sou · H5B32 · 2017-01-09 00:00:00 — Vid en första anblick kan det förefalla som att en storskalig expan- sion av vind- och solkraft inte bör föranleda någon problematik beträffande leveranssäkerheten. En utbyggnad av sådan elproduktion innebär, allt annat lika, att den totala produktionskapaciteten ökar. Även om det skulle vara relativt vindstilla vid en efterfrågetopp sker sannolikt åtminstone någon del av produktionen med vindkraft. Sol- kraft produceras däremot bara under de ljusa timmarna . Flera studier visar emellertid att problematiken uppstår först i nästa steg och är en följd av att prisbildningen på el påverkas av ett ökat utbud av el. Lägre priser till följd av ett ökat utbud av vind- och solkraft minskar lönsamheten för annan produktion. Detta leder i sin tur till att investeringar i annan produktion senareläggs. Det leder också till avveckling av befintlig produktion i den utsträckning som ägaren bedömer att den är olönsam. I om marknadsdesign konstateras att en ökande andel vind- och solkraft leder till att det blir allt svårare att på marknadsmässiga grunder få till stånd en utbyggnad av produktionskapacitet som helt motsvarar maximal resterade efter- frågan, dvs. den del av efterfrågan som inte täcks av produktionen från vind- och solkraft (2016b). Enligt en analys i rapporten en intregrerad marknad för el kan den från samhällsekonomisk synpunkt optimala vindkraftsandelen visa sig vara lägre än den politiskt målsatta nivån (Energiforsk 2016). Även om elpriset förväntas ligga på låga nivåer så kommer det att uppstå höga priser. Som nämnts är det tveksamt om sådana s.k. prisspikar kan ge tillräckliga incita- ment för att motivera investeringar i ny planerbar produktion. är viktigt att prissignalen får genomslag så att incitament skapas för bl.a. flexibla resurser (Svk 2015c). I Figur 5.7 visas hur utbudet ökar när priset ökar. I ett visst läge blir det dock ingen utbudsökning utan utbudet är oavsett hur högt priset är. All tillgänglig kapacitet är då fullt utnyttjad. Figur 5.7 Prisbildning med brist på tillgänglig produktionskapacitet Vind-, sol och vattenkraft Källa: (2016b) Pristaket på spotmarknaden är per MWh (mot- svarar per kWh). har det svenska spot- marknadspriset aldrig nått den nivån. kan situationen bli en annan. I diskuteras betydelsen av vid vilken nivå pristaket sätts för att åstadkomma incitament för investeringar i spetslastanläggning. Vid det pristak som gäller på spotmarknaden skulle det krävas med maxpris för att en marginell spetslastanläggning ska ge i intäkter. Detta motsvarar den årliga kapitalkostnaden för en spetslastanläggning som ofta bedöms ligga i intervallet 50 000–per MWh. Om efterfrågan är helt oavsett pris innebär det att en marknad med perfekt information leder till med bristande produktionskapacitet. Om pristaket skulle höjas till exem- pelvis per MWh (per kWh) räcker det med maximipris för att få lönsamhet i en marginell spetslastanläggning (2016b)22. I så fall leder en energy-only marknad med perfekt information till samma bristrisk som en kapacitetsmarknad. I såväl den franska som den brittiska kapacitetsmarknaden beräknas kapacitetsbehovet med utgångspunkt i tre timmars bristrisk, se vidare 5.4.2. Den lösning som rekommenderas av många nationalekonomer är att pristaket höjs till värdet av bortkopplad last (value of lost load, VOLL23). Enligt Energikommissionens underlagsrapport är ett elegant begrepp i teorin, men i praktiken är det omöjligt att entydigt definiera för en marknad. Skälet är att olika kunder värderar en bortkoppling olika. Dessutom kan samma kund värdera en bortkoppling olika beroende på om det är hela förbruk- ningen som är bortkopplad eller bara en del samt i vilken utsträck- ning kunden har möjlighet att flytta sin förbrukning i tiden. Värdet varierar också beroende på hur länge bortkopplingen varar och vilken förvarningstid som gäller. Vidare kan vissa kunder ha tillgång till ett energilager såsom batterier eller varmvattenackumulator, om kunden har vattenburen elvärme (2016b). 22Marknadskopplingen av över 20 europeiska länder förutsätter ett gemensamt pristak för alla de länder som deltar i marknadskopplingen. Det gemensamma pristaket fastställs på EU- nivå i enlighet med riktlinjen för kapacitetstilldelning och hantering av överbelastning (Guideline). 23Det finns även andra mått på leveranssäkerhet, se vidare Svk (2015c). Som framgår av underlagsrapporten öppnar sig helt andra per- spektiv om det i stället är (eller blir) möjligt för elkunderna att påverka prisbildningen med sin individuella värdering av en last- minskning alternativt en lastförflyttning. Enligt den bedömning som görs i rapporten kommer det att vara många kunder som inte vill betala per kWh (dvs. det nuvarande pristaket) för hela sin förbrukning vid en extrem efterfrågetopp. I Figur 5.7 ovan skulle det innebära att efterfrågan börjar minska vid ett pris långt under pristaket och att det uppstår en balans mellan utbud och efterfrågan vid ett pris under pristaket (precis som i ). I så fall finns det inget behov av ett politiskt beslut som fastställer värdet av bortkopplad last, dvs. En huvudorsak till att det finns en efterfrågan som till viss del är priskänslig är att många industrier i sin budgivning till spotmarknaden lämnar bud som är prisberoende, dvs. den efterfrågade kvantiteten varierar med vilket spotpris som kommer att gälla (2016b). Sammanfattningsvis finner man i under- lagsrapport inte några starka skäl som talar för att höja spotmark- nadens pristak (till en nivå nära ). Fokus för att förbättra spotmarknadens funktionssätt bör enligt rapporten ligga på åt- gärder som kan ge elkunderna en aktivare kundroll så att alla kund- kategoriers priskänslighet i ökad utsträckning kommer till uttryck i prisbildningen. Denna fråga behandlas närmare i avsnitt 5.4.5. Det bör noteras att andra bedömer att en höjning av pristaket är en angelägen åtgärd, inte minst för att understryka knapphetspris- sättningens centrala betydelse för elmarknadens funktion, t.ex. Economics (2016). Kapacitetsmarknad jämfört med effektreserv Att införa en kapacitetsmarknad är en mycket långsiktig lösning i dubbel bemärkelse (2016b). Den tar att införa. I och togs de första principbe- sluten om att införa en kapacitetsmarknad men de kommer, trots ett intensivt förberedelsearbete, inte att vara i drift förrän tidigast respektive /19. är ett införande av en kapacitetsmarknad en så ge- nomgripande och omfattande förändring av elmarknaden att det är svårt att identifiera hur en kapacitetsmarknad skulle kunna avveck- las om så önskas . Ett införande av en kapacitetsmarknad är också förknippat med betydande risker. Det är en omfattande reglering och resultatet är beroende av reglerarens utgångspunkter och antaganden när denne utformar reglerna. Det kan förväntas omfattande politiska och in- dustriella påtryckningar om utformningar och ändringar som gynnar olika intressen till priset av ökande totala kostnader utan att leveranssäkerheten nödvändigtvis behöver bli bättre. Som framgår av har PJM:s kapacitetsmark- nad genomgått betydande ändringar vid ett flertal tillfällen (Energi- kommissionen 2016b). Det kan inte uteslutas att de franska och brittiska kapacitetsmarknaderna kan komma att ändras . En effektreserv är däremot inte ett ingrepp i dagens energy-only marknad. Anläggningar som ingår i effektreserven får inte delta i elmarknaden och påverka dess prisbildning. Det är fråga om olön- samma anläggningar som annars skulle ha lagts ned, men som under en övergångstid behålls som ett extra skyddsnät till energy-only mark- naden. Kapacitetsmarknaden innefattar däremot i alla anläggningar och i alla anläggningar som inte erhållit statligt stöd (2016b). Långsiktig tillit till en energy-only marknad förutsätter att mark- naden är, eller kommer att utvecklas till att bli, välfungerande så att den ger korrekta prissignaler till investeringar och till flexibilitet i produktion och i efterfrågan (2016b). Under sådana betingelser bedöms energy-only marknaden ge såväl kost- nadseffektivitet som leveranssäkerhet samt goda förutsättningar för en innovativ utveckling av elsystemet. Regional effektreserv som en övergångslösning Som framgått är det flera producenter i som planerar eller överväger en avveckling av produktionskapacitet. Även om det funnits överkapacitet på den nordiska elmarknaden kan det således uppstå en betydande bristrisk redan på kort sikt. Denna risk gäller framför allt de områden som har svagast balans, dvs. , och östra (2016b). Huruvida det uppstår brist eller inte i extremsituationer beror på om dessa områden kan importera tillräckligt från andra områden och på möjlig inbördes handel. Det är en uppgift för Svk och de övriga nordiska systemoperatörerna att följa utvecklingen och analysera risken för brist. Som framgår i underlags- rapport är det angeläget att denna analys avseende bristrisk vid efter- frågetoppar sker samordnat för , och östra . Om den samordnade analysen visar på en icke acceptabel bristrisk redan på kort sikt för , och östra bör det, enligt rapporten, övervägas att etablera en gemen- sam regional effektreserv för dessa elområden (Energikommis- sionen 2016b). Åtgärder för att möjliggöra en aktivare kundroll som innebär ökad efterfrågeflexibilitet tar tid att införa och bedöms ge mer omfattande effekter först (2016b). Att införa en alternativ marknadsdesign i form av en kapacitetsmarknad innebär ett stort ingrepp i marknaden. Förutom att en sådan skulle ta att genomföra, och därför skulle ge effekt först , be- döms ett införande av en kapacitetsmarknad därtill vara en så genom- gripande förändring av elmarknaden att det är svårt att identifiera hur en kapacitetsmarknad skulle kunna avvecklas det krävs. Ett beslut om införande av en kapacitetsmarknad bör därför förutsätta en politisk samsyn om att andra alternativ inte räcker för att klara leveranssäkerheten (2016b). Enligt Energiforsk rör de viktigaste sidoeffekterna av en kapaci- tetsmekanism dess effekter på elpriser, gränsöverskridande handel och förutsättningarna för en fortsatt integration av de nationella och regionala marknaderna inom EU (Energiforsk 2016). Sammanfattningsvis bedöms alternativet effektreserv vara det enda tillgängliga alternativet i närtid för att hantera en bristrisk. Om- fattningen av en effektreserv är beroende av i vilken utsträckning som produktionskapacitet avvecklas i , och östra . Effektreserven bör kunna minska i takt med att åtgär- derna för att möjliggöra en aktivare kundroll ger resultat (Energi- kommissionen 2016b). 5.4.4Åtgärder för att tillgodose den momentana balanseringen När elmarknadsreformen genomfördes var behovet av kortsiktig flexibilitet helt kopplat till efterfrågans kortsiktiga variationer. De kortsiktiga variationerna i svenska kunders efterfrå- gan är i stort desamma och de följer kända mönster. Som belysts tidigare finns det ett ökande behov av kortsiktig flexi- bilitet i elsystemet som hänger ihop med en ökande andel variabel produktion och en ökande handel med andra länder. Variationerna i vindkraftens produktionsförmåga kan vara stora på vecko-, dygns- och timnivå. Vindkraftens kortsiktiga variationer är inte korrelerade med efter- frågans kortsiktiga variationer. Det innebär att det kan finnas ett lågt behov av kortsiktig flexibilitet under morgonens efterfrågeökning eller kvällens efterfrågeminskning om vindkraftsproduktionen sam- tidigt ökar respektive minskar. Behovet av kortsiktig flexibilitet kan däremot öka kraftigt om morgonens efterfrågeökning eller kvällens efterfrågeminskning inträffar som vindkraftsproduktionen minskar respektive ökar (2016b). Elhandeln med omgivande länder har ökat i takt med att dessa länder fått allt mer välfungerande elmarknader. Dessutom har nya förbindelser byggts vilket möjliggjort ökade kraftflöden. var export och import relativt stabila, beroende på den aktuella kraft- situationen i och i grannlandet. kan dock kraftflödena på timbasis vara omfattande som det knappt sker någon export eller import på dygnsbasis. På den europeiska kontinenten talas det allt mer om ”Batteri ”. Delvis hoppas behovet av flexibilitet att kunna genom att exportera till och importera från . Figur 5.8 visar en simulering utförd av den norska systemopera- tören, Statnett, för en representativ vintervecka avseende kraftflödet på förbindelserna mellan och övriga (2016b). Figur 5.8 Simulerat kraftflöde (MW) mellan och övriga under en representativ vintervecka De simulerade kraftflödena innebär starkt ökade krav på den kort- siktiga flexibiliteten i . Från en export på cirka 6 000 MW under kontinentens kvällstopp ska kraftflödet vändas till en import av cirka 7 000 MW som de nordiska elkun- dernas efterfrågan kraftigt minskar. ska sedan kraftflödet åter vändas till en export om cirka 4 000 MW. tillkommer en ytterligare vändning mitt under soliga dagar. Överskott av solel i ska då exporteras till . När produktionen av solkraft minskar ska kraftflödet sedan snabbt vändas till maximal export från under den kontinentala kvällstoppen när solen skiner. I rapporten konstateras att de kraftflöden som uppstår i ”Batteri ” medför kan ge samhällsekonomiska vinster, men att det måste säkerställas att det verkligen är möjligt att klara de ökade krav på den kortsiktiga flexibiliteten som de ökade kraftflödena innebär (Energi- kommissionen 2016b). Flera studier pekar på att den ökande andelen vind- och solkraft leder till ett ökat behov av systemtjänster och även en förändring av hur dessa tjänster behöver vara lokaliserade, se t.ex. Svk:s rapport av elsystemet med en stor mängd förnybar elproduk- tion (Svk 2015c). En fortsatt tillgång till systemtjänster är vitalt för elsystemets robusthet och för att kapacitet och driftsäkerhet ska kunna upprätthållas. De nordiska systemoperatörerna har inlett ett arbete med att värdera om det kommer att finnas tillräckliga resurser för störnings- hantering när allt mer av tillgänglig flexibilitet kommer att utnyttjas för upp- och nedreglering av elsystemet. Olika möjliga lösningar analyseras (Svk 2016d). En handlingsplan ska läggas fram . Frekvenskvaliteten i det nordiska kraftsystemets har successivt försämrats (Svk 2015b). Det innebär att risken för driftstörningar ökar, eftersom de automatiska störningsreserverna i högre omfattning än tidigare används för att reglera kraftsystemets allt större normala frekvensvariationer. bedömer att en sannolik förklaring till den försämrade frekvenskvaliteten är en kombination av den nuvarande marknadskonstruktionen där elpriset sätts , en ökad mängd vindkraft och HVDC-över- föringar och att den totala mängden automatiska reserver i systemet har minskat. Även tillgången till svängmassa i kraftsystemet har uppmärk- sammats under arbete. Att kraftsystemet uppvisar en tröghet mot förändringar i generatorernas rotations- hastighet utgör en första viktig balansering av kraftsystemet och är vitalt för systemets frekvensstabilitet. Alla anslutna roterande syn- krona maskiner tillför svängmassa till kraftsystemet. Det är inte fysikaliskt möjligt att förändra rotationshastigheten för anslutna generatorer och motorer på grund av deras inneboende tröghet – svängmassa (se även kapitel 3.4.2). Problemet med minskad svängmassa är en gemensam angelägen- het för det nordiska synkrona elsystemet. beskriver att har det dimensionerande felfallet i det nordiska synkron- området ökat till 1 600 MW efter det att block 3 i Olkiluoto () har tagits i drift (Svk 2015b). prognostiseras svängmassan att sjunka, eftersom annan kärnkraft avvecklas och ytterligare vindkraft installeras. Beräkningar visar att svängmassan i som lägst kan hamna på en nivå kring 80 GWs med nuvarande planer för kärnkraftsavveckling och för ny vindkraft. Om det dimensionerande felfallet skulle inträffa när svängmassan är som lägst visar beräkningar att frekvensen kan sjunka så lågt som till . Det är naturligt att söka lösningar inom ramen för det nordiska samarbetet. De nordiska stamnätsoperatörerna behandlar även be- hovet av svängmassa inom ramen för nämnda gemensamma analysarbete. Möjliga åtgärder är att ställa krav på vindkraftverkens generatorer, att investera i roterande massor såsom synkrona kon- densatorer eller att på marknadsbasis betala för roterande massor i kraftsystemet när behovet av svängmassa inte är uppfyllt (Energi- kommissionen 2016b). Enligt Svk har utbyggnaden av den variabla, icke planerbara pro- duktionen även förändrat det aktiva effektflödesmönstret (Svk 2015c). Ny produktion har installerats i mellersta och vilket har resulterat i att stamnätet avlastas betydligt, med ökade spän- ningar som följd. Sammantaget innebär det att behovet av spännings- reglerande åtgärder för stamnätet har ökat och kommer att öka ytterligare. Det gäller således åtgärder för att både kunna upp- och nedreglera spänningen. Kärnkraftverkens generatorer är en viktig resurs för spännings- hållningen i . När dessa generatorer fasas ut och er- sätts med generatorer med andra egenskaper måste alternativa lös- ningar introduceras. Om andelen variabel elproduktion fortsätter att öka och i stor utsträckning ansluts till underliggande nät så kommer de spänningsreglerande resurserna att minska på stamnätet i . Sannolikt kommer spänningsregleringen med hjälp av synkronmaskiner då att ersättas av spänningsreglerande nätkom- ponenter. Med den nya spänningsstyva HVDC-tekniken Voltage Source Converter (VSC) som kommer att introduceras i när SydVästlänken och NordBalt tas i drift erhålls nya möjligheter till spänningsreglering. Spänningsreglering med anslutna synkron- maskiner kommer även att spela en stor roll i norra och där huvuddelen av vattenkraftgeneratorerna är belägna. Det förutsätter dock att de är anslutna till nätet när de be- hövs. Dagens vindkraftverk kan användas för spänningsreglering en- ligt de möjligheter som den nya europeiska lagstiftningen ger. Om en ny produktionsanläggning är direktansluten till stamnätet så kan den bidra till regleringen. Om den är ansluten på underliggande nät så kan den bidra till spänningsregleringen i dessa nät. Marknadsaktörernas planering och avräkning av obalanser gällande marknadsdesign innebär att varje balansansvarig ska planera sig i balans på timnivå och är ekonomiskt ansvarig för sina obalanser på timnivå. De balansansvariga har däremot inget ansvar för obalanser inom timmen utan det är en uppgift för Svk att hantera sådana obalanser (kapitel 3.5.1). Detta är en ordning som be- döms ha fungerat väl. Det ökande behovet av kortsiktig flexibilitet väntas leda till ökande obalanser inom timmen. I under- lagsrapport om marknadsdesign diskuteras om marknadsaktörernas ansvar kan utökas från timplanering till kvartsplanering som ett sätt att möta behovet av kortsiktig flexibilitet. Det bedöms finnas flera fördelar med en sådan åtgärd, se vidare (2016b). De nordiska stamnätsoperatörerna har startat ett projekt för att gemensamt analysera konsekvenserna av en kortare tidsskala än timme, t.ex. kvart för marknadsaktörernas balansplanering och balans- avräkning. En förändring kräver godkännande av de reglerande myn- digheterna och bör förutsätta nordisk enighet. Den förutsätter också ändringar i förordningar utfärdade av regeringen, t.ex. systemansvars- förordningen (2016b). Det är i spotmarknadsauktionen som merparten av den nordiska elproduktionen säljs eller köps. Omsättningen på spotmarknaden motsvarade av den totala efterfrågan på el i . Det finns i huvudsak tre skäl till spotmarknadsauktionens do- minans. Det första är att de flesta aktörer som en del av sin risk- hantering handlar finansiella kontrakt för att säkra merparten av sina inköpskostnader eller sina försäljningsintäkter. Referenspriset för nordiska finansiella kontrakt är spotmarknadens pris. En övergång till exempelvis huvudsakliga inköp på inom-dygnet-marknaden i stället för på spotmarknaden skulle i så fall innebära en osäkrare riskhan- tering. Det andra skälet är spotmarknadsauktionens likviditet, som innebär att prisbildningen sker på ett transparent sätt. Det tredje skälet är att viss produktion har lång starttid eller relativt höga start- och stoppkostnader. En sådan produktion planeras mycket effek- tivare i en spotmarknadsauktion än senare i inom-dygnet-marknaden (2016b). En ökande andel vind- och solkraft innebär att inom-dygnet- marknadens betydelse ökar. Prognoserna för variabel kraft blir allt träffsäkrare ju närmare drifttimmen de görs. En ändrad prognos leder till behov av att anpassa balansen, dvs. att sälja ytterligare el om prognosändringen visar på en ökad produktion eller att köpa för att minska den sålda volymen om prognosändringen visar på en minskad produktion. På vissa marknader i kompletteras nu den kontinuerliga inom-dygnet-marknaden med inom-dygnet-auktioner. Syftet är att koncentrera likviditeten och göra det enklare för aktörerna att ju- stera och anpassa den balans de har efter spotmarknadsauktionen. Det kan finnas skäl för en sådan förändring också på den nordiska marknaden, se vidare om marknadsdesign (2016b). Ett eventuellt genom- förande av en sådan förändring av marknadsdesignen är dock en fråga för marknaden. 5.4.5Åtgärder för en aktivare kundroll Den syn på marknaden som fanns när elmarknadsreformen ut- formades innebar att elproducenter sålde till storförbrukare och elhandelsföretag. Elhandelsföretagen sålde sedan den inköpta elen till mindre förbrukare och till de storförbrukare som inte köpte direkt från producenterna. Slutkunder med liten förbrukning sågs som passiva på elmarknaden. Få trodde att hushåll och mindre fö- retag skulle kunna vara aktiva när det gällde att reagera på priser på elbörsen och att anpassa sin förbrukning efter dessa priser. Det fanns inte heller något behov från elmarknadssynpunkt av aktiva slutkunder när det gällde att styra förbrukningen. De mindre kun- dernas aktivitet skulle bestå i att välja elleverantör. är situationen en helt annan. Åtgärder för att främja efter- frågeflexibiliteten kommer framöver att vara mycket betydelsefulla. I framhålls vikten av att åtgärder vidtas för att stärka kundens roll på elmarknaden. El- marknaden bör inte bara ge förutsättningar för kunden att aktivt välja elleverantör. Den bör också möjliggöra för en elkund att kun- dens efterfrågeflexibilitet påverkar prisbildningen och kundens el- räkning. Då kan kundens anpassningsförmåga ge ekonomiska för- delar för kunden som kunden bidrar till att förbättra el- marknadens funktion (2016b). En nödvändig förutsättning för att en kund ska kunna påverka sin elkostnad genom att flytta sin elförbrukning i tiden bedöms vara att kunden debiteras efter den faktiska förbrukningen . Detta gäller inte för mindre kunder utan endast för större kunder. Många industrier låter låter sin efterfrågeflexibilitet komma till uttryck i de bud som lämnas till spotmarknaden (Energi- kommissionen 2016b). Som framgått innebär det ökade antalet elektriska fordon nya ut- maningar och möjligheter för elsystemet (kapitel 5.1.4). Om elbilar i stor utsträckning laddas när ägaren har kommit till arbetet eller sen eftermiddag när ägaren kommit hem från arbetet riskerar problematiken kring de två efterfrågetopparna att förvärras. Om elbilarna i stället i stor utsträckning laddas fås en jämnare efterfrågan på el . Om batterierna dessutom kan användas för husets eltillförsel under högpristimmar erhålls en ny möjlighet till efterfrågeflexibilitet. Enligt Energikommissionens underlagsrapport om marknadsdesign är det angeläget med en närmare analys av frågan om marknadsdesign och regelverk som ger incitament till en samhällsekonomiskt effektiv användning av elbils- batterier och annan energilagring (2016b). (Ei) har regeringens uppdrag att utreda vilka förutsättningar och hinder det finns för olika elkunder att öka den samhällsekonomiska effektiviteten på elmarknaden genom ökad efterfrågeflexibilitet (Miljö- och 2015). Utifrån dessa analyser ska Ei föreslå åtgärder som kan under- lätta och påskynda utvecklingen mot större effektivitet på elmark- naden. Uppdraget ska redovisas till regeringen .