sou · H5B32 · 2017-01-09 00:00:00 — Det är angeläget att identifiera om det nu finns nya möjligheter och nya utmaningar för elmarknaden och att analysera om detta bör föranleda en ändrad design av elmarknaden. 5.4.1Nya förutsättningar och utmaningar för elmarknaden Expansionen av vind- och solkraft ändrar förutsättningarna på el- marknaden på flera sätt. Flera studier belyser detta närmare, där- ibland IEA som ger en bred överblick av hur elmarknaderna i väst- världen har påverkats av den pågående energiomställningen (IEA 2016b). Enligt Economics, som har analyserat den svenska och regionala nordiska elmarknaden, finns det flera utmaningar för dagens marknadsmodell (Economics 2016). En sådan utmaning för elmarknaden är att det i och regionen som helhet byggs upp en betydande överkapacitet av elproduktion. Ut- byggnaden är motiverad av energi- och klimatpolitiska skäl och sker som efterfrågan på el är i det närmaste oförändrad. har nettoexporten av el till våra grannländer till stor del absorberat den resulterande produktionsökningen, men bedöms möjligheten till fortsatt produktion för export vara be- gränsad. En förändrad sammansättning av elproduktionen, framför allt utbyggnaden av vindkraft, innebär också en påfrestning för el- marknaden eftersom den ändrar förutsättningarna för att klara till- förlitligheten i elsystemet. Vidare framhålls att det finns en osäkerhet kring den befintliga kärnkraftens roll. I en situation med låga elpriser, effektskatter och ekonomiskt svagare energiföretag är det osäkert om kärnkrafts- företagen bedömer att långsiktiga investeringar, för att möta de nya säkerhetskraven, är kommersiellt gångbara. Nedläggning av stora kapacitetsvolymer kan ske på så att elsystemet och elmark- naden inte har någon möjlighet att anpassa sig. Det finns också en politisk osäkerhet som påverkar marknads- förhållandena och därmed investeringar, både för energiföretag och för slutanvändare inom industrin. Förutom förutsättningarna för kärnkraft och skatt på elproduktion, nämns frågan om mål för ytter- ligare investeringar i förnybar elproduktion och den ovissa framtiden för EU:s system för handel med utsläppsrätter. har aviserat ny lagstiftning om elmarknadsdesign, vilket också leder till en osäkerhet för investerare. I om marknadsdesign diskuteras frågan om dagens svenska och nordiskt regionala mark- nadsmodell och marknadsmekanismer är tillräckliga för att klara den leveranssäkerhet och den flexibilitet i produktions- och förbruknings- sidan som krävs för att möjliggöra en omställning av energisystemet. Enligt rapporten leder expansionen av vind- och solkraft till två centrala utmaningar för elmarknadsdesignen (2016b): •Hur ska leveranssäkerheten vid toppar i efterfrågan på el? •Hur ska den momentana balansen vid snabba variationer i produktionen av variabel el? Som tidigare framgått leder utbyggnaden av vind- och solkraft till ett behov av omfattande nätutbyggnader, i såväl stamnät som region- och lokalnät (kapitel 5.3). Till detta kommer de nya möjligheter som smarta nät kan innebära. Enligt Energikommissionens underlags- rapport om marknadsdesign aktualiserar den här utvecklingen vissa utmaningar för marknadsdesignen såvitt avser regelverket för region- och lokalnät. En fråga är hur förutsättningar kan skapas för nät- företagen att agera optimalt utifrån de nyttor som smarta nät kan ge. En annan fråga är hur nätregleringen kan utformas för att främja en kostnadseffektiv utbyggnadsplanering som ger rätt balans mellan nät- utbyggnader, åtgärder på efterfrågesidan och energilager (Energikom- missionen 2016b). Dessa frågeställningar om elmarknadsdesignen behandlas när- mare i följande avsnitt. 5.4.2Alternativa marknadsdesigner för att klara leveranssäkerheten En huvudfråga är om dagens energy-only marknad19 kan klara den framtida leveranssäkerheten eller om det är nödvändigt att också införa en kapacitetsmarknad. En kapacitetsmarknad innebär att en producent inte bara får betalt för den energi som produceras utan också via kapacitetsmarknaden får betalt för att ställa kapacitet till förfogande när elsystemet så kräver. Vissa länder som inte inför kapa- citetsmarknader för all produktion har sett behov av att införa till- fälliga kapacitetsmekanismer såsom effektreserver eller strategiska reserver för att under en övergångstid behålla olönsamma anlägg- ningar som annars skulle ha lagts ned. Inspirationen till kapacitetsmarknader kommer från . Den största marknaden är den så kallade PJM-marknaden20 i nordöstra . Den moderniserades och kom då att innefatta ett kapacitetselement. infördes en ny design av PJMs kapaci- tetsmarknad som benämndes Reliability Pricing Model (RPM). Alla förbrukare är tvungna att köpa kapacitet motsvarande sin toppför- brukning plus en reservmarginal. Syftet är att etablera ett marknads- pris på kapacitet som ger behövlig ny kapacitet en totalintäkt (inklu- sive energiintäkter) som täcker dess kostnad (2016b). PJM:s kapacitetsmarknad har inte fungerat utan problem och regelverket har ändrats . Ett problem har varit att kapacitetsmarknadens pris ibland avvikit kraftigt från vad som upp- fattats vara rimligt, vilket har lett till krav på att vidta ad hoc-ändringar i marknadsreglerna vilket senare i sin tur har lett till oavsedda 19Med begreppet ”energy-only” marknad avses att en producents intäkter kommer från levererad el och inga separata intäkter kommer från tillhandahållen leveranssäkerhet. 20PJM Interconnection (PJM) är en regional systemoperatör för 13 delstater och D.C. Ett annat problem har varit att säkra att den kapa- citet, som fått betalning, faktiskt finns till förfogande när det be- hövts. Ett tredje problem har varit att systemet upplevs som admi- nistrativt tungt. Inom EU har bland andra , och beslutat att införa kapacitetsmarknader. Andra länder inom EU, däribland , och de nordiska länderna har tagit ställning för att inte nu införa kapacitetsmarknader. I det följande beskrivs översiktligt hur , , och har utformat marknadsdesignen för att klara leveranssäkerheten. Beskrivningen baseras på om marknadsdesign (2016b). Avslutningsvis redovisas kortfattat förslag om förändringar i EU:s marknadsdesign som presenterades . I är den viktigaste utmaningen att många äldre kol- kraftverk ska stängas av miljöskäl och att förbrukningen av el för- väntas stiga. () publice- rade ett remissdokument om elmarknadsreformer för att klara de långtgående målen (DECC 2010). De viktigaste förslagen var ett lägsta-pris för utsläppsrätter, ett investeringsstöd för nya produktionsanläggningar med låga koldioxidutsläpp samt en kapa- citetsmarknad för att säkra leveranssäkerheten. Parlamentet beslu- tade om en elmarknadsreform som innehöll dessa förslag (DECC 2011). Kapacitetsmarknaden är utformad som en centraliserad auk- tionsbaserad marknad med två årliga auktioner. Den ena auktionen avser leverans efter auktionsåret (T-4) och avser huvuddelen av den målsatta kapaciteten. Den andra auktionen avser leverans efter auktionsåret (T-1) och avser resterande volym av den upp- daterade målsatta kapaciteten. Den målsatta kapaciteten fastställs av regeringen efter rekom- mendation av den brittiska systemoperatören, National . National ska basera sin rekommendation på det leverans- säkerhetskrav som fastställts av regeringen. är detta krav att den förväntade förlusten av last (loss of load expectation, LOLE) ska vara maximalt . Den som vill delta i auktionen måste genomgå en prekvalifi- ceringsprocess. I denna process fastställs vilken kapacitet som kan antas vara tillgänglig i en höglastsituation (de-rated capacity) från en produktionsenhet, en efterfrågeminskningsenhet eller en ut- landsförbindelse. En anläggning som får annat statligt stöd får inte delta i auktionen. Detta innebär att auktionen inte innefattar vind, sol, biomassa, ny kärnkraft, m.m. Däremot tas hänsyn till dessa kraftslags produktion när den målsatta kapaciteten beräknas. Kontraktsperioden är för existerande kapacitet, för re- investeringar och för nyinvesteringar. Kontrakterade kapa- citeter är skyldiga att leverera (produktion eller efterfrågeminskning) när systemoperatören publicerar en kapacitetsmarknadsvarning att elsystemet är ansträngt. Straffavgift ska betalas om skyldigheten inte uppfylls. Kostnaderna ska finansieras genom en avgift på alla elleverantörers leveranser mellan och 19.00 vintervardagar. EU-kommis- sionen fann i ett beslut att utformningen av kapacitetsmarknad är förenlig med . De brittiska åtaganden som gjordes innefattade bl.a. att utlandsförbindelser ska kunna delta i auktionen. Däremot innefattade åtagandena inte en direkt möjlighet för aktörer i grannländerna att delta i auktionen. Den första T-4 auktionen genomfördes och avsåg 2018/19 (DECC 2014). Den andra genomfördes och avsåg 2019/20. En tredje auktion genomförs avseende 2020/21. Den första T-1 auktionen genomförs avseende 2018/19. Den första auktionen resulterade i att 49 300 MW anskaffades till en årlig ersättning om 19 400 GBP per MWh. I den andra auktionen anskaffades 46 300 MW till en årlig ersättning om 18 000 GBP per MWh. av anskaffad kapacitet är ny kapacitet. I den första auktionen anskaffades 200 MW efterfrågeminskningar medan 500 MW anskaffades i den andra auktionen. antog en lag om ny organisation av elmarknaden, den så kallade NOME21-lagen. Av lagen framgår bl.a. att det ska in- föras ett krav på elleverantörerna att inneha kapacitetsgarantier och att dessa garantier ska kunna handlas på en marknad. Ett regeringsbeslut preciserade de generella riktlinjerna för organisering av den kommande kapacitetsmarknaden. Kravet på el- leverantörerna ska baseras på deras kunders verkliga förbrukning . En leverantör måste inneha kapacitetscertifi- kat motsvarande detta krav. Den franska systemoperatören, Réseau de transport d’électricité (RTE), ska utfärda kapacitetscertifikat base- rade på det förväntade bidraget från en anläggning eller en åtgärd för efterfrågeminskning . RTE redovisade ett förslag till preciserade regler för den nya kapacitetsmarknaden (RTE 2014). De nya reglerna fastställdes senare av regeringen. Den franska kapacitetsmarknaden är till skillnad från den brit- tiska en decentraliserad marknad. Det är inte staten som i en auk- tion köper kapacitet. I stället har ålagt elleverantörerna att inneha kapacitetscertifikat. Däremot är det staten genom RTE som fastställer hur kravet på elleverantörerna ska beräknas och på så sätt är det också i staten som fastlägger vilken kapa- citet som ska vara tillgänglig. Utgångspunkten för kravet på en elleverantör är den faktiska le- vererade effekten under ansträngda perioder. Sådana ansträngda perioder ska indikeras av RTE i förväg. Leverantörens topp- effekt korrigeras i efterhand av RTE till vad den skulle ha varit under en tioårsvinter. Den korrigeras också med hänsyn till sammanlagring, m.m. Beräkningen utgår från en bristrisk om . Elleverantören måste inneha kapacitetscertifikat motsvarade denna korrigerade leveranstopp. Genom att de parametrar som RTE an- vänder för att kalkylera kravet är kända i förväg anses elleverantören ha tillräckliga förutsättningar för att i förväg beräkna sitt behov av kapacitetscertifikat. All produktion som är nätansluten deltar i en certifieringsprocess. RTE fastställer i denna process vilket bidrag som en anläggning kan 21 du Marché de l'Electricité. förväntas ge i en bristsituation med hänsyn till möjlig produktion och förväntad tillgänglighet. Kapacitetscertifikat delas ut i förväg utifrån denna beräkning. Processerna skiljer sig mellan existerande anlägg- ningar, planerade anläggningar och efterfrågereduktioner. I en veri- fieringsprocess i efterhand fastställs den verkliga tillgängligheten under systemkritiska perioder. En elleverantör kan anskaffa kapacitetscertifikat genom egna produktionsanläggningar eller egna åtgärder för efterfrågeflexibili- tet, genom bilaterala köp eller genom handel på en marknadsplats. EPEX Spot beslutade att lansera en marknadsplats för handel i franska kapacitetscertifikat. startade en fördjupad gransk- ning av om den franska kapacitetsmarknadens utformning är förenlig med . Under granskningen åtog sig att genomföra ett antal förändringar. Nya anläggningar ska kunna få sjuåriga kapacitetscertifikat i stället för ettåriga. Produktionsanlägg- ningar och efterfrågeflexibilitet i grannländerna ska också kunna få kapacitetscertifikat inom ramen för förväntad importkapacitet på ut- landsförbindelserna när det är effekttoppar. har vidare åtagit sig att införa en serie åtgärder för att förhindra möjlig mark- nadsmanipulation. beslutade att godkänna att den franska kapacitetsmarknaden med dessa förändringar är förenlig med (EU-kommis- sionen 2016e). franska beslut har inneburit att ska vara det första leveransåret för den franska kapacitetsmarknaden. I samband med offentliggörandet av godkännande be- kräftade att den franska kapacitetsmarknaden ska börja gälla . I har det under åtskilliga år varit en intensiv debatt kring behovet av att införa en kapacitetsmarknad. Branschorganisationer och flera andra intressenter har menat att ett införande av en kapa- citetsmarknad är nödvändigt för framtida leveranssäkerhet när an- delen el baserad på vind och sol blir allt större och kärnkraften ska vara helt avvecklad . Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) publice- rade en så kallad grönbok avseende åtgärder för en förändring av elmarknadens design (Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) 2014). ställer två huvudriktningar mot varandra. Den ena innebär att elmarknaden utvecklas mot ”Strom- markt 2.0” där hinder mot korrekta prissignaler eliminerats. Den andra är att det också skapas en kapacitetsmarknad. sändes ut som ett diskussionsunderlag på en bred remiss. Resultaten av remissbehandlingen och ministeriets ställnings- taganden publicerades i vitboken ”Ein Strommarkt für die Energiewende” (BMWi 2015). I vitboken anges vilka byggstenar som bör finnas i en elmarknad 2.0 för att energiomställningen ska kunna genomföras på ett sätt som står i samklang med målen om en lång- siktigt ekonomisk, ekologisk och säker elförsörjning. Det slås i vitboken fast att elmarknaden 2.0 bör vara en energy- only marknad där hinder för korrekta prissignaler ska elimineras. Någon kapacitetsmarknad bör inte införas. Däremot behövs en strategisk reserv (effektreserv) för att ge extra leveranssäkerhet utöver den som erhålls på den ordinarie el- marknaden under energiomställningen. De anläggningar som ingår i den strategiska reserven ska vara anläggningar som annars skulle ha lagts ned. De ska hållas utanför elmarknaden och inte få påverka dess prisbildning. Den strategiska reserven bedöms behöva uppgå till av topplasten. Det framhålls att det dessutom i södra behövs en regional nätreserv för att klara säkerheten fram tills överföringsnätet mellan norra och södra är ut- byggt. Tre huvudargument anförs för valet av energy-only marknad i stället för kapacitetsmarknad. •Leveranssäkerhet: Kapacitet får ersättning implicit i en energy- only marknad. Elmarknad 2.0 där hinder mot korrekta prissignaler har eliminerats säkrar den långsiktiga leveranssäkerheten. Genom- förda analyser visar att den nödvändiga kapaciteten via marknads- mekanismerna erhåller tillräcklig ersättning utan att en kapacitets- marknad behöver skapas. •Kostnadseffektivitet: Kombinationen av en energimarknad och en kapacitetsmarknad ökar kundernas totala kostnader. Kapacitets- marknader är dessutom komplicerade och ger risk för fel i samband med regleringen av deras utformning och drift som kan medföra betydande konsekvenser för olika grupper av aktörer. •Innovation och hållbarhet: Ett elsystem med en hög andel vind och sol förutsätter utveckling och införande av nya flexibilitets- möjligheter. Introduktion av nya flexibilitetsmöjligheter är svårt på en reglerad marknad där fokus ligger på existerande lösningar. Nya innovativa lösningar utvecklas i stället bäst på en konkur- rensmarknad. Korrekta prissignaler leder därför till mest sam- hällsekonomiskt effektiv integration av vind och sol på såväl kort som lång sikt. En viktig frågeställning i är att en mer variabel elproduk- tion baserad på vind och sol leder till nya utmaningar i fråga om leveranssäkerheten. Den danska systemoperatören Energinet.dk bjöd in olika organisationer och aktörer till ett projekt där utmaningarna skulle analyseras i ett brett perspektiv och lösningar utarbetas. Syftet var att utarbeta ”Markedsmodel 2.0” som skulle ange hur den framtida marknadsdesignen bör utformas. Projektets slutrapport pe- kade på tre huvudområden där det bedömdes finnas ett behov av förändringar (Energinet.dk 2015): •Bristrisken riskerar att bli för hög i östra . Däremot för- väntas de leveranssäkerhetskriterier som Energinet.dk fastställt även fortsättningsvis komma att uppfyllas i västra . •Efterfrågeflexibiliteten behöver öka. Det finns dels behov av ökad elanvändning när det är mycket god tillgång på vind- och solkraft, dels behov av minskad elanvändning i knapphetssituationer när elproduktionen är otillräcklig. •Viktiga systemnyttor försvinner när stora kraftverk stänger, eller producerar allt färre timmar. De viktiga systemnyttor för el- systemets drift som de stora kraftverken levererar kommer inte att bli naturligt levererade i samband med elproduktion från kraftverken. När det gäller leveranssäkerheten i östra bedöms utbygg- naden av vindkraftparken ge ett viktigt bidrag . Anslutning av till såväl det tyska som det danska stamnätet möjliggör att effekt kan levereras från till och därigenom minska bristrisken i östra . Att införa en kapacitetsmarknad bedöms vara en onödigt stor och långtgående förändring. I stället föreslås en strategisk reserv som lös- ning om leveranssäkerheten bedöms riskera bli otillräcklig i östra . Det påpekas också att eftersom och väljer strategisk reserv i stället för kapacitetsmarknad är det också av detta skäl förnuftigt att inte isolerat går en väg mot en kapacitetsmarknad. Marknadsregler som utgör hinder för att efterfrågeflexibiliteten ska komma till uttryck i marknaden behöver förändras. Det är an- geläget att möjliggöra nya affärsmodeller i marknaden för tillvara- tagande av efterfrågeflexibilitet. När det gäller tillgången på de systemnyttor som erhålls från stora kraftverk konstateras att funktionaliteten kan säkras via tek- niska föreskrifter, via utformning av nya systemtjänster som köps in marknadsbaserat samt via installationer i anläggningar som inne- has av Energinet.dk. Förslag till ny EU-lagstiftning om elmarknadsdesign presenterade sina förslag till lagstiftning om förändrad elmarknadsdesign. Förslagen ingår i ett större paket med lagförslag som rör energi- och klimatområdet, med titeln for all Europeans, också kallat vinterpaketet (). har inte haft möj- lighet att närmare analysera lagförslag. Här be- skrivs förslagen om elmarknadsdesign kortfattat. En huvudinriktning är att föreslå åtgärder som stärker de kortsiktiga marknadernas funktion, dvs. spotmarknaden, inom-dygnet-marknaden och balans- marknaden. De regler som vissa länder har infört, om att viss pro- duktion har prioriterad tillgång till näten, föreslås begränsas. Likaså föreslås att eventuella pristak slopas eller sätts till , dvs. värdet av förlorad last (se nedan). Paketet innehåller också förslag om regler med syfte att stärka efterfrågeflexibilitetens roll i de kortsiktiga Vikten av att handelskapaciteter inte begränsas mellan olika länder för att lösa interna överföringsproblem behandlas också. En annan huvudriktning är att vidta åtgärder som stärker sam- arbetet mellan olika länder. Det gäller krav på regionalt samarbete i vissa frågor och europeiskt samarbete i andra. När det gäller analys av leveranssäkerhet och hantering av krissituationer föreslår EU-kom- missionen åtgärder som kräver regionalt samarbete. Frågan om nätägarrollen berörs också i lagförslagen. Enligt EU- kommissionen bedöms det nuvarande regelverket inte ge lämpliga verktyg för nätägare att aktivt styra elflödena i sina nät och inte heller ge nätägarna incitament att investera i innovativa lösningar. Vidare framhålls att flexibilitet måste kunna ses som ett alternativ till nätexpansion. konkurrensdirektorat lanserade en s.k. sektorsgranskning avseende kapacitetsmarknader och kapa- citetsmekanismer i elva länder, däribland . är i vilken utsträckning existerande kapacitetsmekanismer kan an- ses strida mot statsstödsreglerna. En interimrapport presenterades (2016d). slutliga rapport från sektorsgranskningen ingår i vinterpaket (EU-kom- missionen 2016f). 5.4.3Bör en kapacitetsmarknad nu införas i ? Under de som gått sedan elmarknadsreformen genomfördes har bristande produktionskapacitet aldrig lett till avbrott i leveran- sen av el till kunder i . Detta innebär dock inte att alla kunder alltid fått el i . Det innebär däremot att alla elavbrott har berott på nätfel (2016b). redovisar att antalet driftstörningar på stamnätet med elavbrott som konsekvens varierade mellan 1 och 22 –2015. Den icke levererade energin varierade mellan 0,2 och 42,3 MWh. Den icke levererade effekten varierade mellan 10 och 235 MW (Svk 2015c). Enligt Ei:s senaste redovisning av leveranssäkerheten i lokal- och regionnät, låg leveranssäkerheten i både region- och lokalnät överlag på en nivå nära medianvärdet för perioden –2013 (Ei 2016b). Diskussionen kring leveranssäkerhet fokuserar i och i andra länder ofta kring frågan om produktionskapaciteten verkligen är tillräcklig för att klara en extrem efterfrågetopp i samband med en tio- årsvinter (2016b). Även om detta är en väsentlig aspekt i frågan om leveranssäkerhet är det angeläget med en helhets- syn på leveranssäkerhet som omfattar alla delar av elsystemet. Leve- ranssäkerheten i det svenska elsystemet är också starkt beroende av förhållandena i omkringliggande länder (Svk 2015c). Nätfel orsakar avbrott till kunder , inte endast i samband med tioårsvintrar eller extremstormar. I om marknadsdesign framhålls vikten av att eventu- ella mål för leveranssäkerhet därför bör vara inriktade på avbrott till kund och icke levererad energi till kund – oavsett om orsaken är otillräcklig produktionskapacitet eller driftstörningar i stamnät, regionnät eller lokalnät (2016b). var mycket kalla i . Enligt Energikommissionens underlagsrapport om marknadsdesign fungerade den nordiska elmarknaden mycket väl under de . Inga allvarligare bortfall av kapacitet inträffade. Det fanns extra kapacitet tillgänglig för mark- naden. Det högsta spotpriset blev per MWh och gällde för timme 08–09 . Det kan ses som ett tecken på en välfungerande marknad att det högsta spotpriset inträffade under timmen med den högsta förbrukningen. Priset per MWh var gemensamt för alla budområden i förutom södra och västra . Dessa budområden hade per MWh som gemensamt pris med och . Ett gemen- samt pris innebär att det finns oanvänd tillgänglig överförings- kapacitet mellan budområdena. Under många av de andra högför- brukningstimmarna utnyttjades all tillgänglig överföringskapacitet mellan norra och och högprisområdet innefattade endast , och östra (2016b). Den signal som ges av prisbildningen under de tre toppförbruk- ningsveckorna är att produktionskapaciteten i var mer än tillräcklig för att klara ett nytt förbrukningsrekord. Flera produ- center i planerar eller överväger nu en avveckling av pro- Detta gäller inte bara de äldre kärnkraftverken i , utan också merparten av kondenskraften i , och samt viss kraftvärme i och (2016b). Det bör observeras att en avveckling av produktionskapacitet förvärrar kapacitetssituationen inte bara i det berörda området. En minskad produktionskapacitet i ett område reducerar också den kapacitet som kan exporteras till angränsande områden och kan på så sätt öka de angränsande områdenas bristrisk. Även om det rått överkapacitet på den nordiska elmarknaden kan det således uppstå en betydande bristrisk redan på kort sikt. Denna risk gäller framför allt , och östra (Energikommis- sionen 2016b). Leveranssäkerheten i ett elsystem med hög andel vind- och solkraft