökade konkurrensen resulterade i kraftigt sjunkande elpriser. var priserna nere i per MWh vissa veckor, vilket är långt under produk- tionskostnaderna för alla kraftslag utom för vattenkraften. /2003, som var både torr och kall, låg priserna på spotmarknaden mellan mellan 500 och per MWh . Diagrammet i Figur 12 visar att den hydrologiska balansen förklarar en stor del av prissvängningarna på spot- marknaden. Utveckling av systempriset och den hydrologiska balansen, NOK och GWh/vecka Snö& vattenmagasin NO - SV Spotpris NOK- Systempris Tillgången på vatten styr vattenkraftsproducenternas sätt att vär- dera vattenproduktionen. Vattenkraft är en reglerbar insatsvara och används för att maximera vinsten i produktionen. Det innebär att vattnet kan sättas in överallt längs hela utbudskurvan beroende på tillgång. Det här märks på dagsbasis i Nord Pool-systemet då mer vattenbaserade länder gärna exporterar då priset är högt men importerar från termiskt baserade system med högre produktionskostnad då priset är lågt. Effekten av det blir att båda systemen maximerar vinsten. Prissättningen av vattnet kan grovt sett förklaras med tre typfall. Ett fall där det finns normala mängder energi lagrad i form av vatten, samt de fall med kraftigt överskott respektive kraftigt underskott på vatten. Det finns olika typer av vattenkraftproduktion, men i det här resone- manget avses huvudsakligen den reglerbara kraften från vatten- magasin. I normalfallet kommer vattnet att prissättas enligt marginalkost- nadsstrukturen på marknaden. Priset sätts där efterfrågan möter utbudet från det dyraste produktionsslaget. Vattenkraften kommer att prissättas i nivå med konkurrerande produktionsslag. Det finns ingen anledning att bjuda ut vattenkraften till ett lägre pris än vad marknaden sätter priskrysset annat än om de av någon strategisk anledning önskar stänga ute något annat produktionsslag. Bjuds vattenkraften ut över marknadspris, finns det risk att prisnivån höjs och andra produktionsslag får möjlighet att leverera energi på bekostnad av de intäkter vattenkraftproducenten annars skulle få. Det innebär att marknadens priskryss kommer att sättas utifrån mängden tillgängligt vatten i systemet. Om det finns relativt gott om vatten, men fortfarande inom normala gränser, finns det mer av en billig resurs och priskrysset sätts på en lägre nivå. I det fall det finns ett kraftigt överkott på vatten är vatten- kraftproducenterna mer eller mindre tvingade att köra sin produk- tion för att bli av med vattnet och minimera risken för att bli tvingade att släppa vattnet förbi turbinerna. Det innebär att de har anledning att bjuda ut vattenkraft till ett lågt pris för att bli av med vattnet. Det innebär att de kommer att värdera vattnet lägre än vad marginalkostnadsprissättningen skulle sätta priskrysset, förutsatt att det förfarandet maximerar vinsten jämfört med att hålla ett högre pris där man tvingas spilla delar av överskottet. vattnet är då väldigt lågt och skulle kunna vara lägre än rådande marknadspris. I fallet med extremt underskott av vatten kommer värdet av kvarvarande vatten att bli högt. Incitament för att köra vatten är de tillfällen då vattenkraftproducenterna får riktigt bra betalt. Efter- som vattenkraft är en reglerbar resurs kan de anpassa produk- tionen. Även om produktionskostnaden för att köra vattenkraft- produktion är mycket låg, kommer vattnet att bjudas ut till ett pris som är mycket högre och eventuellt i nivå med priset för olja eller gas. Värderingen av vattnet är i de fallen högt. Vattenproducenterna måste göra en värdering av risken för att framtida nederbörd uteblir, vilket påverkar deras beslut att köra eller om de får mer betalt för vattnet . Det gör att det kan finnas en riskpremie med i bedöm- ningen. Däremot har de alltid konkurrerande produktionsslag att ta hänsyn till när de sätter prisnivån för vattenkraften. Efterfrågans påverkan på priset kan illustreras av situationen som uppstod . Det dygnet uppnåddes rekordför- brukning i med ett effektbehov på 27 000 MW under timmarna 08 10. Anledningen till den höga förbrukningen var främst att det var kallt. Det orsakade en kraftig prisuppgång på . Som högst blev spotpriset 1 per MWh mellan 9 och genomsnittet för dygnet var per MWh. Det höga spotpriset innebar incitament att gå över från elpannor till alternativbränslet olja, vilket tillsammans med Svenska Kraftnäts varning för effektbrist resulterat i att elanvändningen blev lägre än prognosen. Spotpriserna stabiliserades , med ett dygnsgenomsnitt på omkring per MWh. Även om det mesta av den kraft som produceras i inte är fossilkraft är den fossila kraften prissättande på marginalen. I och är produktionssystemen i mycket större utsträckning baserade på fossileldade produktionsanläggningar. Dessa två länder har en stor andel värme- och kondenskraft vilken blir prissättande på marginalen och produktionskostnaderna är i stor utsträckning beroende av kolpriset.