sou · GSB3129d4 · 2005-01-01 00:00:00 — De flesta av de fossila bränslen prissätts i USD, vilket innebär att de skandinaviska valutornas utveckling i förhållande till USD påverkar priset på både den fysiska och finansiella marknaden för svenska aktörer. Med nuvarande dollarkurs och kolpris kostar kolet nästan per MWh, vilket kan jämföras med de per MWh som gällde fram . Det innebär en bränsle- kostnadsökning på per MWh. I och med att verk- ningsgraden i de befintliga kolkondenskraftverken ligger på mellan , har produktionskostnaderna stigit med mellan 80 till per MWh. K o lp ris e ts u tv e c k lin g (U S D /to n ) (R ic h a rd s B a y F O B ) Källa: Global COAL. Kolpriset har legat mellan 20 och 30 US$ per ton fram till som- maren 2003 och har stigit med . Pris- uppgången skedde snabbare i då fraktarifferna steg mycket . Utvecklingen har inneburit en uppgång på världsmarknadspriset på kol, medan fraktkostnaderna till i stort sett sjunkit i motsvarande grad och är priset runt 70 US$ per ton (). Även terminen för handlas på den nivån. U S D -S E K U tv e ck lin g e n 2 0 0 0 -0 7 -01 - 20 0 3 -12 -3 1 1 1 ,5 Källa: Moneyline. På den nordiska elbörsen Nord Pool prissätts kraften i norska kronor (NOK). Bakgrunden är att börsen ursprungligen var norsk och drevs och ägdes av Statnett, den norska systemoperatören. Att priset sätts i NOK innebär att alla aktörer i de nordiska länderna som har sitt fysiska uttag respektive inmatning av kraft utanför har valutarisk i sina kraftinköp. Svenska aktörers valutarisk består därmed i risken för ogynnsam utveckling av valutakursen SEK/NOK. Valutarisken i den fysiska krafthandeln är i realiteten svår att hantera med exakthet, då man varken känner till pris, förbrukning eller produktion på förhand. Svenska aktörer kan välja att betala spotkraften i antingen NOK eller SEK. hanterar valutaväxlingen med 1,5 2,5 veckors valutaterminer motsvarande tiden mellan spothandeln och för- fallodagen för faktura. Eftersom spotpriset sätts i NOK prissätts även terminskontrak- ten på i norska kronor. En svensk aktör som prissäkrar sitt framtida kraftbehov med forwards eller futures kommer där- med att få valutaflöden i norska kronor i leveransperioden allt eftersom kraftkontraktet avräknas. Valutarisken består alltså prak- tiskt i osäkerheten om till vilken växelkurs dessa avräkningsflöden kan omvandlas till SEK. I diagrammet nedan redovisas utvecklingen av valutakursen NOK/SEK . Utveckling växelkursen NOK/SEK (max och min ) Skillnad mellan högsta och lägsta kurs Svängningarna över hela perioden har varit så stora som mellan högsta och lägsta värde. På veckobasis har svängningarna varierat mellan . Elkontrakt handlas i Euro och det kommer att ske en successiv övergång från NOK till Euro. kommer därför handlarna att behöva hantera både NOK och Euro. Om spotkraft handlas utan någon prissäkring är det svårt att med precision hantera valutarisken. Osäkerheten om det framtida spot- priset gör att det är svårt att med exakthet säkra rätt valutabelopp, även om den förväntade kraftvolymen kan beräknas med viss säker- Ett sätt är att göra antaganden om förbrukning och spotpris, för att sedan beräkna de veckovisa NOK-flödena och köpa mot- svarande valutaterminer för vald tidsperiod. Om istället delar av spotkraften prissäkras med finansiella elderivat är kontraktsbeloppet känt på förhand, vilket gör det enklare att hantera valutarisken. Eftersom man då kan beräkna de ekonomiska flödena för den prissäkrade delen av kraften, kan även valutaflödena prissäkras. Den del av kraftbehovet som inte pris- säkras kan dock i praktiken inte valutasäkras annat än baserat på antaganden beskrivna ovan. Valutaflödena kan prissäkras på framför allt två sätt: (a)Antaget spotleverans med betalning i NOK kan man prissäkra kraften med elderivat i norska kronor. Därefter prissäkras sedan flödena i NOK med valutaterminer med lämpliga för- fallodatum under kontraktets avräkningsperiod. Det ger ett stort urval av motparter och dessutom möjligheten att cleara handeln. (b)Antaget spotleverans i SEK kan man istället välja att köpa elderivat i SEK, vilket innebär att man eliminerar valutarisken för den del av kraften som prissäkras. Sådana så kallade kraft- valutaswappar kan endast handlas bilateralt, och kan inte clearas. Vilket av ovanstående alternativ som väljs beror bland annat på huruvida köparen har andra flöden i NOK och ifall man av praktiska skäl önskar låta motparterna i krafthandeln hantera valu- tan istället för att göra det själv. Oavsett om man är köpare eller säljare är valutahanteringen något som måste hanteras utanför . Handeln med el i och uppkomsten av prisområdesdiffe- renser har ett starkt samband. Prisområdesdifferenser uppkommer när överföringsnätet inte räcker till för att upprättahålla ett gemen- samt pris i hela området (systempris), utan marknadens delas upp i olika prisområden med olika priser. En beskrivning av uppkomsten av prisområden görs i kapitel 7. I Figur 16 nedan illustreras handelsutbyte med och prisområdesdifferenser mellan och under När Sverigepriset är lågt exporteras kraft till och vid höga områdespriser övergår istället till att importera el från . Storleken på in- och utflödet av kraft påverkar pris- områdesdifferensens storlek. Vid ett stort in- eller utflöde av kraft är också prisdifferensen stor. Prisområdesdifferens mellan och och kraftutbyte med , 2000 2004 På bestäms 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 är främst och som kommer att vara beroende av importerad el. Det medför att importerad el kommer att ha en stor prispåverkan. Om inte en utbyggnad av produktionskapaciteten kommer till stånd i främst och , kommer den förväntade ökningen av efter- frågan ge en förskjutning av efterfrågekurvan åt höger, vilket påverkar elpriset då kostnaden för ytterligare elproduktion ökar kraftigt på marginalen (se Figur 10). En ansträngd effektbalans påverkar priset genom att antalet timmar då spetslastanläggningar måste användas ökar, vilket med- för 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 balanskraftkostnader ökar. Det påverkar också slutkonsumenternas pris då elleverantörer behöver kompensera sig för den ökade risken för höga balans- kraftskostnader vid effektbrist. Under våtåren 1997 2000 låg elpriserna på spotmarknaden betyd- ligt lägre än vad de gör med årsmedelpriser på mellan 100 och per MWh. 2003 låg årsgenomsnittet på per MWh, vilket innebar en uppgång jämfört med året innan, då priset i genomsnitt låg på per MWh. Se Figur 17. Volatiliteten på elmarknaden har varit hög under stora delar av åren 2002 2003. skiljde det en faktor 26 mellan högsta och lägsta pris på spotmarknaden. Systempriset uppgick under en enskild timme till och som lägst noterades per MWh. har faktorn mellan högsta och lägsta pris varierat mellan 5 och 10. Volatiliteten beror främst på den hydro- logiska balansen. har tillrinningen till vatten- kraftmagasinen varit betydligt lägre än normalt. Andra faktorer som skapar osäkerhet på marknaden är införandet av handel med utsläppsrätter och en ny skattelagstiftning i . Systempriset på spotmarknaden till och med maj 2004-priser, veckomedelvärden och årsgenomsnitt, NOK/MWh Eftersom både utbud och efterfrågan varierar kraftigt under och mellan åren i varierar också behovet av överföring av kraft. Variationer i vattenkraftsproduktionen är den faktor som har störst påverkan på överföringsbehovet. Under våtår transporteras ofta stora mängder el från och till kontinenten, medan handeln går i motsatt riktning under torrår. Därför är det de nord- sydgående förbindelserna som har haft störst betydelse i det nordiska elsystemet. Överföringsnätet i är generellt sett väl utbyggd, men det är inte utbyggt för att för att klara alla behovssituationer. När nätet inte klarar att överföra den mängd elektrisk kraft som mark- nadsaktörerna har behov av, uppstår en flaskhals. Var flaskhalsarna uppstår beror på vilken riktning flödena går och hur stora de är. Flaskhalsar kan ha temporära eller strukturella orsaker. Tempo- rära flaskhalsar uppstår sällan och kan vara resultat av underhålls- arbete, tekniska fel eller speciella marknadsförhållanden. Struktu- rella flaskhalsar är resultat av nätets utbyggnadsnivå och lokalise- ring av produktion och förbrukning i nätet. uppstår över eller inträffar med jämna mellanrum. Figur 18 visar vilka flaskhalsar som kan betraktas som strukturella generellt och vilka som anses vara strukturella vid ett extremår. Strukturella flaskhalsar i det nordiska systemet Källa: Nordel. Flaskhalsar i hanteras med en kombination av upp- delning i prisområden, mothandel och begränsning av import och export. För att hantera flaskhalsar vid handel på elbörsen har den nor- diska marknaden delats upp i olika prisområden (elspotområden). och utgör var sitt prisområde, består av två prisområden (, ), medan sedan decem- ber 2002 består av fyra prisområden (södra , Västnorge, nordvästra , mellersta och norra ). Antalet pris- områden i varierar dock. Systemoperatören Statnett avgör med hänsyn till de hydrologiska förutsättningarna när de olika norska prisområdena kan hållas samman genom mothandel och när det är nödvändigt att hantera dem genom uppdelning i prisom- råden. , inför elbörsens dagliga auktion, meddelar de systemansvariga i respektive land aktuell kapacitet i näten mellan olika prisområden. Tillgänglig kapacitet kan variera från dag till dag beroende på aktuella förhållanden i elsystemet, till exempel ledningsavbrott, vilken produktion som är i gång eller hur hög förbrukningen är. Om handeln på spotmarknaden indikerar att överföringsnätet inte räcker till för att upprätta hålla ett gemen- samt pris i hela området (systempris), delas marknaden in i olika prisområden med olika marknadspriser. Dessa priser bestäms av produktion och förbrukning inom respektive område samt över- föring av kraft mellan områdena. I importområden blir elpriset högre än systempriset och i exportområden blir priset lägre, för att på så sätt justera flödena mellan områden inom möjliga gränser. Det sker rent praktiskt genom att systemansvarige köper produk- tion motsvarande flaskhalsens kapacitet i lågprisområdet och säljer den i högprisområdet. Hanteringen genererar intäkter för de systemansvariga och kostnader för marknadsaktörerna, som brukar benämnas kapacitetsavgifter. Kapacitetsavgifterna beräknas genom att multiplicera differensen mellan områdespris och systempris med differensen mellan såld och köpt kraft. Flaskhalsar i elnätet ger olika områdespriser Mothandel används under leveranstimmen för att avlasta flask- halsar inom landet eller inom ett fastställt prisområde. För detta används bud på balanstjänsten för ökning eller minskning av produktion. Dessa bud är i första hand avsedda för att balansera elsystemet, men eftersom de även innehåller geografisk informa- tion, kan de användas för att hantera flaskhalsar. Om flödet genom en flaskhals överskrider den tillåtna gränsen, beställer nätopera- tören uppreglering av produktion nedanför flaskhalsen och ned- reglering ovanför flaskhalsen. Uppdelning i prisområden och mothandel används på den gemensamma marknaden. I har man beslutat att inte åtgärda befarade flaskhalsar i stamnätet i planeringsfasen. I stället hanteras flaskhalsar enbart i driftfasen genom mothandel. Därmed uppstår inga flaskhalsar för handel i . I används mothandel även i planeringsfasen. Mellan samtliga länder används mothandel i driftfasen när fysisk överföring överstiger, eller ten- derar att överstiga, maximal kapacitet. 7.1.1För- och nackdelar med mothandel respektive prisområden Fördelarna med mothandel är att marknaden hålls samman och främjar handel genom att osynliggöra flaskhalsar för marknadens aktörer. Mothandel innebär dock kostnader för nätoperatören. Uppregleringspriset, som systemoperatören köper elen för är alltid högre än spotpriset. Nedregleringspriset, som är det pris elen säljs för, är lägre än spotpriset. Det ger systemoperatören incitament till utbyggnad av överföringskapacitet på rätt plats. För att prissigna- lerna skall verka måste dock stora prisskillnader råda . En utökad användning av mothandel kan emellertid innebära ökad risk för utövande av marknadsmakt i själva mothandeln, då utbudet av reglerkraft i vissa situationer kan vara mycket begränsat. genomfördes en prövoordning med mothandel mellan de nordiska systemoperatörerna, som avslutades /2002 på grund av att reglermarknaden dränerats på resurser. En fördel med uppdelning i prisområden är att marknadens aktörer ges prissignaler när nätkapaciteten är knapp. Det skulle öka förutsättningarna för elproducenter och elanvändare att anpassa sin lokalisering till platser med underskott respektive god tillgång till kraft. En nackdel är att systemoperatörererna inte får incitament att bygga bort flaskhalsar, eftersom flaskhalsarna genererar inkomster till nätägarna. En annan nackdel är att konkurrensen minskar vid uppdelning i mindre marknader och att risken för utövande av marknadsmakt ökar. 7.2Hur ofta uppstår flaskhalsar Hur ofta den nordiska elmarknaden är uppdelad i prisområden varierar , främst beroende på nederbörden. Prisområde är det område som varit helt avskilt från övriga prisområden . Det beror på att pris- område ofta hänger samman med antingen östra () eller . var det pris- område som var isolerat från övriga prisområden under störst del av tiden. I Figur 20 nedan illustreras det totala antalet timmar då Nord Pools prisområden varit isolerade från övriga prisområden, . Antal timmar (i procent) då Nord Pools prisområden (elspotområden) varit isolerat från alla övriga prisområden Anmärkning: har data använts. Ett annat sätt att illustrera hur ofta uppdelning i prisområden sker redovisas i Tabell 8. Tabellen visar procentuell andel av tiden som områdespriserna har sammanfallit med systempris respektive andra områdespriser . Procentuell andel av tiden som områdespriser sammanföll med systempris respektive andra områdespriser Källa: , ÅF:s egna beräkningar. har samtliga områdespriser avvikit från systempriset fler timmar än . Det beror på att behovet att föra över kraft mellan de olika prisområdena har varit större 2003 än 2002. Det totala handelsflödet i var större 2003 än . har under merparten av tiden haft samma områdes- priser som östra eller . är det område som störst del av tiden avvikit från systempris och övriga områden. uppstod områdespriser i västra av tiden. Det kan jämföras med prisområde som avvek från systempris av tiden . Den stora avvikelsen för västra kan förklaras med att förutsättningarna på den danska elmarknaden skiljer sig markant från övriga . Det gäller till exempel bestämmelser- na om prioriterad kraft, som innebär att vindkraft och decentralise- rad kraft tas in på nätet till ett fast pris oberoende av övriga pro- duktionsförhållanden samt den stora andelen oreglerbar vindkraft. För att belysa hur områdespriserna har påverkats av flaskhalsar har prisområdesdifferenser mellan olika prisområden och systempriset och 2003 beräknats, vilket visas i Tabell 9. Prisområdesdifferenser för respektive prisområde i för- hållande till systempriset () 2003, NOK per MWh, 2002 och 2003 Andel av tiden över Andel av tiden under Medel, NOK/MWh -1,51 -11,05 -22,26 , NOK/MWh Min, NOK/MWh -236,0 -73,2 -236,0 -795,0 -236,0 Andel av tiden över Andel av tiden under Medel, NOK/MWh -2,54 -10,27 Min, NOK/MWh -154,4 -562,7 -496,3 -622,8 -318,5 har prisområde generellt sett legat lägre än systempriset. Störst avvikelse från systempriset, uttryckt igenom- snittlig prisområdesdifferens, har prisområde västra , följt av , vars områdespriser legat 22,3 respektive 11,1 NOK per MWh under systempriset. Förklaringen till de låga områdespriserna i och är att dessa områden har varit export- områden under stora delar av året. Varken eller är beroende av vattenkraft och kördes de finska och danska kondenskraftverken i större utsträckning än . importerade även el från . juli var priserna i västra generellt över systempris och uppe på nivåer mellan 1 000 och 4 per MWh. Det högsta priset på 4 infann sig . Den prisupp- gången har ingen teknisk förklaring och enligt system- ansvarig i västra fungerade allt normalt och befintliga överföringsbegränsningar var utannonserade. Prissättningen i västra är under utredning av konkurrens- myndigheten i angående misstankar om marknadsmakt och beräknas vara klar . Överföringsförbin- delserna mellan och utnyttjades i större utsträck- ning 2003 än året innan och av tiden överskred flödet överföringskapaciteten mellan länderna, vilket ledde till upp- delning i olika prisområden. , som också producerade mer kondenskraft än , har haft högre områdes- priser än och västra . Det beror på att pris- området har stor överföringskapacitet i förhållande till konsum- tionen i området, vilket leder till att östra i stor utsträckning påverkas av förhållanden som råder i prisområde . påverkas också av elpriserna på den tyska marknaden som var höga . Prisområde har legat över systempriset flest timmar och haft en genomsnittlig avvikelse på 3,3 NOK per MWh över systempriset. Det kan för- med att var ett underskottsområde på grund av liten vattenkraftproduktion. var prisbilden annorlunda. Områdespriserna för låg i genomsnitt 12,6 NOK per MWh över systempriset. Även prisområde och låg över systempriset, medan prisområde låg under systempriset. Det sistnämnda beror på att det av var god tillgång till vatten- kraft i framför allt . Norska vattenkraftproducenter fortsatte att producera relativ stora mängder vattenkraft långt in , trots att tillrinningen minskade kraftigt. Det ledde till att var ett överskottsområde med lägre priser ända fram till okto- ber 2002. , då det var kallt och fyllnadsgraden i vattenmagasinen var exceptionellt låg, minskade vattenkraftspro- duktionen kraftigt och priset var högre i prisområde och än i övriga prisområden. De höga priserna på kan förklaras med att påverkades av elpris- utvecklingen i både och . I låg områdes- priset högre än systempriset , vilket beror på att några kärnkraftverk förlängde revisionerna och att exporterade kraft till ända , trots de höga priserna i . Elpriserna i låg på höga nivåer. juni var priserna i västra mellan 500 och per MWh. Prisspiken på uppkom precis som under middagstid men förklaras fullt ut av samtidiga prisspikar på den tyska börsen för en enskild timma på per MWh. var priserna i västra kon- stant under systempris eftersom prissättningen i det prisområdet inte är beroende av minskad vattenkraftsproduktion. Förbindelsen mellan och utnyttjas uteslutande för import till och har en överförings- förmåga på 1 400 MW. låg kapaciteten på runt 1 000 MW, men den utökades till nuvarande nivå 2003. I samband med kapacitetsutbyggnaden var över- föringskapaciteten nedsatt . Det hade dock en liten prispåverkan, då utbudskurvan näst intill var ett rakt streck, det vill säga det var mycket liten skillnad i spotpriset mellan hög- och låglast. Den ökade importmöjligheten, vilken också utnyttjades maximalt , innebar att energibristrisken blev mindre. Generellt sett tas så mycket kraft som möjligt in på förbindelsen mellan och med hänsyn till elförbrukningen i . Normalt sker en revision på som- maren och överföringen har också reducerats . När importen från går ned tenderar områdespris Fin- land och att bli något högre. Det sker framför allt när sommarrevisionen på överföringsförbindelsen sammanfaller med kärnkraftsrevisionen i eller . Import till från 1999-2004 Förbindelsen med har inte följt de normala handelsström- marna om man ser till den polska produktionsmixen. användes kabeln uteslutande för export. upp- gick förbrukning till 25 800 MW och spotpriset låg strax under 1 per MWh. uppgick exporten till till 405 MW. I och med att hösten blev rekordtorr och risken för energibrist överhängande började berörda parter att förhandla om att vända på flödet och återigen ta in kraft till . En anledning till att det tog relativt att vända på flödet mot från export till import, trots de höga priserna , var att det fanns långa avtal som behövde skrivas om. Flödet på kabeln vände mot då priserna på var mycket höga och behovet av kraft i mycket stort. har det inte förekommit någon nettoexport till . I diagrammet i Figur 22 nedan redovisas nettoutbytet med till 2004 samt vilka prisnivåer som då rådde på spot- marknaden. nettoutbyte med 2001-2004 GWh och spotpris STOSEK Nettoimport (GWh/vecka) STOSEK (SEK/MWh) 7.6Inlåsning av kraft 2002 uppstod det överföringsbegränsningar mellan och västra . Begränsningar uppstod ofta i det svenska stamnätet på . Vid enstaka tillfällen var dessa begränsningar så stora att kraft låstes in i västra , vilket endast skedde under låglasttid. Det dygn då överföringsbegränsningarna blev som störst var 2002. I västra blev områdespriset noll , vilket berodde på kvotering av produktionen, se Figur 23 nedan. Att det blev kvotering i västra beror på deras system med prioriterad kraft och den stora andelen icke reglerbar produktion. Se vidare kapitel 13 Samspelet mellan och . Priser 24/12 /MWh, sorterade efter stigande volym Även mellan och var det brist på överförings- kapacitet. Priset i ligger under per MWh de timmar då kraft låses in och upp emot per MWh då kabelkapaciteten räcker till mot . och norra låg runt per MWh och södra låg något över det svenska områdespriset. Områdespriset för västra blev per MWh, det svenska per MWh, det finska per MWh, södra per MWh och systempriset per MWh. 7.7Andra effekter av uppdelningen i prisområden En delning av marknaden leder generellt sett till mindre kon- kurrens. Antalet aktörer minskar och de kvarvarande aktörerna på delmarknaden får större marknadsandelar. Det medför att risken för utövande av marknadsmakt ökar. Samtliga aktörer som kon- taktats inom detta projekt, såväl elhandlare och elproducenter som industrier och myndigheter, anser att det är av stor betydelse att elmarknaden hålls samman till en nordisk elmarknad i så stor utsträckning som möjligt, mot bakgrund av marknadens struktur med ett fåtal stora dominerande aktörer. Vidare är en viktig förutsättning för en väl fungerande elmarknad transparenta och icke-diskriminerande regler som medför ett optimalt utnyttjande av överföringskapaciteten. Eftersom flask- halsar hanteras på olika sätt innebär det olika förutsättningar i de olika länderna för marknadens aktörer. Systemoperatörernas hante- ring med att begränsa import och export inför handeln på elspot innebär att förbindelserna inte utnyttjas fullt ut, vilket stör pris- bildningen på . Stigande elpriser i ett importområde kan leda till ekonomiska konsekvenser för aktörer i ett högprisområde. Ett exempel på det är , då vattenkraftproduktionen i var rekordstor och det fanns överskott av billig vattenkraft i och , samt intresserade köpare i och . Överförings- behovet överskred nätets överföringsförmåga under ovanligt många timmar , vilket ledde till stora skillnader i områdespriser som främst drabbade aktörer på den svenska sidan. Prisområdesindelning medför också att marknadens aktörer måste hantera risken för att det uppstår prisområdesdifferenser. Systempriset är referens för finansiella produkter, medan kost- naden för fysisk kraft bestäms av områdespriserna. För att hantera denna risk finns prissäkringar för prisområdesdifferensen (CfD). Dessa handlas dock i stor utsträckning via mäklare, eftersom endast tillhandahåller sådana kontrakt för korta perioder. Uppdelningen i prisområden hämmar likviditeten på den finan- siella marknaden, då många aktörer väljer att prissäkra sig bilateralt i sitt eget prisområde. Därmed splittras likviditeten upp på olika bilaterala prisområdeskontrakt istället för att samlas på Nord Pools systempriskontrakt.