Congestion Management in the Nordic Market evaluating different market models. Nordiskt Elmarknadsseminarium 26 maj 2008

Transkript

1 Congestion Management in the Nordic Market evaluating different market models Nordiskt Elmarknadsseminarium 26 maj 2008 Björn Hagman Hagman Energy Hans Henrik Lindboe Ea Energi Analyse

2 Uppdraget Frågan om överföringsbegränsningar ska hanteras med marknadsdelning och många prisområden eller mothandel för att upprätthålla få prisområden har blivit mycket politisk med starka nationella ståndpunkter Värdera och analysera de två modellernas för och nackdelar i ett nordiskt perspektiv. Beakta de rapporter som redan gjorts. Presentera konkreta rekommendationer som syftar till en optimal balans mellan konkurrensfrågor och effektivitet

3 Tidigare rapporter och förslag (1) Rapport från NMR 2007 föreslår 8 konkreta steg framåt. Första steget är en prisområdesindelning utan hänsyn till nationella gränser NordREG identifierade 2007 i en rapport viktiga frågor beträffande överföringsbegränsningar och föreslår studier för att hitta en optimal balans mellan konkurrens och effektivitet. I en annan rapport 2007 beskrevs hur kraven i Congestion Management Guidelines uppfylls. De nordiska konkurrensmyndigheterna beskrev i en rapport 2007 myndigheternas åtgärder sedan 2003 och betonar vikten av nya investeringar för att förbättra konkurrensen Energimarknadsinspektionen, Svenska Kraftnät, Svensk Energi och Svenskt Näringsliv föreslog i en rapport 2007 att en ny prisområdesgräns mellan de nordiska vattenkraft och värmekraftområdena bör prövas utifrån ett nordiskt perspektiv.

4 Tidigare rapporter och förslag (2) Nordel har redovisat åtskilliga rapporter och förslag, bl a en möjlig ny prisområdesindelning (2002), möjligheterna för ökad mothandel (2004) och Nordic Grid Master Plan 2008 Nordenergi och de nationella energiföreningarna har presenterat många positionspapper. Nordenergi har föreslagit ett krav på de systemansvariga att alltid allokera minst 70 % av en förbindelses nettoöverföringskapacitet till Elspot. Energiateollisuus betonade november 2007 betydelsen av nya nätiinvesteringar och föreslog att ett gemensamt prisområde Finland Sverige Själland ska studeras. EU har tagit upp vissa frågor i det tredje liberaliseringspaketet och i sin undersökning av energisektorn. Marknadsfragmentering längs de nationella gränserna, hög vertikal integrering och hög marknadskoncentration ses som grundorsakerna till avsaknaden av en reell gemensam marknad. De nuvarande balansområdena anses vara för små. ETSO och EuroPEX har i en gemensam interimrapport april 2008 beskrivit hur marknadskoppling mellan olika marknader kan ske. Rapporten beskriver också olika modeller för allokering av kapaciteter på gränsförbindelser för att hantera interna flaskhalsar och påverkan från flöden över andra förbindelser.

5 Från nationell och nordisk marknadsintegrering till europeisk Ju mer de nationella marknaderna har integrerats, ju mer har de strukturella skillnaderna resulterat i ökande kraftflöden och ökande överföringsbegränsningar Marknadskoppling med EEX och APX och ökad marknadsintegrering med Ryssland och Baltikum kommer att förstärka denna tendens Strukturella skillnader i Norden mellan områden med mycket vattenkraft, kärnkraft, värmekraft eller vindkraft Nordiska vattenkraftproduktionen kan variera upp till 80 TWh mellan extrema torrår och våtår Skillnaden mellan Peak Load och Base Load kontrakt avseende 2009 är EUR/MWh på EEX och 3 4 EUR/MWh på Nord Pool. Helt orealistiskt att göra sådana nätutbyggnader att dessa prisskillnader försvinner. I ett bredare europeiskt perspektiv är områdesdelning inom Norden nödvändigt för att hantera kvarstående överföringsbegränsningar. Frågan är vilken områdesdelning och vilken kombination av områdesdelning och mothandel som är mest ändamålsenlig?

6 Interaktion mellan day ahead, intra day och reglerkraftmarknader Congestion Management Guidelines (CMG) ställer krav på regelverk för hantering av överföringsbegränsningar också för intra day handel. Inte tillräckligt att bara diskutera dayahead marknader. Tillämpade metoder ska enligt CMG ge effektiva ekonomiska signaler, främja konkurrens och vara lämpliga för tillämning i större regioner eller hela EU Norden ingår i den större regionen Norra Europa tillsammans med Tyskland och Polen. (Nordel har föreslagit EUkommisssionen att denna region också ska slås samman med regionen Nordvästra Europa (Benelux, Tyskland och Frankrike) Tillämpade metoder i Norden ska i så fall också vara lämpliga att tillämpa i Polen, Tyskland, Frankrike och Benelux

7 11 price areas 7 price areas 6 price areas 4 price areas Single price area Fem marked inddelinger

8 Spotmarked priser (EUR/MWh) DK_E DK_W FI_N FI_S NO_N NO_M NO_S NO_O SE_N SE_M SE_S 11 areas areas reduced (base) areas areas areas area Modhandel priser relativ til spot (EUR/MWh) DK_E DK_W FI_N FI_S NO_N NO_M NO_S NO_O SE_N SE_M SE_S 11 areas 7 areas reduced (base) areas areas areas area

9 Distribution of costs and benefits 11 areas compared to the baseline (meur) Denmark Finland Norway Sweden Continent Total Generator profits Consumer surplus Public proceeds Subtotal Congestion rents (7) Counter trade (gen.) Counter trade (DR) Socioeconomic benefit:

10 Strategisk bud Overskudsområde Forventer modhandel Gætter pris Øger bud til spotmarked + øger behov for modhandel. Marginal omkostninger Spotprisen ændres, efficiens reduceres Kan tjene penge som producent i et område med overskud uden at producere En lille producent Spot pris Modhandel pris

11 Konklusioner om efficiens og forsyningssikkerhed (1) Det vigtigste element i flaskehalshåndtering er rettidig planlægning og etablering af samfundsøkonomiske forbindelser. Samfundsøkonomi er ikke national. Håndtering af interne flaskehalse med kapacitets reduktion kræver perfekte gæt hos TSO. Ellers tabes efficiens. I et ideelt elmarked vil modhandel give samme lastfordeling som prisområder men ikke samme prissignal og samme økonomi for aktørerne.

12 Konklusioner om efficiens og forsyningssikkerhed (2) Markedsmodellen viser, at alle ændringer fra dagens situation giver et samfundsøkonomisk overskud på mio EUR/år. På kort sigt øges producentnytten. Hvis modhandel er forventet kan/vil det give anledning til strategisk budgivning. Dette ændrer priser, reducerer efficiens og sender forkerte investeringssignaler. Forventet modhandel øger også incitament til at udøve markedsmagt for dominerende aktører. Forsyningssikkerhed påvirkes især ved at TSO får større ansvar hvis prissignalet til markedsløsninger ikke er korrekt.

13 HHI 2007 för olika nordiska områdeskonstellationer HHI Tidsvägd HHI DK DK1 with no wind DK1 with full wind 1731 SE NO2+NO NO FI DK (full wind) 2954 SE+DK 2300 SE+FI 1874 SE+DK+FI 1525 SE+NO SE+FI+NO(2+3) 1492 Norden utom Sydnorge 1265 Norden utom Finland 1193 DK+NO Norden utom Nordnorge 980 Norden utom Jylland 978 Norden utom Själland 969 Norden 933

14 HHI för nordiska elspotområden 2007 HHI for Nordpool spot price areas HHI FI DK1 DK2 SE NO1 NO2/NO % 20% 40% 60% 80% 100% Accumulated Percentage

15 HHI och pålägg enligt studie av London Economics HHI Price cost mark up France 8592 Belgium 8307 Spain % Netherlands % Germany % Great Britain % EU (Prof J Percebois)

16 PSI för de största företagen under 2007 FI SE DK1 DK2 NO1 NO2 NO3 System Company A Company B Company C Company D Company E

17 Slutsatser beträffande konkurrens (1) Inget område har en tidsvägd HHI som indikerar låg marknadskoncentration. Beslutade nätutbyggnader minskar antalet timmar med delad nordisk marknad och därigenom tidsvägd HHI men förvärv och fusioner kan å andra sidan fortsätta att öka koncentrationen Marknadskoncentrationen kan vara ett problem även när vi har en gemensam nordisk marknad. Koncentrationen blir inte lägre om vi genom marknadskoppling får gemensamt pris med kontinenten. En producent med marknadsmakt i ett område kan genom strategisk budgivning öka sin vinst oavsett om området är ett eget Elspotområde eller om flaskhalsen måste mothandlas av TSO Däremot drabbas alla konsumenter och elhandlare när konsekvensen är högre spotpriser medan högre mothandelskostnader betalas av TSO och till sist framför allt av konsumenterna som höjda nättariffer

18 Slutsatser beträffande konkurrens (2) Det är viktigt för konkurrensen på kundmarknaden att oberoende elhandlare inte möter högre kostnader och risker än elhandlare som ingår i en integrerad koncern eller är bilateralt knutna till en producent Elhandlare som säljer på fastpriskontrakt måste säkra spotpriset. Denna säkring görs ofta genom dels en systemprissäkring och dels ett CfD kontrakt som säkrar områdesprisets avvikelse från systempriset. För CfD kontrakten gäller en försäkringspremie eftersom det normalt är en brist på säljare och finansiella spekulanter handlar med CfD kontrakt i mycket liten utsträckning. Många spotområden innebär ännu fler CfD kontrakt och risk för ännu lägre likviditet och högre försäkringspremier och sämre konkurrenskraft för oberoende elhandlare. Denna risk försvinner om kunderna väljer spotpriskontrakt. Många spotområden betyder också många balansområden och större risk för prisspikar i reglerkraftmarknaden till följd av marknadsmakt

19 CfD kontrakt avseende /MWh oktober 2006 december 2006 februar 2007 marts 2007 maj 2007 juli 2007 august 2007 oktober 2007 december 2007 Århus Copenhagen Helsinki Oslo Stockholm

20 Slutsatser beträffande möjlig användning av nya budområden (1) Det resurseffektivaste mothandelsalternativet är mothandel i Elspot. Dagens mothandel kan inte ge samma resurseffektivitet eftersom den görs bilateralt eller i reglerkraftmarknaden och normalt bara inkluderar större bud i respektive TSOs kontrollområde Mothandel i Elspot förutsätter att det finns olika budområden så att bud i överskottsområdet kan särskiljas från bud i underskottsområdet. En lämplig metod för mothandel i Elspot är att alla budområden i den första beräkningen behandlas som Elspotområden. Det innebär att marknadsdelning är möjlig mellan alla områden vid överföringsbegränsningar. Resultatet från den första beräkningen blir därför samma kraftflöden och samma priser som om alla budområden var Elspotområden. En andra beräkning genomförs för ett visst Elspotområde om den första beräkningen resulterar i olika priser för budområden som är belägna i detta Elspotområde.

21 Slutsatser beträffande möjlig användning av nya budområden (2) Den andra beräkningen använder som en input samma kraftflöden till/från andra Elspotområden som den första beräkningens resultat. Syftet med den andra beräkningen är endast att fastställa ett gemensamt spotpris för de budområden som ingår i Elspotområdet. Mothandel genomförs därefter inom Elspotområdet av de anläggningar så att det blir samma marknadsklarering som efter den första beräkningen. (Denna marknadsklarering är ju den resurseffektivaste) Slutresultatet blir därför samma kraftflöden mellan alla Elspotområden som vid full prisområdesindelning. Det blir också samma spotpriser i alla områden förutom det Elspotområde där mothandel sker. Eventuella problem i form av lägre resurseffektivitet drabbar därför endast det Elspotområde där mothandeln har skett. Problem kan uppstå dels beträffande långsiktiga prissignaler för investeringsbeslut, dels till följd av strategisk budgivning inom Elspotområdet om aktörerna förväntar sig mothandel.

22 Slutsatser beträffande möjlig användning av nya budområden (3) Användning av nya budområden ger således en bättre resurseffektivitet jämfört med dagens metod att allokera reducerade kapaciteter för att hantera interna överföringsbegränsningar Också förbättring jämfört med alternativet att dagens hantering ersätts av tilldelning av maximala kapaciteter och omfattande mothandel. Ett sådant alternativ resulterar i andra kraftflöden och annan marknadsklarering än full prisområdesindelning och ger därför sämre resurseffektivitet. Det innebär också större risk för strategisk budgivning. Användning av budområden ger som en naturlig konsekvens att de olika budområdena också bör vara separata Elbasområden och separata balansområden. Vi får då en effektivare intra day marknad och reglerkraftmarknad än i dag. För elhandlarna blir konsekvensen att samma spotpris gäller inom det gemensamma Elspotområdet. Däremot kan det bli olika balanspriser. Problemet med en ökad obalansrisk gäller dock endast obalansvolymen inte den totala volymen.

23 Anbefalinger (1) At alle undersøgte 11 områder etableres som separate Elspot områder eller separate budområder indenfor eksisterende Elspotområder af hensyn til konkurrencen i detailmarkedet. At der anvendes den beskrevne to trinsmodel for modhandel i Elspot. Totrinsmodellen medfører, at flaskehalse mellem budområder i realiteten håndteres ved market splitting. Andet trin skal kun anvendes for at finde den fælles pris. At alle budområder og Elspotområder håndteres som selvstændige områder ved intra day handel (Elbas og regulérmarked). At Systemoperatøren ikke skal garantere en bestemt procentdel af kapaciteten. Den sande kapacitet skal signaleres til markedet ikke skjules.

24 Anbefalinger (2) Hvis der er usikkerhed om inddeling af visse Elspot områder i budområder eller i spotområder, er det alligevel bedre først at etablere disse områder som separate budområder. Det må senere afgøres i en case by case vurdering om de skal ændres til separate Elspotområder for at få optimal balance mellem efficiens og konkurrence. Afgørelsen bør baseres på erfaringer med mængden af modhandel indenfor elspotområdet. Det værste alternativ er at udsætte beslutningen, og dermed fortsætte den nuværende praksis med reduktion af handelskapacitet til Elspot.