sou · GSB3129d4 · 2005-01-01 00:00:00 — I praktiken är det en mängd myndigheter i de olika nor- diska länderna, med olika sektorsansvar, som övervakar elmark- naden. Generellt sett efterfrågas en harmonisering av regelverket av marknadens aktörer. I konkurrenslagstiftningen likställs handel med el med andra varor och tjänster som bjuds ut på en fri marknad. Det finns två generella förbud som styr eventuell otillbörlig prispåverkan: Förbud mot samarbete som begränsar konkurrensen, vilket innebär att avtal mellan företag är förbjudna om syftet, eller resultatet, är att konkurrensen på marknaden hindras, begrän- sas eller snedvrids på ett märkbart sätt. Förbud mot missbruk av dominerande ställning på marknaden från ett eller flera företags sida. Det är dock inte förbjudet att inneha en dominerande ställning. Det finns ingen entydig definition på vad som anses vara en dominerande ställning. En dominerande ställning anses föreligga om företaget i avsevärd utsträckning kan agera oberoende av sina konkurrenter och kunder. vara företagets tillgång till råvaror och patent, dess möjlighet att hindra andra från att etablera sig på marknaden eller företagets finansiella styrka jämfört med sina konkurrenter. Den vanligaste bedömningsgrunden är dock företagets marknadsandel på den rele- vanta marknaden. Enligt konkurrensverket gäller att om marknads- andelen är mellan 40 finns en beaktansvärd risk för marknadsdominans och med en marknadsandel däröver råder en dominerande ställning. Vad som bedöms vara en relevant marknad kan variera beroende på omständigheterna i det enskilda fallet. Den relevanta elmarknaden anses ofta vara (, , och ). Den finansiella handeln på regleras i den norska lagen om värdepappershandel. Den säger att ingen aktör på ett olovligt sätt får påverka kursen på ett finansiellt instrument genom att sprida oriktiga eller förvillande uppgifter eller att ingå fiktiva avtal i syfte att påverka affärer eller teckningskurser i de finansiella instrumenten. För en så korrekt prissättning som möjligt på spotmarknaden och de finansiella marknaderna på , krävs att relevant marknadsinformation når samtliga aktörer. För att vara en aktör på måste kraven på informationsplikt uppfyllas. (Se även kapitel 5.5 om regler och avgifter för handel på .) För att handla med värdepapper i måste man även ha tillstånd av enligt lagen om värdepappers- rörelse15. Det finns därutöver ett flertal lagar kring handel med värdepapper, bland annat lagen om handel med finansiella instru- ment som säger att handeln måste bedrivas så att allmänhetens förtroende för värdepappersmarknaden upprätthålls och enskildas kapitalinsatser inte otillbörligen äventyras16. Sedan avregleringen har det skett en kraftig strukturomvandling på elmarknaden, vilket har lett till en ökad ägarkoncentration i marknadens alla led. har prövat ett fyrtiotal förvärvsärenden samt ett tiotal ärenden kring otillbörlig samverkan. De flesta ärendena skedde strax efter avregleringen i 15Lag (1991:981) om värdepappersrörelse. 16Lag (1991:980) om handel med finansiella instrument. Inget av de undersökta ärendena har lett till vidare åtgärder. Förvärven har ofta inneburit att någon att de stora energi- koncernerna , Fortum eller har köpt upp mindre lokala energiföretag. Den marginella förändringen i marknadsandel vid varje enskilt förvärv har inte varit tillräcklig för ett ingripande. Den senaste granskningen av förvärv gällde (E.ON:s) förvärv av . Ärendet uppfyllde kriterier som gjorde att det blev ett fall för . Efter utredning kunde affären fullföljas. Av de anmälningar som skett gällande otillbörlig samverkan har flertalet gällt administrativ samverkan mellan mindre, oftast lokalt verksamma elhandelsföretag. Typen av samverkan, samt deras ringa del av marknaden har lett till bedömningen att de inte haft någon konkurrensbegränsande inverkan. bevakar handeln på spot- och terminsmarknaderna för att kontrollera att gällande regler och lagar följs. Resultatet sam- manställs i tre rapporter, Market Surveillance Reports. Rapporterna omfattar bland annat misstänkta fall av insiderinfor- mation och prismanipulation samt andra händelser som kan på- verka marknadens funktion. De flesta fall lämnas utan sanktioner, sedan de inblandade parterna har lämnat närmare information kring omständigheterna till . Dagens marknadsbevakning for- maliserades i samband med att fick koncession som börs . Det har förekommit två misstänkta fall av marknadsmanipula- tion på elbörsen, varav ett är under utredning. Det första fallet inträffade vecka 2000. Då utreddes ett ärende gällande misstänkt utövande av marknadsmakt och det var de svenska aktörerna och som granskades. Fallet var det första observerat sedan den gemensamma el- börsen mellan och startade . Marknadsmakt kunde konstateras men det gick inte att påvisa att inblandade aktörer hade brutit mot några regler. Vidare har tre fall av miss- tänkt brott mot informationsplikten lett till skriftliga varningar. De tre fallen samt ytterligare två utredningar beskrivs nedan. De sanktioner utfärdar är i första hand en varning, i andra hand böter på och slutligen kan man bli avstängd från . Påsken 2002 kontaktade i Kredittill- synet, angående misstänkt marknadsmanipulation på elmarknaden. Det omsattes onormalt stora mängder kraft på den norska reglermarknaden respektive den svenska balanskraft- marknaden. Onormalt stor handel i reglerkraften ledde misstankar- na till att någon försökt upprätthålla höga prisnivåer på spot- marknaden. Det i sin tur hade även kunnat leda till konsekvenser på terminsmarknaderna. startade genast en utredning kring ärendet. Inhämtningen av information stötte delvis på problem då regelverken i och inte möjliggjorde för att inhämta underlag direkt via de olika systemoperatörerna, utan var tvungna att gå via respektive tillsynsmyndighet, i är det . Dåvarande regelverk i gjorde att information inte kunde lämnas ut därifrån. I uppstod aldrig några problem. Hanteringen försenade utredningen17. Någon prismanipulation på elmarknaden under påsken 2002 har inte kunnat påvisas. ändrade det danska kraftbolaget /S planerna kring längden på ett stopp för underhåll. Enligt infor- mationsplikten måste alla aktörer på redovisa underhållsplaner eller andra begränsningar i driften för anlägg- ningar större än 200 MW minst i förväg. Elsam för- längde driftsuppehållet utan att meddela detta. Det kunde inte påvisas någon prispåverkande effekt eller att åtgärden var en med- veten handling för att påverka marknaden. Företaget fick en var- ning. fördröjde Statkraft SF att meddela ett beslut angående en årlig revision på ett kraftverk till marknaden . genomförde en granskning av företagets budgivning samt utredde eventuell påverkan på de fysiska och finansiella marknaderna till följd av den fördröjda marknadsinfor- mationen. Utredningen visade att misstag har begåtts, men att det inte har medfört någon marknadspåverkan. Företaget fick en varning. 17 Regelverket har ändrats så att kan inhämta information direkt från aktuell systemoperatör gällande de olika aktörernas handel. På motsvarande sätt skall även system- operatörerna ha möjlighet att efter förfrågan få underlag från . De nya reglerna trädde i kraft . Enligt regelverket för den fysiska marknaden måste deltagarna rapportera om en anläggning, större än 200 MW tas ur, eller i drift, . tog i idrift en anläggning, men det dröjde innan informationen lämnades till . Efter utredning kunde ingen medveten marknadsmani- pulation eller faktisk prispåverkan påvisas. Företaget fick en var- ning. undersöker och rapporterar även om andra betydande händelser eller omständigheter på marknaden. rådde anmärkningsvärt höga spotpriser i västra (West). har även vid ett antal tidigare tillfällen noterat att prissättningen inte är tillfredsställande i västra mark. En av huvudorsakerna till att prisströmmarna inte går åt rätt håll är att spotmarknaden inte fungerar optimalt med det auktions- förfarande för kapacitet och kraft som gäller i förbindelserna med . I det speciella fallet var även kabelkapaciteten begränsad till och på grund av underhåll, vilket begränsade importmöjligheten av billigare kraft. I var så gott som all tillgänglig kraft på marknaden. De danska kraftproducenterna hade prognostiserat betydligt lägre priser i Västdanmark än i . De planerade därför inte för att utnyttja de möjligheter som hade funnits att köpa peakkraft söderifrån inom de avtal som fanns. Därför gick kraften i fel riktning. , polisanmäldes en aktör på på grund av misstänkta försök att manipulera priset på ett terminskontrakt . Norska ekobrottsmyndigheten lämnade emeller- tid tillbaka ärendet till Kreditillsynet, enligt uppgift på grund av bristande resurser att utreda ärendet. Fallet är inte nedlagt utan granskas fortfarande. Det är därför viktigt att lyfta fram att misstänkta fall av mark- nadsmanipulation som upptäcks verkligen utreds. I viss utsträck- ning har även åklagare och polis för dåliga kunskaper om elmark- naden för att kunna bedöma de eventuella regelbrott som begås. Totalt sett påverkar det dock inte bilden av att marknadsmanipu- lation skulle förekomma. Svenska har inte själva utrett några fall av insiderinformation på elmarknaden. De har däremot tipsat norska Kredittillsynet samt varit behjälpliga i ärenden när det gäller att få fram underlagsmaterial. Norska Kredittillsynet har bara utrett två fall, vilka omnämns ovan. Något fall av prismanipulation som bryter mot regler eller gällande lagstiftning har inte påvisats sedan den svenska elmarknaden av- reglerades 1996. Vid intervjuer som genomförts med marknadens aktörer vill heller ingen göra gällande att medveten prismanipu- lation skulle förekomma. Många av de intervjuade har emellertid framfört farhågor om att den marknadskoncentration som skett sedan avregleringen skapar förutsättningar för möjligt missbruk av dominerande ställning samt kunskapsöverföring mellan konkurre- rande företag genom gemensamt ägda kraftverk. Trots det är förtroendet för som börs stort hos alla aktörer. Det sker en effektiv prisbildning på spotmarknaden. Reglerna om informationsplikt gör att alla aktörer som handlar på börsen får samma marknadsinformation. Alla avvikande marknads- rörelser granskas av marknadsövervakning. Merparten av aktörerna anser att är en öppen och lättillgänglig börs sett ur ett internationellt perspektiv. Det finns inga tecken på att de misstänkta fall av manipulation som har utretts eller den oro många aktörer känner inför den marknadskoncentration som skapats på elmarknaden skulle på- verka handeln på börsen negativt. För att behålla förtroendet för elbörsen är det dock av stor betydelse att misstänkta fall av marknadsmanipulation verkligen utreds. Det aktuella fallet som lämnades till ekobrottsmyndigheten i utreddes inte, enligt uppgift på grund av bristande resurser och kompetens. Att berörda myndigheter, åklagare och polis har tillräcklig kännedom om el- marknaden är viktigt. 12Utvecklingen på elspotmarknaden och 2003 Utvecklingen av 2002 och början av 2003 var omvälvande för handeln på . /2003 upplevde den nordiska kraftmarknaden den lägsta tillrinningen . Det medförde kraftig prisuppgång på grund av risken för energibrist, en risk som påverkar prissättningen . var den hydrologiska balansen tillfreds- ställande, men försämrades situa- tionen, och aktörerna började inse att situationen var allvarlig. Hantering av en hotande energibrist och situationen som föregick den blev en öppen debatt som involverade frågeställningar kring aktörers handelsstrategier och risken för ransonering av kraft. I Figur 40 nedan visas spotprisets dramatiska utveckling över /2003. Utveckling av spotpriset på varje timme 2002 och 2003, NOK per MWh Under inledningen av 2002 var nederbördsmängderna större, och var även temperaturen högre än normalt. Snösmält- ningen inträffade också något tidigare, vilket innebar att magasinsfyllnadsgraderna var höga . I hade det varit en rad översvämningar . Många av de svenska producenterna ville ha lägre nivåer i maga- sinen, eftersom de fått kritik för alltför låg tömningstakt vid stor nederbörd. Nederbördsmängderna var mindre än normalt under stora delar av våren, men under några enstaka veckor kom mycket nederbörd. kom sedan ett omslag från våtår till ett extremt torrår. Ett högtryck låg över norra under stora delar av hösten, vilket skapade varm och torr väderlek för hela . juli var det varmare än normalt, vilket innebar att både markvattennivåerna och grundvatten- nivåerna försämrades avsevärt. Ett omslag från varmare till kallare väderlek kom . försämrades den hydrologiska balansen avsevärt. Tillrinningen var mycket låg och nederbörds- mängderna i och tillsammans var under normalt . Det medförde en kontinuerlig prisökning på både spot- och terminsmarknaden. I diagrammet i Figur 41 nedan visas den hydrologiska balansen och nederbörds- avvikelsen från normalt . Hydrologisk balans och nederbördsavvikelse från nor- malt 2002 Nederbördsavvikelse (TWh) Hydrologisk balans (GWh) Källa: och . övergick det nordiska systemet från att exportera kraft till att successivt importera mer och mer kraft från grann- länderna. Underskottet i vattenkraft i medförde import från , även . Det skapade debatt i om producenternas handelsstrategi. kom med mer nederbörd än normalt, men markerna var torra och tillrinningen var mindre än normalt. var det mycket torrare och kallare än normalt. Underskottssituationen påverkade även till- rinningen . I och med att mark- och grundvattennivåerna sjönk så mycket blev tillrinningen lägre än normalt , trots att nederbörden var större än normalt . 12.2Uppdelning i fler prisområden i Det torra och kalla klimatet under slutet av innebar att risken för energibrist blev påtaglig i . Därför tog Statnett ett beslut att dela upp i fyra prisområden med start , då risken för energibrist var stor i Vestlandet och Nordvestlandet. av dessa områden beror på de fysiska överföringsbegränsningar som finns i . NO4: Mitt- och var underskottet stort i Vestlandet och Nordvestlandet medan södra och Mitt- och hade ett litet överskott i den hydrologiska balansen. Man räknade med att Vestlandet och Nordvestlandet skulle få de högsta priser- na, södra något lägre och Mitt- och skulle pris- sättas som prisområde . Denna uppdelning var en stark signal till de norska konsumenterna att efterfrågeanpassningar måste komma till stånd för att förhindra en eventuell energibrist innan vårfloden satte igång. För att klara det större underskottet i Vestlandet och Nordvest- landet var dessa områden beroende av både kraft från övriga områden men även av möjligheten att justera efterfrågan inom området. Vestlandet har mycket elintensiv industri som har möjlig- het att stänga av produktion och sälja tillbaka el till marknaden. Dessutom finns det stora överföringsmöjligheter från södra till Vestlandet på runt 3 500 MW. Nordvestlandet var starkt be- roende av överföringsmöjligheterna från Mitt- och på runt 400 MW. Den totala överföringskapaciteten till Nordvest- landet från övriga områden var dock bara 700 MW. Däremot var underskottet i energibalansen i Nordvestlandet mindre än 50 pro- cent av underskottet i Vestlandet. 12.3Anmärkningsvärd prisökning till 50 En anmärkningsvärd prisökning skedde mellan . Temperaturen sjönk kraftigt vecka 50, vilket föranledde en kon- sumtionsökning med runt 117 GWh mellan de båda veckorna. Den temperaturkorrigerade förbrukningsskillnaden var däremot liten. Konsumtionstopparna var dock inte extremt höga ur ett historiskt perspektiv. Uttalanden från energiministern i , om att det inte är uteslutet med ransonering av kraft om så behövs, hade även en viss prishöjande effekt. Tem- peraturavvikelse och prisutveckling 48 till 51 visas i Figur 42 och Figur 43. Temperaturavvikelse från normalt i och vecka 48-51 2002 och 2003 -0,5 -1,5 -2,5 -3,5 Spotpris NOK/MWh, konsumtion i och handels- volymer på vecka 48–51 Väderprognoserna visade på betydligt kallare och fortsatt torr väderlek. Eftersom utvecklingen av tillrinning och hydrologisk balans ytterligare försämrades, startades gasturbiner för att klara konsumtionsökningen . Gasturbiner har en produktionskostnad på runt per MWh. Vid det tillfället var inga speciella överföringsbegränsningar inrapporterade och kärnkraften gick med hög effekt. 1 var dock borttagen från (slutet av vecka 49). Enligt revisionsplanen skulle produktionen återupptas den 10 dec- ember, men återstarten försenades . Kraftverket kom åter i full produktion först . Gasturbinkraften i visade sig dock inte behövas . De bidrog endast med , vilket framgår av Figur 44. Ändå började priserna att stiga från strax under till över . 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 inte följer det normala prismönstret, eftersom priserna sjunker på grund av minskad elanvändning. Prisnivåerna för terminskontrakt för antydde att det prissättande och konkurrerande produktionsslaget skulle vara gasturbinkraft, varvid producenterna började värdera vattnet för att få in dyrare produktionsslag veckan efter. (Vattenvärdering beskrivs i kapi- tel 6.1.1.) Producenterna förändrade värderingen av vattnet på grund av den torra situationen i slutet på 2002 för att få det 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 . De norska producenterna har tenderat att endast sälja en begränsad del av produktionen på längre termins- kontrakt och ha en större exponering för prisvariationer på kortare sikt. Den baseras på vattenproducentens tro om högre priser . Baserat på den strategin var det därför många produ- center som gynnades av en ökning i spotpriset. Värderingen av vattnet framgår tydligt av nedanstående grafer som visar priskryssen för södra . Figuren visar pris- och volymsförhållande för varje timme, där så- ledes utgör 24 punkter sammanfogade med en linje. Priskryss på spotmarknaden södra vecka 49, 2002 Ovanstående graf visar tydligt förändringen i vattenvärderingen som skedde . låg priserna på under per MWh. För steg sedan priserna för att ligga på cirka per MWh. var det förväntningar om att dyrare produktionsslag skulle komma in som drev upp priserna. Spotpriser på timbasis för prisområde södra 2002 Figur 46 består av punkter för årets alla priskryss i prisområde södra , 8 760 stycken. De är sammanfogade med 365 linjer, det vill säga en linje med 24 kryss . Man kan se att det finns mycket få priskryss mellan 400 per MWh. steg temperaturen något och lasten i systemet avtog. Gaskraftsproduktionen behövdes inte i lika stor utsträck- ning 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. Tack vare att en rad tidigare avställda konventionella kraftverk åter togs i bruk på grund av den torra väderleken och att importen ökade blev aldrig effektbalansen allvarligt ansträngd . Priserna på terminsmarknaden började stiga kraftigt som spotpriserna steg. Det innebar att terminspriset för steg från per MWh vecka 49 till per MWh . Prisökningen var särskilt markant mellan då stängningskurserna var per MWh respektive per MWh. Spotpris och terminspriset för Vinter 1-03 kontraktet under 2 /MWh Prisutvecklingen på kontraktet vinter 1-03 (V103) har i stort sett följt spotpriset. Fram handlades dessa kontrakt en bit under per MWh och kopplingen till den hydrologiska balansen är mycket stor. Generellt sett har utveck- lingen på den finansiella marknaden varit långsammare än på den fysiska marknaden. tenderade dock de närmaste kontrakten på den finansiella marknaden att röra sig i takt med spotpriset. Denna utveckling syns mycket tydligt , då spotpriset steg, medan kontraktet V103 endast rörde sig marginellt. Att vinterkontraktet inte steg i motsvarande utsträckning kan bero på att det fanns förväntningar i marknaden om att det kunde komma ett väderomslag. Det är dessutom normalt att spotpriset stiger . stiger lasten i systemet och är det den temperaturberoende lasten som ökar. är ofta mycket kärnkraft uttagen för revision och mot- trycksproduktionen i fjärrvärmenäten har inte startat helt, vilket innebär att spotpriset stiger. Sammantaget var det endast som det var någon markant skillnad i spotpriset och produktionskostnaden för de kraftslag som gick. Det var förväntningar om behov av gasturbin- kraft nästkommande vecka som låg till grund för att värderingen av vattnet förändrades. Början av 2003 var mycket kall. var det drygt 8 gra- der kallare än normalt, och tömningstakten i magasinen var oro- väckande hög. Norska producenter höjde säljpriset till spotmark- naden men sänkte inte försåld volym, vilket medförde att de fortsatte att ha en relativt hög produktion. Kylan dämpades under . Temperaturavvikelse från normal temperatur Det kom ett rejält omslag i vädret , då det var tre grader varmare och dessutom kom mer nederbörd än normalt. Även vecka 4 var varmare och blötare än normalt. Dessa två blöta och för årstiden varma veckor innebar att den akuta energibristrisken dämpades. hade stora problem, inte bara med låga fyllnadsgrader i vattenmagasinen, utan de hade även ett stort underskott i snömagasinen. Det stora under- skottet i snömagasinen i både och stressade mark- naden rejält, då man såg fram mot en sommar med extremt låga fyllnadsgrader i magasinen. Nederbördsavvikelse från normalt, TWh . 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 De extra nederbörd som kom och 4, 2003 var mycket lugnande för marknaden. Det var första gången sedan som- maren 2002 som det var i rad med mer nederbörd än normalt. Dessutom hade lasten i systemet minskat tack vare att stora efterfrågeanpassningar, i framför allt , hade kommit till stånd. Områdespris föll från per MWh vecka 2 till per MWh vecka 3. Det motsvarar fallet från att gas- turbiner till oljekondens var prissättande. Fallet i spotpriset fort- satte och vecka 4 var områdespris nere på per MWh. Resterande del av vintern var i stort sett varmare och med mindre nederbördsmängder än normalt till och med april. 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. Priserna på vände åter uppåt . De höga temperaturerna ledde till stora problem på kontinen- ten, var osäkerheten mycket stor huruvida man skulle klara av kraftförsörjningen. Höga priser i innebar att exporten från söderut var mycket hög. Områdespris låg på per MWh och priserna på terminsmarknaden handlades upp till mycket höga nivåer. Problemen på kontinenten löste sig i och med att värmen gav vika och det kom mer nederbörd än normalt. blev mycket kall och torr, vilket medförde stigande priser. var det betydligt varmare än normalt och 2004 klarades av utan problem. Risken för energibrist i är stor om vårfloden kommer sent som magasinsfyllnadsgraden är låg. Om en sådan situa- tion skulle uppstå, skulle Statnett ha problem att över huvud taget hålla igång näten. I tog man därför fram långtgående planer för en eventuell ransonering om vattnet i magasinen skulle ta slut. Stora efterfrågeanpassningar kom till stånd . Både industri- och hushållssektorn drog ned på sin för- brukning. Det är betydligt vanligare med rörligt elpris till slut- kunder i än vad det är i och . Vidare tillämpas i ett system med debitering efter faktisk förbrukning för de elanvändare som har en årlig elförbrukning som överstiger 8 000 kWh. Debitering efter uppmätt faktisk förbruk- ning skall ske minst . Preliminär debitering mellan avläsningarna är tillåten om elanvändaren vill ha fler debi- teringstillfällen.