sou · GSB3129 · 2005-01-01 00:00:00 — Ledningen mellan Järpströmmen och är i behov av förstärkning, särskilt vid en utbyggnad av gaskraft- verk i norra . Utbyte av ledningar i Mellan- och från till . Projektet medför att import- och exportmöjligheter till /och även ökar och att den interna be- gränsningen i snitt 4 i minskas. Förbindelsen mellan och västra (Skagerack- förbindelsen). På så sätt minskar flaskhalsarna i den norr-syd- gående transportkanalen som går genom västra till . Ledningen mellan och (Stora Bältförbindelsen). Stora Bältförbindelsen skall ses i tillsammans med utbyggnad av snitt 4 i då den ingår i samma viktiga transport- kanal med överföring av kraft från norr till söder. Det finns också andra utbyggnadsplaner som inte är kopplade till Nordels arbete. PVO och Statkraft med flera har fått koncession att bygga en förbindelse mellan och . Vidare plane- ras en förbindelse mellan och . Optimering av nyttjandet av överföringskapaciteten Ett sätt att minska risken för onödig uppdelning av marknaden är att optimera utnyttjandet av befintlig överföringskapacitet. kan export och import mellan länderna begränsas vid uppkomst av flaskhalsar, vilket leder till att förbindelserna mellan länderna inte utnyttjas fullt ut. Det påverkar i sin tur prisbildningen på . Hanteringen av flaskhalsar sker också på olika sätt i de nor- diska länderna. Det finns bl.a. mot denna bakgrund ett behov av ytterligare utveckling och harmonisering av regelverket för han- tering av flaskhalsar i . Olika metoder för att optimera ut- nyttjandet av överföringskapaciteten har analyserats av bland annat Nordel och beskrivs nedan. En möjlig metod som analyserats av Nordel är en förändring av nuvarande indelning i prisområden. Tanken var att långvariga flaskhalsar skulle hanteras med prisområden, medan kortvariga hanteras genom mothandel. Genom att prisområdesgränserna i större utsträckning skulle avspegla faktiska flaskhalsar skulle flask- halshanteringen förenklas. Ett förslag till gemensam flaskhalshan- tering presenterades i maj 2002.6 Förslaget innebar bl.a. att skulle delas in i tre prisområden. Förslaget möttes av kraftig kritik från aktörerna på den svenska marknaden. Elhandlarna och elpro- ducenterna ansåg att förslaget skulle innebära stora praktiska pro- blem för alla som verkade i de olika potentiella prisområdena i . Dessa aktörer skulle få tre balanser att planera, driva och avräkna jämfört med . De svenska myndigheterna ansåg att förslaget innebar en ökad risk för marknadsmakt, på grund av upp- delning av marknaden i mindre områden. Det massiva motståndet i medförde att Nordel inte drev förslaget vidare. Många aktörer i övriga länder var dock i huvudsak positiva till Nordels 6 Nordel 2002, Översyn av elspotindelning och förutsättningar för mothandel på den nordiska marknaden. förslag till gemensam hantering av flaskhalsar i . Därför initierades en ny studie inom Nordel om förutsättningar för utökad mothandel. En rapport publicerades i augusti 2004.7 I rapporten sägs bl.a. att det är möjligt att genomföra en ökning av mothandel för temporära flaskhalsar i planfasen för att reducera områdespris- risken för marknadens aktörer. Branschens uppfattning är att fler prisområden skulle vara ett steg i fel riktning på en gemensam marknad och anser istället att man bör skapa färre och större prisområden genom en samman- slagning av t.ex. östra , och . Den bakom- liggande motivationen är tanken att en fullt ut fungerande nordisk marknad egentligen är ett stort prisområde. Det skulle mot denna bakgrund vara intressant att lägga ihop några av de befintliga prisområden som ett steg på vägen mot ett enda nordiskt område. Även en utökad handel på Elbas skulle kunna medföra ett för- bättrat utnyttjande av överföringskapaciteterna mellan länderna. Ett steg mot ökad handel på Elbas har redan tagits i och med att anslöts . Ökad handel på Elbas skulle kunna innebära att behovet av mothandel under själva drifttimmen mins- kar. Utbyggnad av produktionskapaciteten i underskottsområden De strukturella flaskhalsar som finns i beror både på nätets utbyggnadsnivå och på lokalisering av produktion och förbrukning i nätet. De flesta flaskhalsar i det nordiska systemet återfinns i de södra delarna av området. Det kan förklaras med att en stor del av produktion finns i de norra delarna, medan elförbrukningen är störst söderut, vilket leder till stora behov av att föra kraft från norr till söder. Om ny produktionskapacitet skulle tillkomma i de områden som har ett underskott på energi, det vill säga och södra , skulle behovet av överföring över vissa av de trånga snitten kunna minska. Detta skulle i sin tur kunna minska effekten av flaskhalsarna. I prognosen i Nordels systemplan för- väntas även större utbyggnader ske i mellersta och norra och . 7 Rapport från Nordel ad hoc gruppe 2004 Regler for håndtering av flaskehalser Vurdering av tilgjengelighet på kapasitet og muligheter for ökt mothandel. Detta avsnitt kommer att beskriva prisbildningen på . är utgångspunkt för prissättningen i en stor del av de bilaterala avtalen (se avsnitt 3.6). Det är därmed viktigt för marknaden som helhet att prisbildningen på funge- rar effektivt och att marknaden har förtroende för som en marknadsplats med en fungerande prissättningsmekanism. har det förekommit kraftiga variationer i priset på vilket har lett till en diskussion om hur pris- bildningen och elmarknaden fungerar. I uppdraget angående råkraftsmarknaden har därför ingått att beskriva prisbildningen på råkraftsmarknaden, samt en analys av utvecklingen på spotmarkna- den . På efterfrågesidan styrs variationer i efterfrågan på el i stor ut- sträckning av utomhustemperaturen, eftersom en betydande del av elanvändningen går till uppvärmning. Industrin står för en stor del av den totala elanvändningen i . Industrins elanvändning uppvisar mycket små variationer över året, men kan påverkas av det rådande konjunkturläget i respektive bransch. De svenska elför- brukarna är i regel relativt okänsliga för prisförändringar eftersom de är beroende av el och i stor utsträckning saknar direkta substi- tut. Eftersom detta anses gälla för elkonsumenter i allmänhet, i vart fall i det korta perspektivet, kan det antas gälla även för det nor- diska förbrukarkollektivet som helhet. Vidare saknar det stora flertalet svenska elkunder individuell timmätning. Därmed ges inga prissignaler till kunderna när dyrare produktionsanläggningar måste tas i anspråk för att möta efterfrågan. På utbudssidan har kraftbolagen i mycket större utsträckning möjlighet att anpassa sin produktion efter rådande prisnivå än de efterfrågeanpassningar som sker på kort sikt. Den låga priselastici- teten på efterfrågesidan medför därför att marginalkostnaden för tillkommande produktion i stor utsträckning styr prisbildningen. Utbudskurvan kan beskrivas som en kostnadstrappa. Vind- och vattenkraft har lägre kostnader, därefter kommer kraftvärme i industrin, kärnkraft och övrig kraftvärme. Till de dyrare produk- tionsslagen 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 kostnadskurvan under olika säsonger. , när efterfrågan är liten, har vattenkraften och kärnkraften störst påverkan på priset under ett normalår. är priset på importerad kondenskraft och inhemsk fossilkraft prisstyrande på grund av att efterfrågan är hög. Den nordiska produktionsmixen gör att osäker- heten om de framtida kraftpriserna, det vill säga prisrisken, är en mycket viktig faktor att bevaka för aktörer i . Kostnadskurvan är relativt flack , 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. En marginell ökning i efterfrågan får därmed en större inverkan på spotpriset än motsvarande ökning under låglast- perioder. De faktorer som har störst påverkan på elpriset är hydrologiskt läge och temperatur. Andra faktorer av betydelse är import och export av el, bränslepriser, valutakurser samt energi- och effekt- balans i och . Vattenkraften har lägst rörliga kostnader i det nordiska produk- tionssystemet, och utgör i normalfallet omkring hälften av den svenska och mer än hälften av den nordiska elproduktionen. Hur mycket vattenkraft som finns att tillgå vid ett visst givet tillfälle avgör hur stort behovet är att utnyttja övriga produktionsanlägg- ningar. 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. Prisutvecklingen på spotmarknaden visar vattenkraftens betydelse för prisbildningen. , som var ett torrår, steg priserna kraftigt. Därefter följde flera våtår, vilket tillsammans med den ökade konkurrensen resulterade i sjunkande elpriser. Under vissa veckor låg priserna under produktionskostnaderna för alla kraftslag utom för vattenkraften. Därefter började priserna stiga. Under den torra och kalla /2003 var priserna på spotmarknaden höga (500 - per MWh) . Figur 2.7 visar att den hydrologiska balansen kan för- klara en stor del av prissvängningarna på spotmarknaden. Utveckling av systempriset och den hydrologiska balan- sen, norska kronor och GWh/vecka Snö& vattenmagasin NO - SV Spotpris NOK- Systempris Utomhustemperaturen påverkar efterfrågan på el eftersom en betydande del av elanvändningen används för uppvärmning. Denna konsumtion av el styrs därmed av faktorer som kortsiktigt sett är svåra att påverka för den enskilde konsumenten. Priskänsligheten är därmed låg och efterfrågan styrs på kort sikt av andra faktorer än priset. Dansk och finsk elproduktion använder sig av fossila bränslen i högre grad än svensk elproduktion. De har en stor andel värme- och kondenskraft vilken blir prissättande på marginalen. Produk- tionskostnaderna för denna kraft är i stor utsträckning beroende av kolpriset. De flesta av de fossila bränslen prissätts i US-dollar, vil- ket innebär att de skandinaviska valutornas utveckling i förhållande till dollarn påverkar priset på både den fysiska och finansiella marknaden för svenska aktörer. På Nord Pool prissätts kraften i norska kronor. Elkontrakt handlas i euro och det kommer att ske en successiv övergång till denna valuta. kommer därför aktö- rerna att behöva hantera både norska kronor och euro. Som en följd av att handeln sker i norska kronor måste samtliga aktörer på börsen vars anläggningar befinner sig utanför hantera valu- tarisker när de agerar på . Detta gäller även för köparna på eftersom de hänvisas till det prisområde där de tar ut/levererar elen. Valutarisken i den fysiska krafthandeln kan ses som svårhanterlig, eftersom varken pris, förbrukning eller produk- tion är kända på förhand. Eftersom spotpriset sätts i norska kronor prissätts även termins- kontrakten på i denna valuta. En svensk aktör som pris- säkrar sitt framtida kraftbehov med forwards eller futures kommer därmed att få valutaflöden i norska kronor i leveransperioden allt eftersom kraftkontraktet avräknas. Valutarisken består alltså av osäkerheten om växelkursen för dessa avräkningsflöden. De senaste årens kurssvängningar har varit relativt stora. Handeln med el på den nordiska marknaden kan leda till upp- komsten av prisområdesdifferenser. Prisområdesdifferenser upp- kommer när överföringsnätet inte räcker till för att upprätthålla ett gemensamt pris i hela området (systempris), utan marknadens delas upp i olika prisområden. Storleken på in- och utflödet av kraft från ett visst prisområde påverkar prisområdesdifferensens storlek. På påverkas priset på av hur energibalansen utvecklas i de nordiska länderna. Enligt den gemensamma prognos för utveckling av energibalans i som tagits fram av de systemansvariga i respektive land, förväntas det råda ett energi- underskott på omkring i ett normalår och ett torrår. Det medför att importerad el kommer att på- verka priset. En ansträngd effektbalans påverkar priset genom att antalet timmar då spetslastanläggningar måste användas ökar, vilket medför fler timmar med högre priser. Det medför också att värdet av reglerbar vattenkraft ökar. En ansträngd effektbalans innebär vidare att risk för effektbristsituationer och höga balanskraftkost- nader ökar. Det påverkar också slutkonsumenternas pris då elleve- rantörer behöver kompensera sig för den ökade risken för höga balanskraftskostnader vid effektbrist. Volatiliteten har varit stor under stora delar av . Osäkerheten beror främst på den hydrologiska balansen där tillrin- ningen till vattenkraftsmagasinen har varit betydligt lägre än normalt. Andra aktuella händelser som skapar osäkerhet på marknaden och därmed kan påverka företagens risk- bedömning och prissättning är införandet av handel med utsläpps- rätter och en ny skattelagstiftning i . /2003 var vattentillrinningen i den lägsta . Det medförde en kraftig elprisuppgång på grund av risken för energibrist, en risk som fortfarande påverkar prissätt- ningen. I figur 2.8 visas spotprisets utveckling över /2003. En analys av prisutvecklingen på visar att det finns naturliga förklaringar till de höga pris- nivåerna. De mest betydelsefulla faktorerna har varit den låga till- rinningen till vattenmagasinen och liten vattenkraftsproduktion. Utveckling av spotpriset på varje timme 2002 och 2003, norska kronor per MWh Prisökningen 48 till 50 kan inte förklaras med fun- damentala prispåverkande faktorer, utan bedöms snarare vara ett resultat av ett psykologiskt omslag hos elproducenterna. Produ- centerna insåg att det fanns ett betydande underskott av vatten- kraft i det nordiska systemet, vilket i sin tur medförde en uppvär- dering av vattenkraften. började producenterna värdera vattnet utifrån förväntningar om att dyrare produktionsslag skulle komma in i systemet nästkommande vecka. Även priserna på terminsmarknaden följde samma utveckling. Den kraftiga prisuppgång medförde att då gällande regler för ställande av säkerheter på den fysiska marknaden skapade problem för både köpare och säljare. har reglerna ändrats så att säkerheterna inte blir fullt så stora med stor volatilitet och vid kraftiga prisuppgångar. Under inledningen av 2002 var nederbördsmängderna större än normalt och magasinsfyllnadsgraderna var höga . slog förhållandena om från våtår till ett juli var det varmare än normalt, vilket innebar att både markvattennivåerna och grundvattennivåerna försämrades avsevärt. försämrades den hydrologiska balansen avsevärt. Tillrinningen var mycket låg och sammantaget låg nederbördsmängderna i och under normalvärde . Det medförde en kontinuerlig prisökning på både spot- och terminsmarknaden. övergick det nordiska systemet från att exportera kraft till att successivt importera allt mer från grann- länderna. Vattenkraftunderskottet i medförde import från , även . Underskottssituationen påverkade även tillrin- ningen . I och med att mark- och grundvattennivåerna sjönk så mycket blev tillrinningen lägre än normalt , trots att nederbörden var större än normalt. Det torra och kalla klimatet under slutet av innebar att risken för energibrist blev påtaglig i . Där- för delades upp i fyra prisområden . Avsik- ten var att ge de norska konsumenterna en stark signal om att efterfrågeanpassningar måste ske för att förhindra en eventuell energibrist innan vårfloden satte igång. Prisökningen mellan är intressant att diskutera i detalj. Temperaturen sjönk kraftigt vecka 50, vilket föranledde en ökad elförbrukning. Den temperaturkorrigerade förbruknings- ökningen var däremot liten. Konsumtionstopparna var dock inte extremt höga ur ett historiskt perspek- tiv. Det norska uttalandet om eventuell ransonering av kraft vid behov torde ha haft en viss prishöjande effekt. Väderprognoserna visade på betydligt kallare och fortsatt torr väderlek. startades därför gasturbiner för att klara konsumtionsökningen . Gasturbiner har en hög produktionskostnad (/MWh). Vid det tillfället var inga speciella överföringsbegränsningar inrapporterade och kärnkraften gick med hög effekt. Gasturbinkraften i visade sig dock inte behövas , utan bidrog endast med . stiga från strax till över 600 norska kro- nor . Prisökningen var kontinuerlig under hela veckan och motiverades inte av en ökad konsumtion utan av en förändring i värderingen av vattnet. Prisnivåerna var högre för helgen än vad den var under vardagarna, vilket avviker från det normala prismönstret där priserna sjunker på grund av minskad elanvändning. Prisnivåerna för terminskontrakt för visade på att det prissättande och konkurrerande produk- tionsslaget skulle vara gasturbinkraft, varvid producenterna började värdera vattnet för att få in dyrare produk- tionsslag veckan efter. var det förväntningar om att dyrare produktionsslag skulle komma in som drev upp priserna och som förklarar den markanta skill- naden mellan spotpriset och produktionskostnaden för de kraftslag som användes. Producenterna förändrade värderingen av vattnet på grund av den torra situationen i slutet på 2002 för att få vattnet att räcka fram till vårfloden . Således ökade värdet på vattnet. Eftersom det fanns få produktionsalternativ med produktionskostnader i skiktet 500–per MWh, steg priset snabbt från oljekondens vid 450–till gasturbiner vid 700–. steg temperaturen och belastningen på produktionssystemet avtog. Gaskraftsproduktionen behövdes inte i lika stor utsträckning och prisnivåerna sjönk mot kostnaden för oljekondens, men prissättningen av vattenvärdet låg fortsatt på en hög nivå. Det gjorde att prissättningen efter vecka 50 utgjordes av oljekondens och vattenvärde. Sammantaget var det endast som det var någon markant skillnad i spotpriset och pro- duktionskostnaden för de kraftslag som användes. Priserna på terminsmarknaden började stiga kraftigt som spotpriserna steg. Det innebar att terminspriset för steg från per MWh vecka 49 till per MWh . Prisök- ningen var särskilt markant mellan . Spotpris och terminspriset för Vinter 1-03 kontraktet (norska kronor/MWh) Prisutvecklingen på kontrakt vinter 1-03 (V103) har i stort sett följt spotpriset. Fram handlades dessa kon- trakt en bit per MWh och kopplingen till den hydrologiska balansen är mycket stor. Generellt sett har ut- vecklingen på den finansiella marknaden varit långsammare än på den fysiska marknaden. tenderade dock de när- maste kontrakten på den finansiella marknaden att röra sig i takt med spotpriset. Denna utveckling syns mycket tydligt under perio- den , då spotpriset steg, medan priset på vin- terkontraktet V103 endast rörde sig marginellt. Att vinterkontrak- tet inte steg i motsvarande utsträckning kan bero på att det fanns förväntningar i marknaden om att det kunde komma ett väder- omslag. Det är dessutom normalt att spotpriset stiger . Början av 2003 var mycket kall och tömningstakten i magasinen var hög. Kylan dämpades under . hade problem p.g.a. den låga fyllnadsgraden i vattenmagasinen och underskottet i snömagasinen. Det stora underskottet i snömagasi- nen i både och sågs som ett riskmoment av markna- dens aktörer, då man förutspådde en sommar med extremt låga fyllnadsgrader i magasinen. Nederbörden 3 och 2003 lugnade marknaden. Dessutom hade belastningen på systemet minskat genom efterfrågeanpassningar i framför allt . Områdespris Sverige sjönk till vecka 3 till en nivå som mot- svarar oljekondens som prissättande produktionsslag. Spotpriset fortsatte sjunka och vecka 4 var områdespris nere på per MWh. Resterande del av vintern var i stort sett varmare och med mindre nederbördsmängder än normalt. kom dock större nederbördsmängder, vilket ledde till att priserna på både den fysiska och den finansiella marknaden föll. blev mycket varmare än normalt, främst under den senare delen. Pri- serna på vände åter uppåt . De höga tempera- turerna ledde till stora problem på kontinenten som löstes . Höga priser i innebar att exporten från söderut var mycket hög. blev mycket kall och torr, vilket medförde stigande priser. var det betydligt varmare än normalt och klarades av utan problem. Utvecklingen /2003 visar också att betydande efterfrågeanpassningar kan ske vid höga prisnivåer. 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 minskningen i förhållande till 2001. har förbrukningen ökat igen, men den är ännu inte på samma nivå som den var under 2001.8 8 Eventuella skillnader i konjunkturlägen och valutakurser har inte beaktats i jämförelsen. 2.5.5Säkerhetskraven på /2003 Det är framför allt med stora prisrörelser som säkerhetskrav kan utgöra ett problem för marknadens aktö- rer. Det uppstod stora problem för både köpare och säljare då säkerhets- kraven märkbart ökade. Den kraftiga prisuppgången /2003 innebar att köparna var tvingade att ha sju gånger så stora säkerheter gentemot jämfört med . På motsva- rande sätt var de som sålt terminer tvingade att ställa betydligt 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. En svensk aktör var tvungen att lämna , eftersom den inte klarade att möta säkerhetskraven på den fysiska marknaden. har ändrat reglerna för säkerhetskraven. Enligt rapporten till utredningen upplevs utformningen av dessa dock fortfarande som problematisk för många mindre aktörer.9 Även Energimyndigheten har analyserat säkerhetskraven på i rapporten vid handel på Nord Pool.10 Energimyndigheten fann att säkerhetskraven var i huvudsak ända- målsenliga, men lämnade ändå förslag på förändringar. Föränd- ringsförslagen var minskad avräkningstid, samlade säkerhetskrav på den fysiska och den finansiella marknaden samt en snabbare upp- datering av parametrarna i det system som styr det dagliga säker- hetskravet för finansiella kontrakt. 2.6Råkraftsmarknaden – bilateral handel Råkraftsmarknaden består inte enbart av börshandel på utan även av den bilaterala handeln mellan enskilda företag. Gene- rellt sett uppskattas en tredjedel av handeln ske via och resten bilateralt. Aktörerna på den bilaterala marknaden är främst kraftproducenter, elhandelsföretag och elintensiv industri. Den tyngre elintensiva industrin handlar i huvudsak el från de större kraftproducenterna: . 9Rapport 1 Utredning av råkraftmarknaden. Det är främst kraftbolag och de större elhandelsföretagen som handlar via spotmarknaden, medan industrin och mindre elhan- delsföretag inte är aktiva på börsen, bortsett från det fåtal som är clearingkunder genom mäklare. För de tio största elhandelsföreta- gen sker merparten av den fysiska handeln via , men några av företagen har även bilaterala avtal som komplement till börshandeln. Många av de mindre elhandelsföretagen har ett nära samarbete med något av de större kraftföretagen, från vilka de köper fysiska leveranser och prissäkrar leveranserna. I figur 2.10 redovisas hur spothandeln har utvecklats på , 2003 samt . Som fram- går har den andel av elen som omsätts via spotmarknad ökat. Det innebär emellertid inte att den bilaterala elhandeln har minskat i samma utsträckning. En bidragande orsak till att spothandeln har ökat kraftigt är att ett av de större kraftbolagen i stället för att nettosälja via omsätter hela sin elhandel via börsen. Enligt rapporten till utred- ningen finns det indikationer på att fler av de större kraftaktörerna kommer att agera på motsvarande sätt , vilket då ytterligare kommer att öka de volymer som omsätts på spotmark- naden. Spothandelens andel av elanvändningen i (, , , ) 2002, 2003 samt , procent Innan marknadsöppningen gjordes kraftaffärer upp genom för- handlingar mellan kraftleverantörerna och de kommunala energi- bolagen eller industrierna med relativt långa mellanrum. För ener- gibolagen kunde det dröja 3–mellan uppgörelserna. Den el- intensiva industrin tecknade elavtal , i vissa fall ännu längre.