Sweco Energuide AB. Org.nr 556007-5573 säte Stockholm Ingår i Sweco-koncernen

Fastighetsägarna UPPDRAGSNUMMER 5464736 STOCKHOLM 2010-08-22 Sweco Energuide AB Energy Markets Per Erik Springfeldt Kaj Forsberg Pär Lydén 1 (21) Sweco Gjörwellsgatan 22 Box 34044, 100 26 Stockholm Telefon 08-695 60 00 Telefax 08-695 60 90 www.sweco.se Sweco Energuide AB Org.nr 556007-5573 säte Stockholm Ingår i Sweco-koncernen Pär Lydén Projektledare Telefon direkt 08-695 59 02 par.lyden@sweco.se

INNEHÅLLSFÖRTECKNING 1 INLEDNING 3 2 MYCKET LÅG TILLGÄNGLIGHET I SVENSK KÄRNKRAFT UNDER VINTERHALVÅRET 2009-2010 6 3 HADE KRAFTFÖRETAGEN INCITAMENT ATT UTNYTTJA MARKNADSMAKT VINTERN 2009-2010? 8 3.1 SIMULERINGAR MED SWECO S KRAFTBALANSMODELL POMO 8 3.2 EKONOMISKA KONSEKVENSER AV BORTFALL I KÄRNKRAFTPRODUKTIONEN 9 3.3 EKONOMISKT UTFALL OM FÖRETAGEN GEMENSAMT UTNYTTJAT MARKNADSMAKT 10 3.4 EKONOMISKT UTFALL OM KRAFTFÖRETAGEN VAR FÖR SIG UTNYTTJAT MARKNADSMAKT 11 4 UTNYTTJADE KRAFTFÖRETAGEN MARKNADSMAKT VINTERN 2009-2010? 14 4.1 MOTIV FÖR ATT MEDVETET HÖJA SPOTPRISET GENOM LÄGRE TILLGÄNGLIGHET PÅ KÄRNKRAFT 14 4.2 KUNDE KRAFTFÖRETAGEN UTNYTTJA SIN MARKNADSMAKT? 14 4.3 KRAFTFÖRETAGENS UTVECKLING AV GJORDA PRISSÄKRINGAR 16 4.4 ELHANDELSSTRATEGI UNDER FÖRRA VINTERN 18 4.5 EKONOMISKA KONSEKVENSER AV OLIKA SÄKRINGSGRAD 19 5 SLUTSATSER 20 2 (21)

1 INLEDNING Under hösten 2009 fram till slutet av vintern 2010 uppvisade svensk kärnkraft en extremt låg tillgänglighet, vilket kom att inverka på elspotpriserna i bl a prisområde Sverige. Bortfallet av kärnkraftproduktion bidrog, tillsammans med hög förbrukning, till tre prisspikar den 17 december, den 8 januari och den 22 februari under den gångna vintern. Timpriserna översteg 10000 SEK/MWh under några timmar vid vardera tillfället och veckopriset för Sverige under vecka 8 var 1625 SEK/MWh. Detta kan jämföras med genomsnittspriset tidigare under 2009, vilket uppgick till cirka 400-450 SEK/MWh. En anledning till det stora bortfall vi har sett i svensk kärnkraftproduktion under föregående höst och vinter är stora investeringar i uppgraderingsprojekt som beräknades kräva mer omfattande revisioner än normalt. Komplexiteten i revisionerna resulterade även i svårigheter att hålla de från början annonserade tidplanerna och därmed kom en väsentligt större del av den svenska kärnkraften att stå stilla under de två vinterkvartalen än vad som är att betrakta som normalt. Även om tillgängligheten på de svenska kärnkraftsreaktorerna var ovanligt låg den förra vintern är även den normala nivån väsentligt lägre än i exempelvis Finland. Tillgängligheten i Sverige har sedan mitten av 1990-talet legat kring 80 procent till skillnad från 94 procent tillgänglighet i finska reaktorer vilka ofta har haft den högsta tillgängligheten i världen. Med finsk tillgänglighet skulle den svenska produktionen öka med ca 10 TWh per år vilket ungefär motsvarar den femte reaktorn i Finland som är på hela 1600 MW. 1996 till i början av 2000-talet berodde kärnkraftbortfallet på medvetna nedregleringar, coast down och långa revisionstider. Mellan 2002 till 2006 ökade oplanerade stopp. Trots att revisionstiderna sedan dess har reducerats för svenska kärnkraftverk ligger de högre än vad man har i Finland. Detta framgår av figur 1.1. 3 (21)

Orsak till produktionsminskningar i svensk kärnkraft 18% 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Coast down Nedregleringar Revisioner Oplanerade stopp Figur 1.1.1: Orsak till produktionsminskningar i svensk kärnkraft åren 1996-2006. Källa: Varför är svenskar mycket sämre än finnar på att köra kärnkraftverk?, EME Analys för Elbruk 2007 Anledningen till den stora skillnaden har diskuterats och skillnader i ägarstruktur samt en mycket lyckad reparations- och revisionspolicy i Finland har framhållits som möjliga förklaringar. Finsk industri är genom sitt samägda kraftföretag PVO majoritetsägare i kärnkraftverket Oikilouto, där den femte reaktorn håller på att byggas. Som stora elanvändare har de incitament att arbeta för att uppnå låga elpriser varför de tjänar på en hög tillgänglighet i sina kärnkraftverk. Detta medför också få oplanerade stopp, vilket i sin tur leder till goda förutsättningar för bra säkerhet. Alla svenska kärnkraftverk är numera samägda mellan flera kraftföretag. Tabell 1.1 visar ägarförhållandena och installerad effekt. Installerad effekt [MW] Vattenfall [%] Fortum [%] E.ON [%] Skellefteå Kraft [%] Forsmark 3100 66,0 22,2 9,9 1,9 Oskarshamn 2200-45,5 54,5 - Ringhals 3700 70,4-29,6 - Tabell 1.1: Ägarandelar av kärnkraftverken samt kraftverkens installerade effekt. Källa: Kraftbolagens officiella hemsidor (den 9 augusti 2010). I Sverige har det även under en längre tid funnits en politisk osäkerhet kring kärnkraften vilket kan ha påverkat investeringsviljan, personalrekrytering och utvecklingen av ny 4 (21)

kärnkraftskompetens. I Finland har situationen varit den motsatta med en positiv politisk grundinställning till både befintlig och ny kärnkraft. Syftet med denna rapport är att studera om den låga tillgängligheten i svensk kärnkraft under hösten och vintern kan ha berott på medvetna manipulationer av de större svenska kärnkraftproducenterna och om de med lönsamhet har haft möjlighet att utnyttja sin marknadsmakt. Den generellt låga tillgängligheten diskuteras också i rapporten. 5 (21)

2 MYCKET LÅG TILLGÄNGLIGHET I SVENSK KÄRNKRAFT UNDER VINTER- HALVÅRET 2009-2010 4000 MW 3000 2000 1000 0 36 38 40 42 44 46 48 50 52 1 3 5 7 9 11 13 15 17 Vecka Vattenfall (geografiskt område Norden) Fortum E.ON Sverige Figur 2.1:Uppskattat bortfall av kärnkraftproduktion på veckobasis under vintern 09/10. Källa: NordPool. Vattenfall, som är störst aktör i Sverige, hade störst bortfall under hösten men kom ned till samma effekttal som de mindre kärnkraftsägarna Fortum och E.ON i slutet av föregående vinter. Revisionen i Ringhals 1 slutfördes efter nästan ett helt år i mars 2010, istället för som planerat i maj 2009. Även revisionen i Ringhals 2 drog ut på tiden kraftigt, och reaktorn togs åter i drift vid månadsskiftet februari/mars 2010. Eftersom Vattenfall äger 70 procent av Ringhals medförde detta en förbättrad situation för företaget i slutet av vintern. De senaste åren har effekthöjningar genomförts på svenska reaktorer. Detta kommer att fortsätta de kommande åren. Andra stora investeringar har också genomförts. Här kan exempelvis nämnas Ringhals 1 och 2 där säkerhetshöjande åtgärder infördes respektive utbyte av all styr- och kontrollutrustning. I efterhand har företrädare för svensk kärnkraftindustri idkat viss självkritik och uttalat att tidplanerna har varit optimistiska och inte tillräckligt detaljerade och att man underskattat komplexiteten vid testning av komponenter och system. Man har även sagt att alla förändringar inte behöver göras vid ett tillfälle, utan att det med facit i hand skulle ha varit en fördel att fördela ut arbete på fler revisioner. I framtiden har vissa företrädare för kärnkraftindustrin uttalat att man siktar på realistiska avställningstider och en bättre kommunikation med marknaden avseende osäkerheter. Man öppnar för uppföljning på ledningsnivå av kritiska projekt och en skarpare prövning 6 (21)

inför installation i anläggningarna. Frågan är om sådana uttalanden vinner förtroende hos marknadens aktörer inför kommande år. När uttalanden om återtagen drift vid ett visst datum ständigt överskreds var det nog få aktörer som till slut uppfattade beskeden från kärnkraftverken som trovärdiga. Detta medförde troligen att många tvingades göra en egen bedömning av när reaktorerna åter skulle komma i drift i sina prognoser och i sin elhandel, vilket tillförde en högre grad av osäkerhet till marknaden. Kärnkraftverk i revision var en huvudanledning till prisspikarna under förra vintern. Ringhals 1 och 2 var således helt borta, och Forsmark 2 gick på begränsad effekt, vid alla prisspikarna. Oskarshamn 3 var borta 17/12 och 22/2 och gick med begränsad effekt 8/1. Ringhals 3 var borta 17/12. I relation till sin installerade kärnkraftkapacitet, med hänsyn tagen till sina ägarandelar i de olika svenska kärnkraftverken (se Tabell 1.1), blir bilden en annan. Då var det Fortum som uppvisade det största bortfallet i Sverige, vilket dock kompenserades av att deras finska kärnkraftverk som vanligt uppvisade en hög tillgänglighet. E.ON hade en liknande relativ utveckling i Sverige som Fortum. Bortfall av kärnkraft 100% 80% 60% 40% x 17 dec x 8 jan x 22 feb 20% 0% 36 38 40 42 44 46 48 50 52 1 3 5 7 9 11 13 15 17 Vecka Vattenfall (geografiskt område Norden) Fortum E.ON Sverige Figur 2.2: Uppskattat bortfall av kärnkraftproduktion som andel av total kärnkraftsproduktion på veckobasis under vintern 09/10. Källa: NordPool spot. Bortfallet i förhållande till respektive kraftföretags installerad kärnkraftkapacitet var högst för Fortum och E.ON, som i genomsnitt låg kring 44 procent mellan vecka 36 2009 och vecka 17 2010, och på 34 procent för Vattenfall. 7 (21)

3 HADE KRAFTFÖRETAGEN INCITAMENT ATT UTNYTTJA MARKNADSMAKT VINTERN 2009-2010? I detta kapitel studerar vi de företagsekonomiska incitamenten att minska kärnkraftproduktionen. Detta gör vi utifrån modellkörningar med Sweco s kraftbalansmodell PoMo från vecka 50 2009 t o m vecka 13 2010. 3.1 SIMULERINGAR MED SWECO S KRAFTBALANSMODELL POMO I syfte att studera priseffekterna av det stora bortfallet av kärnkraft i Sverige under vintern 2009-2010 har simuleringar med Sweco s kraftbalansmodell PoMo genomförts. Modellen beräknar bland annat de framtida veckopriserna utifrån aktuella indata. Priseffekterna används därefter för att studera de ekonomiska konsekvenserna för kraftföretag som är ägare av kärnkraft. I Figur 3.1 visas priserna som PoMo ger från de körningar som Sweco gör varje vecka för sina portföljkunder (Verklig modellkörning). Där läggs bl a förväntad tillgänglighet i kärnkraften in som indata för varje vecka tre år framåt, tillsammans med verkliga ingångsmagasin, tillrinning, förbrukning, terminspriser etc. Dessa har jämförts med PoMo-körningar med samma indata men med en kärnkrafttillgänglighet på 80 procent, som är att betrakta som normal i Sverige (Normal kärnkraftstillgänglighet). Priserna blir då lägre, ibland dramatiskt lägre. Med en normal tillgänglighet på t ex 94 procent, som uppvisas år efter år i Finland, skulle skillnaderna i figuren och i kommande beräkningar ha blivit än större. SEK/MWh 1500 1000 500 0 50 51 52 53 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 2009 2010 Verklig modellkörning Normal kärnkrafttillgänglighet STO SEK/MWh Figur 3.1: Elspotpriser vid verklig respektive normal kärnkraftstillgänglighet under vintern 09/10. Figuren visar resultat av modellkörningarna jämfört med verkligt spotpris (prisområde Sverige). Källa: Sweco modellkörningar och Nordpool spot. 8 (21)

Den gångna vintern kännetecknades av relativt hög förbrukning kombinerat med liten tillgänglighet i svensk kärnkraft. Detta medförde tre stora prisspikar i Norden med undantag för norska prisområden och Jylland som orsakades av problem att få ihop effektbalansen. Eftersom PoMo inte är en effektbalansmodell 1 är det inte förvånande att den inte klarar att modellera priserna under den första pristoppen i december, även om PoMo klarar att markera en viss prisuppgång vid detta tillfälle. Pristoppen i januari klarar PoMo förvånansvärt väl, medan pristoppen i februari missas. Föregående vinter präglades dessutom av successivt allt lägre nivåer i vatten- och snömagasin än normalt. Enligt PoMo förelåg en viss risk för att energin i vattenmagasinen inte skulle räcka till fram till vårfloden kring vecka 17 2010, då magasinsnivåerna normalt vänder uppåt. Detta medförde att PoMo, som räknar mer exakt på torra scenarier än flertalet andra modeller, fick en pristopp under vecka 10 där de svenska spotpriserna istället sjönk. Sammantaget ger dock PoMo en prisbild för förra vintern som stämmer relativt väl med utvecklingen av spotpriserna i Sverige. 3.2 EKONOMISKA KONSEKVENSER AV BORTFALL I KÄRNKRAFTPRODUKTIONEN För kraftföretagen som äger kärnkraft innebär ett bortfall av kärnkraft en kostnad (eller utebliven intäkt) genom att inte kärnkraften kan köras till lägre rörliga kostnader än priserna (de priser som skulle etablerats med kärnkraften i drift). Samtidigt uppstår också en intäkt genom att elpriserna på marknaden går upp när kärnkraftproduktionen blir lägre. Denna prisuppgång blir större ju mer kärnkraft som bortfaller, och större ju knappare elbalansen är vid tillfället. Denna elprisökning medför att annan elproduktion än den bortfallna kärnkraftproduktionen blir mer lönsam. Elprisökningen, som således påverkar våra kalkyler, beräknas som skillnaden mellan PoMo-körningarna Verklig modellkörning och Normal kärnkrafttillgänglighet ovan. Kalkylerna för kraftföretagens kostnader och intäkter av kärnkraftbortfall har baserats på modellkörningarna ovan, där vi utgått ifrån den verkliga förbrukningen. Eventuella kalkyler från kraftföretagens sida om det är lönsamt eller inte att utnyttja sin marknadsmakt behövde göras i förväg. Eftersom företagen inte kunde förutsäga att vintern skulle bli så kall som den blev är resultaten något missvisande, men vi bedömer inte att denna skillnad blir avgörande. 1 PoMo är en veckomodell som disponerar vatten i magasinen över veckorna på ett optimalt sätt i förhållande till förbrukningsutveckling, värmekraftkapacitet, terminspriser etc. I och för sig finns en effektbegränsning, men på veckobasis. En effektbalansmodell beskriver utvecklingen med betydligt kortare tidsupplösning, t ex timma. Det var problem att få ihop elbalansen vissa timmar som medförde prisspikarna i vintras, vilka således inte kan modelleras tillräckligt nöjaktigt med PoMo. 9 (21)

I följande beräkningar har den svenska vattenkraftproduktionen fördelats på veckobasis enligt Sveriges totala produktion per vecka. För Vattenfall och Fortum har vi utgått ifrån kvartalsproduktionen som redovisats i kvartalsrapporterna och för E.ON har vi utgått ifrån företagets årsproduktion. När det gäller kärnkraftproduktion har vi varje vecka räknat med respektive företags installerade effekt med hänsyn till ägarandelar och därifrån dragit bort kärnkraftbortfallet. På detta sätt har vi försökt ta hänsyn till att kraftföretagen delvis kan kompensera kärnkraftbortfall med ökad vattenkraftproduktion. När priserna har varit tillräckligt höga har de också kunnat kompensera med högre produktion i kondenskraftverken. Detta har vi försökt ta hänsyn till genom att vi inte har räknat med några nettointäkter för kraftföretagens kondensproduktion p.g.a. deras höga rörliga kostnader. Delvis har kärnkraftbortfallet också kompenserats med ändrad elhandel med exempelvis Tyskland och Nederländerna, vilket inte har inkluderats i kalkylerna. De beräknade ekonomiska konsekvenserna bygger också på att företagen är fullt exponerade mot spotpriset i prisområde Sverige. Ju mer företagen är prissäkrade, desto mindre skulle deras vinster bli. 3.3 EKONOMISKT UTFALL OM FÖRETAGEN GEMENSAMT UTNYTTJAT MARKNADSMAKT Vid ett hypotetiskt utnyttjande av marknadsmakt är ett konkurrensbegränsande samarbete mellan de tre stora kärnkraftsägarna vad som resulterar i det bästa ekonomiska utfallet. Företagen agerar i ett sådant scenario som ett enda kraftföretag och verkar medvetet för att under förra vintern primärt genom fördröjda och felplanerade revisioner reducera tillgängligheten hos kärnkraften. Den totala nettointäkten för Vattenfall, Fortum och E.ON tillsammans, som normalt svarat för ca 85 procent av den totala produktionen i Sverige 2004-2009, framgår av figur 3.2. Mellan vecka 50 2009 och vecka 13 2010 uppgick deras sammanlagda resultathöjning till 4,4 miljarder kr enligt PoMo-simuleringarna. Intäkten i form av högre priser på annan produktion än den bortfallna kärnkraften översteg således kostnaderna att inte kunna producera kärnkraft till lägre rörliga kostnader än elpriserna. Om företagen agerat vart och ett för sig skulle de inte ha räknat med så stora elprisökningar, vilket vi diskuterar i avsnitt 3.4. Prisökningen leder till ökade kostnader för de svenska elanvändarna på 7,4 miljarder kr - om de skulle köpa all kraft till spotpriser. Pristopparna medförde således en stor omfördelning från elanvändare till kraftproducenter utöver en sammantagen samhällsekonomisk kostnad. Det kan understrykas att det finns ett flertal svårigheter för att bedriva ett konkurrensbegränsande samarbete och förutsättningarna för ett sådant diskuteras i kapitel 4. Där diskuterar vi också om kraftföretagen överhuvudtaget kan åstadkomma en lägre tillgänglighet genom längre revisioner än vad som egentligen behövs. 10 (21)

1500 MSEK 1000 500 0 50 51 52 53 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 2009 2010 Figur 3.2: Möjligt nettoresultat vecka för vecka om kraftbolagen samverkat. Källa: Sweco modellkörningar. 3.4 EKONOMISKT UTFALL OM KRAFTFÖRETAGEN VAR FÖR SIG UTNYTTJAT MARKNADSMAKT I figur 3.3 har den företagsekonomiska vinsten eller förlusten av kärnkraftbortfallet mellan vecka 50 och vecka 13 beräknats för vart och ett av de tre kärnkraftägande kraftföretagen, givet att de inte har något konkurrensbegränsande samarbete sinsemellan. Om företagets produktionsbortfall skulle varit medvetet i syfte att öka priserna skulle det då i förväg enbart ha kalkylerat med priseffekten på företagets egna kärnkraftbortfall. Ett visst företag skulle alltså i detta scenario inte ha räknat med att även andra kraftföretag skulle ha ett kärnkraftbortfall som skulle givit ytterligare elprisökningar. I detta fall har vi antagit att prisökningen är linjärt beroende av kärnkraftbortfallet och på så sätt reducerat PoMo s prisdifferens mellan priskurvorna Verklig modellkörning och Normal kärnkrafttillgänglighet, och därefter räknat på kostnader och intäkter av kärnkraftbortfall på samma sätt som ovan. 11 (21)

400 300 MSEK 200 100 0-100 -200 50 51 52 53 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 2009 2010 Vattenfall MSEK Fortum MSEK E.on MSEK Figur 3.3: Möjligt nettoresultat vecka för vecka utan konkurrensbegränsande samverkan mellan kraftföretagen. Beräkningarna tyder på att det inte var företagsekonomiskt lönsamt att minska kärnkraftproduktionen med undantag av enstaka veckor. Figur 3.3 visar nettoresultatet för de tre kraftföretagen var för sig givet ovan nämnda förutsättningar. Det var framförallt veckorna som PoMo uppvisade pristoppar och där priserna hade varit betydligt lägre med normal kärnkraftproduktion (det vill säga kring årsskiftet), som produktionsreduktioner hade kunnat vara lönsamma. Lönsamheten dessa högprisveckor var störst för Vattenfall. E.ON uppvisar en marginell lönsamhet enstaka veckor men kärnkraftbortfall skulle ge negativ lönsamhet under flertalet veckor under perioden. För Fortum skulle det bli negativ lönsamhet under alla studerade veckor. Tabell 3.1 nedan visar att de totala förlusterna för de tre kraftföretagen enligt PoMoberäkningarna för vecka 50 2009 t o m vecka 13 2010. De blir störst för E.ON och lägre för Vattenfall och Fortum enligt dessa modellberäkningar. Vattenfall Fortum E.ON Total förlust [MSEK] 340 480 794 Tabell 3.1: Totala förluster för kraftföretagen under vecka 50 2009 till vecka 13 2010 utan konkurrensbegränsande samverkan mellan kraftföretagen. 12 (21)

Figur 3.4 visar bortfallen kärnkraftproduktion relativt övrig produktion (kärnkraft som går tillsammans med annan kraftproduktion) för kraftföretagen. Ju lägre denna kvot är, desto större blir intäkterna för respektive företag av kärnkraftbortfall. Senare under vintern är kvoten lägst för Vattenfall. E.ON uppvisar den högsta kvoten och får endast en mycket begränsad lönsamhet i bortfallet och detta endast under de största pristopparna. 100% 80% 60% 40% 20% 0% 50 51 52 53 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 2009 2010 Vattenfall Fortum E.on Figur 3.4: Bortfall av kärnkraft i förhållande till övrig produktion. 13 (21)

4 UTNYTTJADE KRAFTFÖRETAGEN MARKNADSMAKT VINTERN 2009-2010? I detta kapitel utvecklas diskussionen om kraftföretagens incitament att begränsa kärnkraftproduktionen som vi hade i kapitel 3. Vi diskuterar också om företagen hade möjligheter att medvetet minska kärnkraftproduktionen på det sätt som blev fallet förra vintern. Vidare analyseras kraftföretagens prissäkringar. Slutligen diskuteras kraftföretagens möjliga strategier för elhandel, givet den situation som verkligen uppstod på elmarknaden förra vintern. 4.1 MOTIV FÖR ATT MEDVETET HÖJA SPOTPRISET GENOM LÄGRE TILLGÄNGLIGHET PÅ KÄRNKRAFT I kapitel 3 beräknas den resultatpåverkan som eventuellt skulle kunnat utgöra motivet för ett otillbörligt utnyttjande av marknadsmakt. Enligt beräkningarna är det alltså inte sannolikt att företagen var för sig haft motiv att utnyttja sin marknadsmakt. Endast Vattenfall skulle under ett fåtal veckor kunna kalkylera med ett positivt nettoresultat som följd av agerandet, men även här torde nettoresultatet vara för lågt för att utgöra ett hållbart motiv i en kalkyl behäftad med så pass hög osäkerhet. Företagsekonomiskt skulle nog endast ett gemensamt agerande ha resulterat i ett tillräckligt stort nettoresultat för att på förhand kunna motivera ett utnyttjande av marknadsmakt. Ett gemensamt agerande enligt beräkningen ovan skulle dock ställa stora krav. Exempelvis måste: kraftföretagen hitta en effektiv men samtidigt för utomstående svårkontrollerad metod att begränsa tillgängligheten under rätt perioder. Metoder för detta diskuteras i avsnitt 4.2 inblandade kraftföretag anpassa sin prissäkring (dvs. försäljning av sin förväntade framtida förbrukning på termin) för att maximera resultatet. Prissäkringar diskuteras i avsnitt 4.3. Därutöver skulle kalkylen vara behäftad med samma osäkerheter som om företagen agerat var för sig. Exempelvis skulle företagen på förhand väga in bedömningar av: det hydrologiska läget i Norden under den aktuella perioden temperaturen under vintermånaderna. En normal eller mild vinter skulle försämra utfallet. Sammanvägt är det svårt att peka på ett förbättrat nettoresultat som incitament för ett konkurrensbegränsande samarbete. Samtidigt är risken för förluster för kraftföretagen relativt stor. 4.2 KUNDE KRAFTFÖRETAGEN UTNYTTJA SIN MARKNADSMAKT? Det finns tre olika sätt att medvetet öka spotpriserna på elmarknaden för ett kärnkraftföretag genom minskad tillgänglighet: 14 (21)

1. Göra nedregleringar, vilket innebär att produktionen reduceras i en reaktor. Detta medför att bränslet sparas till senare drift och att eventuell coast down senareläggs eller reduceras. Detta beslut kan fattas av en enskild delägare i ett kraftverk. 2. Utnyttja Coast down i syfte att begränsa tillgängligheten. Coast down innebär att möjlig produktion avtar alltmer efter en viss tidpunkt innan nästa revision med bränslebyte. I vilken utsträckning effekten skall tillåtas påverka produktionen beslutas i samband med laddning av bränsle under föregående revision. 3. Förlängda eller olämpligt planerade revisioner. Om denna metod skulle tillämpas hamnar alla delägare till ett kärnkraftverk i samma situation. Ett sådant medvetet beslut skulle sannolikt behöva fattas kollektivt även om det i viss utsträckning skulle vara möjligt för en delägare att agera själv. Det här skulle hypotetiskt kunna ske genom att kärnkraftsägare medvetet gör missbedömningar i tidplan, bemanning och komplexitet i de uppgraderingsprojekt och revisioner som genomförs. Per definition blir det omöjligt att erhålla en medvetet lägre tillgänglighet genom oplanerade fel. I kapitel 3 redovisades modellberäkningar av kostnader och intäkter för kraftföretagen. Frågan återstår dock om kraftföretagen medvetet kunde förlänga revisionstiderna i vintras. Om de skulle utnyttjat sin marknadsmakt måste kärnkraftsbortfallet ha föregåtts av medvetna handlingar - som vintern 2009-2010 framförallt berodde på längre revisioner än beräknat. I Tabell 4.1 resonerar vi om för- och nackdelar för ett kraftföretag som hypotetiskt skulle vilja utnyttja sin marknadsmakt vid enskilt respektive gemensamt agerande av kärnkraftproducenterna i syfte att medvetet förlänga revisionstiden och på så vis påverka elpriserna på NordPool. Enskilt utnyttjande av marknadsmakt Gemensamt utnyttjande av marknadsmakt Fördelar Kan i större grad planera och styra revisionen själv utifrån begränsningar från exempelvis säkerhetsmyndighet och konkurrensverk. Intäkterna av kärnkraftbortfall blir större. Nackdelar Ger en begränsad, om ens någon intäkt, av kärnkraftbortfall under ett begränsat antal veckor. Detta då spotpriset stiger för lite i förhållande till förlorad produktion. 1) Kräver en samordning mellan kraftföretagen. 2) Om det görs i samförstånd mellan delägare torde det innebära ett konkurrensbegränsande samarbete som riskerar att fällas. Information riskerar att läcka ut från externa företag som anlitas i 15 (21)

revisionen eller från kärnkraftverkets egen personal. Tabell 4.1: Fördelar respektive nackdelar att utnyttja marknadsmakt enskilt eller gemensamt. Skulle en hypotetisk medveten förlängning av revisionstiden ske är det osannolikt att den skulle ske uttryckligt. Istället skulle effekten sannolikt uppnås genom att beslut rörande revisioner och uppgraderingsprojekt inte fattas med hänsyn till att ge projektet optimala förutsättningar och styrning. Sådana beslut behöver inte ens fattas medvetet, utan skulle kunna fattas omedvetet då vetskapen om att nedsidan av en revisionsförlängning inte behöver vara så stor för svenska kraftföretag då den bortfallna produktionen leder till högre elpriser, vilket är gynnsamt för kraftföretagen. I Finland är revisionstiderna kortare än i Sverige vilket delvis kan förklaras med att finsk industri är majoritetsägare genom PVO i två kärnkraftreaktorer samt den tillkommande femte reaktorn i Olkiluoto. Finsk industri har tydliga incitament att erhålla låga elpriser, vilket medför incitament till korta revisionstider och att på annat sätt erhålla en hög tillgänglighet i kärnkraftverken. Denna kultur har också smittat av sig på Fortums två helägda kärnkraftreaktorer i Lovisa som går med betydligt högre tillgänglighet än de svenska, även om de inte riktigt kommer upp i Olkiluotos nivåer. En viss manipulation för att få något längre revisionstider kanske kan vara möjligt att tänka sig, men en samordnad manipulation i den skala vi såg under 2009 och 2010 kan omöjligt vara följden av medvetna beslut. Risken att det upptäcks, och negativa beslut från säkerhets- och konkurrensmyndigheter, skulle vara alldeles för stor enligt vår bedömning samtidigt som uppsidan i form av ett förbättrat nettoresultat skulle vara för liten och osäker. Det kan dock noteras att vissa revisioner var planerade att genomföras under vinterhalvåret, och inte under sommarhalvåret när kraftbalansen är bättre och priserna normalt är lägre. Vi saknar underlag om huruvida delägarna till kärnkraftverken ville förlägga revisionerna på vintern för att erhålla en större prisuppgång, eller om man var tvingade till detta på grund av andra omständigheter såsom exempelvis brist på personal med erforderlig kompetens för uppdraget. 4.3 KRAFTFÖRETAGENS UTVECKLING AV GJORDA PRISSÄKRINGAR Figur 4.1 visar Vattenfalls framtida prissäkringar vid föregående årsskiften. Vid varje tidpunkt redovisar de hur mycket som är prissäkrat för nästa år och två respektive tre år framåt. Det saknas dock uppgifter om hur dessa prissäkringar är fördelade för de olika kvartalen. Vi har därför inga uppgifter om prissäkringar för Q4 2009 och Q1 2010, som är i fokus i denna rapport. Indikationen från figur 4.1 är att Vattenfalls prissäkringar har legat på ungefär samma nivå som tidigare år. 16 (21)

100% 80% 2009 2009 2010 60% 40% 2010 2010 20% 0% 31/12 2007 31/12 2008 31/12 2009 30/6 2010 År 1 År 2 År 3 Figur 4.1: Prissäkringsgrad för Vattenfall i den Nordiska marknaden för påföljande tre år. Källa: Vattenfalls finansiella rapporter 2007-2010. Också för Fortum ser prissäkringarna för helåren 2009 och 2010 ut att ligga nära den normala prissäkringsgraden, om inte högre än normalt. Inte heller här finner vi några belägg för mindre prissäkringar förra vintern, snarare tvärtom. 17 (21)

100% 80% 60% 2009 2010 2010 40% 2009 20% 0% 31/12 2007 31/1 2009 31/12 2009 30/6 2010 År 1 År 2 Figur 4.2: Prissäkringsgrad för Fortum i den Nordiska marknaden för påföljande två år. Källa: Fortums finansiella rapporter 2007-2010. Det har inte redovisats i vare sig Vattenfalls eller Fortums resultatrapporter om huruvida prissäkringarna är gjorda i svenskt prisområde eller gentemot systempriser, vilket har stor betydelse för resultaten då pristopparna var betydligt högre i bl a Sverige än systempriserna då stora delar av Norge var opåverkade. 4.4 ELHANDELSSTRATEGI UNDER FÖRRA VINTERN I detta avsnitt analyserar vi vilken handelsstrategi gällande prissäkringar och eventuell spotexponering kärnkraftproducenterna kan ha haft givet den situation som uppkom under vintern. Situationen kännetecknades av ett antal pristoppar på spotmarknaden och successivt stigande terminspriser. Detta berodde på att flera kraftföretag samtidigt hade problem med sin kärnkraftproduktion och på en kall vinter. I denna situation är det inte orimligt att tänka sig att kraftföretagens handelsverksamhet kan ha gjort lönsamma affärer, t ex genom att ligga exponerad mot spotmarknaden till viss del eller invänta med att göra prissäkringar. Figur 4.3 visar intäkter, kostnader och resultat exklusive jämförelsestörande poster för Vattenfall (geografiskt område Norden) samt spotpriserna. Resultattoppen under Q1 2010 indikerar att man var exponerade mot spotpriser eller utnyttjade den uppåtgående trenden på terminsmarknaden. Modellberäkningarna visade också en lönsamhet för kraftföretagen av att de samtidigt tappade så mycket kärnkraftproduktion som blev fallet under förra vintern. Det ekonomiska utfallet blir ju lika bra oavsett om kärnkraftbortfallet var 18 (21)

medvetet eller inte. Modellkalkylerna indikerade en vinstökning för kraftföretagen på 4,4 miljarder kr. Detta förutsatte dock att de var helt exponerade till spotpriserna. Hade de istället varit helt prissäkrade skulle vinsterna blivit lägre. Förutsättningarna för en god elhandel var goda för elproducenter och figur 4.3 indikerar att Vattenfall tjänade pengar på de höga elpriserna, trots att man inte kunde producera för fullt i sina kärnkraftverk med låga rörliga kostnader ned mot 50 SEK/MWh. MSEK 18000 SEK/MWh 800 16000 14000 600 12000 10000 8000 400 6000 4000 200 2000 0 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 2007 2008 2009 2010 0 Nettoomsättning (säsongsjusterad) Rörelsekostnad Nettoomsättning NordPool Elspot SE Figur 4.3: Säsongsjusterad nettoomsättning, rörelsekostnad och resultat exklusive jämförelsestörande kostnader för Vattenfall geografiskt område Norden under 2007-2010. samt Elspot SE. Källa: Finansiella rapporter 2007-2010 för Vattenfall och Fortum, samt Nord- Pool. 4.5 EKONOMISKA KONSEKVENSER AV OLIKA SÄKRINGSGRAD Ett kraftföretag prissäkrar normalt en större del av sin produktion i syfte att i minska riskexponeringen genom att i förväg prissätta sin produktion. Prissäkringen för ett aktuellt kvartal sker under en längre period och kan därför tänkas svara exempelvis mot ett treårigt medelterminspris för aktuellt kvartal (beroende av kraftföretagets prissäkringsstrategi). Den del av produktionen som inte är prissäkrad är då istället helt exponerad mot spotpriset. På så sätt betyder en 100-procentig prissäkring att kraftföretaget inte kan ta del av prisförändringar under perioden (pristoppar och dalar såsom de vi såg i vintras), medan motsatsen innebär att hela resultatet påverkas av detta. Ett kraftföretag som i förväg kan förutse förändringar i spotpriset kan självklart justera exponeringen mot spot i syfte att förbättra resultatet. 19 (21)

Under Q4-09 var medelspotpriset lägre än ett treårigt medelterminspris, som vi antagit vara en rimlig referenspunkt. Detta innebär således att den del av produktionen som prissattes direkt av spotmarknaden bidrog till ett lägre resultat än om samma andel hade varit prissäkrad. Under Q1-10 var förhållandet det motsatta. Vårt antagna medelpris var ca 49 EUR/MWh mot 73 EUR/MWh som ett medelspotpris (prisområde SE). Ett teoretiskt kraftföretag som istället för 100 procent prissäkrad produktion valt en fullständig exponering mot spot hade alltså kunnat göra ett närmare 50 procent bättre resultat. Om vi istället antar en mer rimlig prissäkrad andel på 75 % skulle samma kvartal istället endast innebära ett mer modest, men ändå förbättrat resultat på dryga 10 %. De tre stora kraftproducenterna i Norden hade alla förbättrade resultat Q1-10 i jämförelse med Q1-09. Detta är naturligtvis ett resultat av flera faktorer, men exponeringen mot spot är en delförklaring. Q4-09 Eftersom medelspotpriset var lägre än det medelterminspris vi antagit gav exponering mot spot ett sämre försäljningspris än om produktionen varit prissäkrad. Givet 20 TWh produktion försämras resultatet med 1500 MSEK eller 15 MSEK per procent. Q1-10 Medelspotpriset var detta kvartal väsentligt högre än terminspriset vi antagit. Detta medför att en exponering mot spot var av godo. Skillnaden på medelpriserna var ca 73 mot 49 EUR/MWh, vilket ger en ganska stor effekt i plånboken. Skillnaden att vara 100% mot 0% exponerade mot rörligt pris ger 4500 MSEK eller 45 MSEK per procent. 5 SLUTSATSER Vår huvudslutsats är att de tre stora kraftföretagen i Sverige inte medvetet har sett till att det blev onödigt långa revisioner förra vintern. Våra kalkyler ger en måttlig lönsamhet av produktionsneddragningar under enstaka veckor för Vattenfall och en försumbar lönsamhet för E.ON under än färre veckor. För Fortum ger våra kalkyler förluster under samtliga veckor. Dessa kalkyler baseras på att kraftföretagen vart och ett för sig gör produktionsneddragningar. Vi bedömer att de eventuella vinsterna då inte uppvägs av riskerna i den företagsekonomiska kalkylen med ett sådant beteende. Om företagen gemensamt skulle komma överens om produktionsneddragningar skulle vinsterna bli betydligt större, enligt våra kalkyler ca 4 miljarder kr under förra vintern. Här är dock riskerna mycket större, och företagen skulle riskera att bli fällda av Konkurrensverket för konkurrensbegränsande samarbete varför vi starkt ifrågasätter att kraftföretagen skulle våga riskera ett agerande som ens misstänktes kunna vara ett konkurrensbegränsande samarbete utöver riskerna i den företagsekonomiska kalkylen. Förra vintern kännetecknades av revisioner som blev mycket längre än beräknat. Kärnkraftbortfall som beror på nedregleringar, eller coast down, är det naturliga sättet att göra eventuella produktionsbegränsningar. Frågan är om det överhuvudtaget är praktiskt möj- 20 (21)

ligt att genomföra produktionsbortfall genom revisioner som tar längre tid än nödvändigt. Det skulle också medföra risker för bad-will, eftersom svensk kärnkraft har fått ett sämre anseende av att ha en tillgänglighet som redan innan föregående vinter varit klart lägre än vad man år efter år uppvisat i exempelvis Finland. Hanteringen förra vintern var också negativ för relationerna till säkerhets- och eventuellt även konkurrensmyndigheter. Samägandet av de svenska kärnkraftverken ger de tre kraftföretagen insyn i varandras verksamheter. E.ON är delägare i samtliga tre kärnkraftverken. Detta informationsövertag ger företagen en konkurrensfördel gentemot övriga aktörer på elmarknaden i den viktiga frågan om när reaktorer kan förväntas återgå i drift efter en revision som blivit oväntat utdragen. Detta informationsövertag gäller dock produktionsdelen. Till elhandelsdelen, som fattar handelsbesluten åt produktionsdelen inom vissa i förväg bestämda ramar, ska samma information komma samtidigt till samtliga aktörer och då via NordPool. Just samägandet av kärnkraft är en fråga som åter aktualiserats och som EI (Energimarknadsinspektionen) nyligen fått regeringens uppdrag att utreda. Regeringens särskilda förhandlare har inte lyckats nå en uppgörelse med företagen om att lösa upp samägandet. Det var också olyckligt att vissa revisioner förlades under vinterhalvåret, vilket är en delförklaring till prisspikarna föregående vinter. Hade revisionerna förlagts under sommarhalvåret, vilket är det normala, hade priseffekterna blivit väsentligt mindre och elköparna hade inte alls drabbats så mycket. Vi känner inte till om kraftföretagen har en godtagbar förklaring till detta, t ex att det inte fanns personal tillgänglig under sommarhalvåret beroende på revisioner i andra reaktorer. 21 (21)