Hur ska Sverige möta framtidens utmaningar?

Transkript

1 Hur ska Sverige möta framtidens utmaningar? Svensk bearbetning av Energimarknadsinspektionens (Ei:s) generaldirektör Anne Vadasz Nilssons tal vid energikonferens i Luleå augusti (Observera att översättningen i alla delar inte är ordagrann.) Tack för att jag fått möjligheten att dela med mig av mina tankar om de utmaningar som elmarknaden står inför. Låt mig inleda med att den svenska debatten om framtiden utmaningar tenderar att fokusera på Sverige som en isolerad ö. Jag vill understryka att utmaningarna, liksom lösningarna, inte på något sätt är nationella, utan att de i hög grad är gemensamma för många EU-länder. Den senaste tiden har debatten ofta handlat om att förändra marknadsdesignen, både i Sverige och inom EU. Men det vi behöver fråga oss är: behöver vi verkligen en genomgripande förändring av marknadsdesignen? Vilken typ av förändringar är det vi talar om och vilka blir konsekvenserna om vi gör förändringar i de marknadslösningar vi har idag? Jag ska försöka besvara några av dessa frågor och ge er Energimarknadsinspektionens och min syn på hur vi kan anpassa oss till nya förutsättningar och samtidigt bevara väl fungerade marknader. Jag vill inleda med några ord om den nordiska elmarknaden. Jag menar att den avreglerade nordiska energy only-marknaden har tjänat oss väl. Den nuvarande marknadsdesignen har utvecklats under de senaste tjugo åren och utvecklas fortfarande för att göra marknaden mer effektiv, till nytta för samhället. Genom åren har nyckeln varit att hålla fast vid grundläggande marknadsprinciper. Utvecklingen är ett resultat av att korrekta prissignaler tillåts samtidigt som marknadens aktörer är delaktiga i marknadens utveckling. Den marknadsdesign vi har idag har resulterat i att de nordiska länderna, framförallt Sverige, är mycket väl sammankopplade med varandra och med intilliggande länder. Sveriges kapacitet på utlandsförbindelserna överstiger 30 procent av installerad produktionskapacitet och vi har för tillfället en stor nettoexport av el. Förra året nådde exporten rekordnivåer med en nettoexport på mer än 20 TWh, främst till Finland. Fler utlandsförbindelser är på gång. Att fysiskt binda samman medlemsländerna är ett av de huvudsakliga målen för EU:s inre marknad för energi och här har Sverige kommit långt. Andra länder, som till exempel i Baltikum, har svårt att nå EU:s tioprocentsmål för utlandsförbindelsernas överföringskapacitet. En annan fördel för Sverige är den välfungerande marknaden. Priserna speglar tillgång och efterfrågan både på grossist- och slutkundsmarknaden så avregleringen har varit framgångsrik. Framgången beror också på att svenska konsumenter är mer aktiva jämfört med konsumenter i många EU-länder. Behöver vi alls prata om förändring när allt verkar fungera så bra? Det är väl känt att energimarknaderna används för att uppnå många mål, speciellt för klimat och EUintegration. En stor förändring som redan pågår är arbetet för att integrera Europas grossistmarknader genom rättsligt bindande regler, så kallade nätföreskrifter. Merparten av dessa regler kommer att träda ikraft i år eller nästa år. Implementeringen kräver

2 ibland nationella förändringar även om den nordiska energimarknaden ofta ses som en förebild för hur en marknad ska utformas, eftersom viktiga delar, som dagen före- och intradagsmarknaderna, redan finns på plats. Utvecklingen mot en integrerad Europeisk marknad är emellertid ganska långsam. Inom slutkundsmarknaden finns till exempel ingen integrering alls och på många håll fungerar denna del av marknaden dåligt. Några skulle till och med hävda att EU- ländernas elmarknader håller på att glida isär. Europeiska kommissionen har därför beslutat att dagens marknadsdesign måste utvecklas vidare och framför allt bli mer harmoniserad. Kommissionen kommer att presentera något om detta i vinter och vi tror att de kommer att utgå från många av de idéer som presenterades i ACER:s (samarbetsorganisation mellan EU:s tillsynsmyndigheter inom energiområdet) dokument Bridge to I Bridgedokumentet identifierade ACER delar i dagens marknadsdesign som måste ses över för att möta framtidens utmaningar. Ett av de identifierade områdena var att förbättra förutsättningarna för efterfrågeflexibilitet. Detta ses som en nyckel till framgång och är något som jag skulle vilja återkomma till när jag tar upp möjliga lösningar. Men varför talar vi om att EU:s marknader glider isär och varför talar vi om att förändra marknadsdesignen? Jag tror att ett av huvudproblemen är att grossistpriserna på el har sjunkit kraftigt under de senaste åren och att detta tycks vara en långvarig trend. Det har skett trots att marknadsdrivna investeringar har varit få under de senaste 5 10 åren. Istället har en betydande överkapacitet byggts upp genom investeringar i subventionerade förnybara energikällor. Många ser också nedstängningar av kärnkraftreaktorer som ett bevis på att det finns brister i marknaden. Det är naturligtvis farhågor som ska tas på allvar. Men vi måste komma ihåg den bakomliggande orsaken för mycket tillgänglig subventionerad energiproduktion har gett låga elpriser. Det är subventionerna som påverkar marknaden så att lönsamheten i annan produktion minskar, inte energy only-marknaden som sådan. Om vi tror att vår elmarknadsdesign bidrar till en välfungerande elmarknad, så är stängningen av olönsam energiproduktion inte bara rationell, utan också ett bevis på en välfungerande marknadsdesign. Ökningen av variabel, förnybar produktion är självfallet i linje med EU:s mål, men också med den breda uppgörelsen om den svenska energipolitiken som nåddes i juni i år. Energiöverenskommelsen som siktar på 100 procent förnybar energi till 2040, och åtföljs av höjda ambitioner inom elcertifikatsystemet. Men en allt större andel variabel produktion riskerar vi en ansträngd effektsituation under höglasttimmar trots att vår produktionsmix även innehåller en hög andel vattenkraft. Så svaret på frågan om vi behöver prata om förändring är ja, det behöver vi göra. Vilken typ av förändring är det vi talar om? Intressenter runt om i Europa har uttryckt oro för att en marknadsdesign baserad på energy only inte kommer att ge aktörerna avkastning på sina investeringar på lång sikt och att politikerna inte kommer att låta marknaden göra sitt jobb i den meningen att kunderna inte kommer att utsättas för höga priser i en bristsituation. Röster har därför höjts för att kapacitetsbetalningar och/eller andra politiska ingripanden är lösningen på problemet. Ett införande av kapacitetsbetalningar riskerar att sätta marknaden ur spel. Sådana mekanismer kan utformas på många olika sätt, men i grund och botten syftar de till att

3 säkra att producenten får betalt även om elen inte säljs på marknaden eller till ett pris som, tillsammans med tillkommande subventioner, ger långsiktig lönsamhet. Att betala för kapacitet kommer på ett eller annat sätt att snedvrida prissignalerna. Det kan också leda till överinvesteringar i elproduktion, vilket kommer att göra elen dyrare på lång sikt som en konsekvens av ineffektiva investeringsnivåer. Det skulle också kunna riskera försörjningstryggheten eftersom produktion kanske inte byggs där den skulle vara mest kostnadseffektiv och behövas mest. Dessutom, om vi introducerar separata betalningar för kapacitet och kapacitetsnivån inte bestäms av marknaden utan vid sidan av marknaden, går vi mot en återreglering av elmarknaden. En del menar att det kan undvikas med marknadsbaserade kapacitetsbetalningar (fördefinierade kapacitetsnivåer som sätts genom kapacitetsauktioner), men så snart som pris och kapacitet inte sätts av marknaden själv är vi på väg bort från marknadsbaserade lösningar. Enligt min mening är inte detta gynnsamt för samhället. Varför efterfrågar många aktörer så drastiska lösningar? Jag tror att en del av problemet ligger i de faktum att vi behöver hantera klimatfrågan, att vi saknar en integrerad europeisk marknad samtidigt som vi ser utmaningar med en variabel produktion. Det sammantaget väcker en rad frågor om hur framtiden kommer att se ut. Vi ska heller inte glömma att några av de aktörer som vill ha betalning för kapacitet är aktörer som tjänar på sådana lösningar. Med detta sagt, vi kan inte heller ignorera argumenten från dem som är oroliga för bristen på investeringar och den risk som finns för kapacitetsproblem. Vi måste kunna lita på att vår nuvarande, och kanske uppdaterade, energy only-marknad levererar tillräckligt med kapacitet i ansträngda situationer även år För att kunna bedöma vilka åtgärder som behövs för att marknaden ska leverera tillräcklig kapacitet i ansträngda situationer utan att snedvrida marknaden måste vi basera våra beslut på så bra underlag och beräkningar som möjligt. I syfte att kunna förutse hur vår nuvarande marknadsdesign påverkar investeringarna de kommande åren analyserar Ei nu flera tänkbara scenarier för den svenska elmarknaden fram till Analyserna och våra huvudsakliga slutsatser kommer att presenteras för regeringen under senare delen av Vi utgår från tre huvudscenarier. Scenarierna bygger på olika antaganden om vilken energimix vi kan komma att ha 2020 och 2030, både med och utan kärnkraftverk. Vi räknar också på olika nivåer av variabel produktion. Jag vill nu visa er några av resultaten från simuleringarna.

4 Figur 1 Energimix i Sverige 2030 Här kan ni se produktion och förbrukning (Figur 1) i de tre scenarier vi har valt för Det första scenariot har vi kallat utfasning av kärnkraften. Här fasas kärnkraften ut som en följd av politiska beslut och ersätts av stora investeringar i förnybara energikällor. Det andra och tredje scenarierna är inspirerade av den svenska energiöverenskommelsen som nåddes i juni i år. Vi har ett scenario som utgår från höga koldioxidpriser, kol- och gaspriser. Det tredje har låga koldioxidpriser, kol- och gaspriser. I båda Energiöverenskommelsescenarierna antar vi att skatten på kärnkraft avskaffas och att ambitionerna för förnybart höjts med 18 TWh, precis som överenskommelsen säger. Förutom olika antagande om koldioxidpriset har vi också olika antaganden om hur mycket kärnkraft som kommer att finnas kvar i systemet. I scenariot med höga priser antar vi att sex kärnreaktorer finns kvar, medan bara två är i drift i scenariot med låga priser. Elförbrukningen antas vara densamma i samtliga scenarion, 142 TWh. Framtiden ser olika ut i de tre scenarierna. I scenariot med utfasad kärnkraft visar den årliga balansen en mindre nettoexport. Också i de båda scenariona som utgår från överenskommelsen väntas export, betydligt mer i det ena scenariot än i det andra. I utfasad kärnkraft uppskattar vi nettoexporten till 2 TWh. I Energiöverenskommelsen med höga koldioxidpriser uppskattas nettoexporten till 39 TWh och i scenariot med låga koldioxidpriser till 8 TWh. Behovet av tillgänglig överföringskapacitet är uppenbar.

5 Figur 2 Genomsnittligt pris i Sverige 2030 Den här bilden (Figur 2) visar de genomsnittliga priserna i Sverige för de olika scenariona för I scenariot med utfasad kärnkraft ser vi högst elpriser, vilket inte bara beror på utfasning av kärnkraften utan också höga koldioxidpriser. Som ni kan se skiljer sig de årliga genomsnittspriserna åt mellan scenariona. Högst är priserna i scenariot med utfasad kärnkraft, i snitt 58 euro per MWh, följt av 48 euro per MWh i Energiöverenskommelse-scenariot med höga koldioxidpriser. Lägst är priserna i scenariot med låga koldioxidpriser. När det kommer till volatilitet är utfasad kärnkraft det mest volatila medan Energiöverenskommelse-scenariot med låga koldioxidpriser är det minst volatila scenariot. Hur är det med importbehovet vid ansträngda situationer? Vi har undersökt hur ofta pristoppar uppstår och hur höga de kan bli. Jag vill till att börja med att understryka att det inte uppstår så många pristoppar enligt våra simuleringar. I scenariot med utfasad kärnkraft finns 53 timmar med priser över 100 euro. Det är det scenario som har högst och flest pristoppar. I energiöverenskommelsen-scenariot med höga koldioxidpriser finns 22 timmar med priser över 100 euro och i det sista scenariot finns det färre pristoppar, bara 4 timmar med priser över 100 euro. Vi ser också nollpriser i samtliga scenarion. Flest timmar med nollpriser hittar vi i scenariot Energiöverenskommelsen med höga CO 2. Totalt finns det faktiskt fler timmar med nollpriser än med pristoppar. Timmarna med höga priser uppstår i topplastsituationer. Våra analyser visar att vi då behöver importera. Omfattningen av importen varierar från scenario till scenario. Om vi utgår från att vi når samma topplastnivåer som idag, runt MW, behöver importen vara ungefär 600 MW med sex kärnkraftreaktorer kvar det vill säga i scenariot Energiöverenskommelsen med högra priser och MW i scenariot utan någon

6 kärnkraft alls. Vid extremt kallt väder skulle importen i samtliga scenarion öka med ytterligare MW. Den sammantagna analysen visar att vi i framtiden kommer att bli mer beroende av handel över gränserna, speciellt i några scenarion. I topplastsituationer visar simuleringarna på ett behov av import. Det är betyder att vi behöver fokusera på att förbättra handeln mellan de europeiska länderna. Men för att kunna göra det måste vi säkerställa att det verkligen finns överföringskapacitet mellan elområden. En nyckel för en väl fungerande elmarknad är att kapaciteten tilldelas marknaden så prissignalerna inte förvrängs. Vi vet att kapaciteten idag ofta är begränsad, speciellt mellan Norden och Tyskland, på grund av interna flaskhalsar i Tyskland. Om överföringskapaciteten mellan länder även i framtiden påverkas av att vissa länder flyttar sina interna flaskhalsproblem till landsgränserna äventyras leveranssäkerheten. Det leder också till ett ineffektivt utnyttjande av resurser, vilket är kostsamt för samhället. De här problemen behöver därför hanteras och vi måste upprätthålla redan gällande EU-regler och om nödvändigt införa strängare regler rörande hantering av överföringsbegränsningar. Men är det realistiskt att vara så beroende av andra länder när det kommer till försörjningssäkerheten? Svaret är ja, om vi tror på en integrerad marknad inom EU och på alla dess fördelar måste vi lita på varandra. Men vi kan inte bara öka handeln över gränserna, vi måste också överväga en rad andra åtgärder för att stärka marknaden, både nationellt och på europeisk nivå. För att återkoppla till det jag sa i början. Jag anser att den nuvarande nordiska marknadsdesignen har tjänat oss väl och att vi ska försöka hålla fast vid den och bygga vidare på energy only- marknad, där prissignalerna blir incitament för producenter och kunder att fatta välinformerade beslut. Men jag tror också att vi kan uppgradera marknadsdesignen så att den fungerar ännu bättre och fyller sitt syfte även i framtiden. Efterfrågeflexibilitet nämns ofta som ett samhällsekonomiskt sätt att hantera topplastsituationer. Vi måste därför ta fram konkreta och välutformade marknadsregler för efterfrågeflexibilitet så att efterfrågan och produktion kan konkurrera på lika villkor. Ett annat område där marknadsdesignen måste förändras hänger ihop med utbytet av information. Den här utvecklingen har redan påbörjats och inom några år kommer vi att se informationshubbar på marknaden. Några länder, men inte Sverige än så länge, har reglerade priser. Det är självklart att de måste försvinna eftersom de ger felaktiga prissignaler. Vi vet att detsamma gäller skatter på specifika energikällor. Vi menar också att vi borde överväga att fasa ut stödet till redan mogen teknik. Min slutsats är att lösningen på de utmaningar vi står inför inte är införandet av kapacitetsbetalningar. Lösningen är istället att öka samarbetet mellan länder för att på så sätt öka handeln över gränserna och att underlätta för kunder att vara flexibla. Detta kommer att utveckla den energimarknadsmodell som vi redan har i Norden och som har visat sig levererar nytta för kunderna såväl som för samhället i stort.