2013-10-11 2013/576 Effektreserven En uppföljning och analys av avvecklingen av den svenska effektreserven
Förord Den svenska effektreserven tillkom som ett led i avvecklingen av kärnkraftverket i Barsebäck och har nu tio år på nacken. Från start har ambitionen varit att ersätta en centralt upphandlad effektreserv med en marknadslösning dvs. en ordning där producenterna på elmarknaden själva tar det fulla ansvaret för att kunna möta sina kunders efterfrågan på såväl kort som lång sikt. Vid de olika kontrollstationerna har det rått tveksamhet om tiden ännu är mogen och vid två tillfällen har riksdagen senarelagt tidpunkten för övergången. Genom riksdagsbeslut 2010 etablerades den ordning som nu gäller dvs. en successiv utfasning av den centralt upphandlade effektreserven till år 2020. Denna rapport har utarbetats på uppdrag av regeringen och kan ses som ännu en kontrollstation på vägen fram emot 2020. Svenska Kraftnäts slutsats är att de förutsättningar som låg till grund för 2010 års riksdagsbeslut alltjämt är giltiga. Svenska Kraftnät föreslår dock en sådan ändring i förordningen (2010:2004) om effektreserv att ökad handlingsfrihet tillskapas genom att Svenska Kraftnät under utfasningstiden får bestämma effektreservens närmare sammansättning. Arbetet med denna rapport har följts av en referensgrupp med företrädare för bl.a. Energimarknadsinspektionen och Konkurrensverket. Sundbyberg i oktober 2013 Mikael Odenberg generaldirektör
Innehåll 1 Uppdraget... 7 2 Lagen (2003:436) om effektreserv... 9 3 Effektreservens bakgrund... 10 4 Effektreservens användning... 14 4.1 Vintern 2009/2010... 15 4.2 Vintern 2010/2011... 16 4.3 Vintern 2011/2012... 16 4.4 Vintern 2012/2013... 17 4.5 Förbrukningsreduktionen i effektreserven... 18 4.6 Driftaspekter... 19 4.7 Kostnaderna för upphandlad effekt... 20 5 Effektbalansen... 21 5.1 Utvecklingen från vintern 2009/2010... 21 5.2 Effektbalansens utveckling till 2020...22 6 Förutsättningar för en marknadslösning...23 6.1 Aktiviteten hos timmätta elförbrukare...23 6.2 Utvecklingen bland hushållskunder... 24 6.3 Utvecklingen bland större industrikunder... 25 6.4 Utvecklingen av efterfrågeflexibiliteten till 2020... 26 6.5 Införandet av elområden... 27 6.6 Fördjupad integration och transmissionskapacitet... 27
7 En elmarknad i förändring... 29 7.1 Volatil produktion... 29 7.2 Kapacitetsmekanismer... 29 7.3 Marknadskopplingar...32 7.4 Nätkoder...32 8 Slutsatser...34 8.1 Korrekta prissignaler...34 8.2 Den fortsatta utfasningen... 35 8.3 Effektreservens sammansättning under utfasningen...36 8.4 Slutord... 37
1 Uppdraget Regeringen gav den 20 december 2012 följande uppdrag till Svenska Kraftnät: Lagen (2003:436) om effektreserv upphör att gälla i mars 2020. Avsikten är att en successiv övergång till en marknadslösning ska ske genom en stegvis nedtrappning av effektreservens storlek, som ska minska från 2 000 MW till 750 MW innan effektreserven helt avskaffas (se prop. 2009/10:113). Under denna utfasningsperiod kommer också den andel av effektreserven som utgörs av efterfrågeflexibilitet att öka från 25 procent till att under de sista tre åren utgöra 100 procent av effektreserven. Affärsverket svenska kraftnät ska utifrån situationen de senaste vintrarna och hur effektreserven har använts följa upp och analysera avvecklandet av effektreserven. I analysen ska även hänsyn tas till fortsatt integrering med andra länder, ökad intern transmissionskapacitet, förbrukarflexibilitet och mer volatil produktion i systemet. I uppdraget ingår också att uppdatera och utvärdera de fakta som låg till grund för beslutet att fasa ut effektreserven till 2020. Affärsverket svenska kraftnät ska genom en nära dialog med Energimarknadsinspektionen verka för att de förslag som Affärsverket svenska kraftnät lämnar är sådana att även Energimarknadsinspektionen kan ställa sig bakom dem. Affärsverket svenska kraftnät ska på lämpligt sätt också tillvarata den kunskap och erfarenhet som finns inom Konkurrensverket på området vid genomförandet av uppdraget. 1 1 Regleringsbrev för budgetåret 2013 avseende Affärsverket svenska kraftnät inom utgiftsområde 21 Energi (N2012/6208/E) 7/37
8/37
2 Lagen (2003:436) om effektreserv Svenska Kraftnät har enligt lagen (2003:436) om effektreserv ansvar för att en effektreserv finns tillgänglig 2. Lagen trädde i kraft den 1 juli 2003 och skulle ursprungligen upphöra att gälla den 1 mars 2008. Sedermera har riksdagen dock vid två tillfällen förlängt giltighetstiden först till den 15 mars 2011 och därefter fram t.o.m. den 15 mars 2020. Bestämmelserna om effektreservens storlek har ändrats över tid. Den ska uppgå till högst 2 000 MW men i sin senaste lydelse fr.o.m. den 16 mars 2011 anger lagen att regeringen ska meddela föreskrifter om reservens storlek och sammansättning. Därmed sker en nedtrappning av reservens storlek samtidigt som relationen mellan produktionsreserver och avtal om minskad elförbrukning successivt ändras: Period Högsta volym effektreserv (MW) Minsta andel förbrukningsreduktion (%) 16 mars 2011 15 mars 2013 1 750 25 16 mars 2013 15 mars 2015 1 500 50 16 mars 2015 15 mars 2017 1 000 75 16 mars 2017 15 mars 2020 750 100 Tabell 1. Effektreservens storlek och sammansättning enligt förordningen (2010:2004) om effektreserv. Den andel av effektreserven som skapas genom avtal om minskad förbrukning får vara mindre än vad som anges i tabellen om det saknas förutsättningar för Svenska Kraftnät att teckna sådana avtal med hänsyn till de anbud som har lämnats eller om det finns andra särskilda skäl. 2 Effektreserven upphandlas årligen för perioden 16 november till 15 mars. 9/37
3 Effektreservens bakgrund I ett elsystem måste tillförseln av el vid varje tidpunkt vara lika stor som uttaget av el. I varje elsystem begränsas produktionen av den vid varje tillfälle tillgängliga produktionskapaciteten. Importmöjligheterna begränsas av dels den kapacitet som finns tillgäng på överföringsförbindelserna till angränsande länder, dels de effektbalanssituationer som råder där. Det finns således en risk för att elförbrukningen kan bli så stor att produktions- och importkapaciteten momentant inte räcker till. Det är i sådana situationer som effektproblem uppstår. I 1997 års energipolitiska beslut 3 ingick en stängning av de två kärnkraftsreaktorerna i Barsebäck, den ena senast den 1 juli 1998 och den andra senast den 1 juli 2001. Den första reaktorn stängdes sedermera av den 30 november 1999. Ett villkor för stängningen av den andra reaktorn i Barsebäck var att bortfallet av elproduktion kunde kompenseras genom tillförsel av ny elproduktion och minskad användning av el. I september 2000 gjorde regeringen bedömningen 4 att riksdagens villkor för stängning av den andra reaktorn före den 1 juli 2001 inte var uppfyllda. Som ett viktigt villkor angavs sådan kompensation av kraftbortfallet att stängningen inte skulle medföra påtagligt negativa effekter på effektbalansen. Regeringen bedömde att stängningen borde kunna genomföras senast före utgången av 2003 när erforderliga åtgärder fått genomslag. Till dessa erforderliga åtgärder för att möta problemen med effektknapphet i det svenska elsystemet hörde att regeringen i december 2001 uppdrog åt Svenska Kraftnät att upphandla en effektreserv om 400 600 MW avseende de två följande vintrarna 5. I mars 2003 gjorde regeringen bedömningen 6 att riksdagens villkor för en stängning av Barsebäck 2 före utgången av 2003 inte var helt uppfyllda vad avsåg bl.a. effektbalansen. En av grunderna för detta var Svenska Kraftnäts bedömning att elmarknaden vid en stängning av Barsebäck 2 skulle kunna få svårt att klara effektbalansen under en s.k. tioårsvinter. I propositionen föreslogs därför ytterligare åtgärder, däribland införande av den lag om effektreserv som gav Svenska Kraftnät uppdraget att ansvara för att en effektreserv 3 Prop. 1996/97:84, bet. 1996/97:NU12, rskr. 1996/97:272 4 Skr. 2000/01:15 Den fortsatta omställningen av energisystemet m.m. 5 Regleringsbrev för budgetåret 2002 avseende Affärsverket svenska kraftnät inom uo 21 Energi 6 Prop. 2002/03:85 Vissa elmarknadsfrågor 10/37
skulle finnas tillgänglig vintertid. Den skulle tillskapas genom att Svenska Kraftnät träffar avtal med aktörer på elmarknaden om ökad produktionskapacitet och/eller minskad elförbrukning. Kostnaderna för effektreserven skulle finansieras genom en avgift från dem som ingått avtal om balansansvar med Svenska Kraftnät. I propositionen underströk regeringen att det systemansvar som åvilar Svenska Kraftnät är kortsiktigt. Det gäller endast inom ramen för de samlade produktionsresurser som vid varje givet tillfälle finns tillgängliga. Systemansvaret innebär alltså inte ett långsiktigt ansvar för att det vid varje givet tillfälle finns produktionsresurser som motsvarar den samlade elförbrukningen i landet. Regeringen konstaterade att svårigheten att upprätthålla balansen i vissa extrema situationer bl.a. beror på att en viss del av produktionsresurserna lades ner efter elmarknadens avreglering på 1990-talet samtidigt som elanvändningen ökat. På den gamla monopolmarknaden fick kraftverksägarna täckning för sina kostnader även om kraftverken bara genererade intäkter under en mycket kort period. Efter avregleringen verkar alla producenter på en konkurrensutsatt marknad, varför sådana kraftverk numera tagits ur drift av lönsamhetsskäl. Regeringen ansåg att elmarknadens aktörer själva måste ta ansvaret för att långsiktigt upprätthålla tillräckliga produktionsresurser för att kunna möta kundernas efterfrågan och upprätthålla effektbalansen. Öppna marknadslösningar ansågs vara att föredra framför regleringar och central upphandling. För att understryka marknadsaktörernas ansvar begränsades effektreservens storlek till 2 000 MW samtidigt som den nya lagen gjordes tidsbegränsad med giltighet fr.o.m. halvårsskiftet 2003 t.o.m. utgången av februari månad 2008. Senast då förutsatte regeringen att en marknadsbaserad lösning skulle ha vuxit fram. Vid utgången av femårsperioden fanns fortfarande inte en trovärdig, marknadsbaserad lösning på effektfrågan, varför lagens giltighet förlängdes med ca tre år t.o.m. utgången av mars månad 2011 7. I december 2007 8 gav regeringen Energimarknadsinspektionen (Ei) i uppdrag att i samråd med Svenska Kraftnät och Konkurrensverket redovisa ett förslag till långsiktig 7 Prop. 2007/08:1 UO 21, bet. 2007/08:NU3, rskr. 2007/08:100 8 Regleringsbrev för budgetåret 2008 avseende Energimarknadsinspektionen inom uo 21 Energi (N2007/10083/E) 11/37
lösning av effektfrågan. Energimyndighetens rapport 9 lämnades till regeringen i december 2008. Ei konstaterade att det aldrig går att helt eliminera risken för effektbrist. Det är därför orealistiskt att söka sträva efter en fullständig försörjningstrygghet avseende eleffekt. Utifrån kundperspektivet och samhällsekonomisk synvinkel är det heller inte önskvärt med en fullständig försörjningstrygghet, eftersom det inte är ekonomiskt försvarbart att ha produktionsreserver i beredskap för de mest extrema situationerna. Ei konstaterade att måluppfyllelsen med en centralt upphandlad effektreserv är kortsiktigt god; försörjningstryggheten höjs genom att staten genom Svenska Kraftnät garanterar att en viss kvantitet reserver finns tillgängliga för en situation med effektbrist. Men på längre sikt riskerar reglerlösningar, som en centralt upphandlad effektreserv, att skapa andra problem på marknaden. På lång sikt ansåg Ei det därför angeläget att marknaden kan undvika effektbrist utan en centralt upphandlad effektreserv. I rapporten angavs ett antal förändringar på elmarknaden som enligt Ei på några års sikt kommer att ha en positiv inverkan på marknadens möjligheter att undvika effektbrist. Hit hörde ökad flexibilitet på förbrukningssidan, generellt ökad prisvolatilitet, indelningen i elområden (ökad regional prisvolatilitet) och utbyggda elförbindelser med omvärlden. Ei fann det angeläget att stimulera en ökad förbrukningsflexibilitet inom industrin genom att ålägga Svenska Kraftnät att i upphandlingen av effektreserven successivt öka andelen förbrukningsreduktioner. Det tillsammans med elmarknadens utveckling borde enligt Ei göra det möjligt att avveckla den centralt upphandlade effektreserven till 2020 och ändå upprätthålla en ur effekthänseende hög försörjningstrygghet. Ei:s rapport låg till grund för de förslag som regeringen sedermera lämnade till riksdagen i februari 2010 10. I propositionen delade regeringen Ei:s bedömning att strävan i första hand bör vara mot en effektiv marknadslösning. En sådan lösning garanterar god försörjningstrygghet genom att marknadens aktörer har ansvar för att också vid effekttoppar (förbrukningstoppar) se till att utbud och efterfrågan balanseras och leverera el i enlighet med sina avtalade åtaganden gentemot elkunderna. Man underströk samtidigt att en övergång till en marknadslösning måste ske under former som är förenliga med försörjningstrygghetens krav. 9 Effektfrågan Behövs en centralt upphandlad effektreserv (EI R2008:15) 10 Prop. 2009/10:113 Effektreserven i framtiden 12/37
Med anledning av erfarenheterna från vintern 2009/2010, med kall väderlek och låg tillgänglighet i kärnkraftverken, konstaterade regeringen samtidigt att det fanns risker för försörjningstryggheten vid ett borttagande av effektreserven utan åtgärder som medför en ökad utbuds- och efterfrågeflexibilitet. Slutsatsen blev i enlighet med förslagen i Ei:s rapport att förlänga lagstiftningens giltighetstid med ytterligare nio år t.o.m. den 15 mars 2020 samtidigt som regeringen gavs föreskriftsrätt beträffande effektreservens storlek (inom ramen 2 000 MW) och sammansättning. Med förordningen (2010:2004) har effektreserven därefter givits den storlek och sammansättning som framgår av tabell 1. Vid riksdagsbehandlingen underströk näringsutskottet 11 vikten av att nedtrappningen görs med hänsyn tagen till utvecklingen på elmarknaden. Om elmarknaden inte utvecklas på det sätt som förutsetts rubbas förutsättningarna för en successiv övergång till en marknadsbaserad lösning av effektfrågan i överensstämmelse med förslaget i propositionen. Utskottet delade därmed regeringens bedömning att tidsplanen för avveckling av den upphandlade effektreserven självklart får anses vara preliminär i den meningen att det måste finnas utrymme för justeringar om utvecklingen inte skulle svara mot prognoserna. 11 Bet. 2009/10:NU17 13/37
4 Effektreservens användning Effektreserven utgör en strategisk reserv. Den deltar normalt inte på marknaden, utan aktiveras endast vid nödsituationer. Reserven påverkar därmed inte den kortsiktiga prisbildningen, förutom under de timmar när den aktiveras. Eftersom effektreserven sänker priset vid effektbrist påverkar den dock de långsiktiga incitamenten för att investera i ny produktion. Svenska Kraftnäts målsättning är att minimera effektreservens marknadspåverkan för att på så sätt underlätta övergången till en ren marknadslösning. Under vinterperioden har Svenska Kraftnät full dispositionsrätt över de produktionsresurser som ingår i effektreserven. Inför varje leveransdygn bjuder Svenska Kraftnät in tillgängliga resurser till den nordiska elbörsen Nord Pool Spot. Effektreserven avropas dock endast på elspotmarknaden om en avkortningssituation 12 uppstår. Produktionsresurserna prissätts då med det högsta kommersiella budet plus 0,1 Euro per MWh, förutsatt att det överstiger Svenska Kraftnäts rörliga kostnader. De resurser som inte har aktiverats på Nord Pool Spot bjuder Svenska Kraftnät in till reglerkraftmarknaden. Först när alla kommersiella bud har avropats på reglerkraftmarknaden aktiveras effektreserven. Produktionsresurserna prissätts då med det som är högst av det högsta kommersiella budet och resursens rörliga kostnad enligt anbud. Upphandlingen av förbrukningsreduktioner omfattar sedan vintern 2011/2012 endast budgivning till reglerkraftmarknaden. Resursägaren har rätt att själv lämna bud för resursen till Nord Pool Spot men får då ingen ersättning av Svenska Kraftnät för dessa tillfällen. Denna förändring i hanteringen infördes för att inte tvinga förbrukare att fortsätta sin förbrukning vid effektbrist och på så sätt bidra till risken för en avkortningssituation på Nord Pool Spot. Om resursen inte har aktiverats på elspotmarknaden är resursägaren skyldig att bjuda in förbrukningsreduktionen på reglerkraftmarknaden. Även förbrukningsreduktionerna i effektreserven aktiveras först efter det att alla kommersiella bud har avropats på reglerkraftmarknaden. Förbrukningsreduktionen prissätts då med det som är högst av det högsta kommersiella budet och angivet bud. 12 Priskryss uppnås inte vid ordinarie handel 14/37
Beskrivningen ovan gäller vid aktivering av effektreserven av balansskäl. Det innebär att effektreserven aktiveras för att säkerställa frekvensen i systemet dvs. säkerställa balansen mellan inmatad och uttagen effekt. Detta skiljer sig från aktivering av effektreserven av nätskäl. Det senare innebär att effektreserven aktiveras för att hantera begränsningar i nätkapaciteten dvs. avlasta överföringsförbindelser som annars riskerar att bli överbelastade. Denna typ av aktivering har minskat betydligt sedan den svenska elmarknaden delades upp i elområden. Vid aktivering av nätskäl påverkas inte priset på reglerkraftmarknaden och kostnaden belastar nätabonnenterna. Då denna typ av aktivering inte är det egentliga syftet med effektreserven behandlas den inte vidare i denna rapport. Nedan följer en sammanställning av de tillfällen när effektreserven har aktiverats under de fem åren 2009 till 2013. Sammanställningen ger en indikation på vilken effekt som bör ersättas med ny produktion, högre överföringskapacitet, bättre prognoser eller ytterligare efterfrågeflexibilitet om den produktion och förbrukningsreduktion som idag ingår i effektreserven försvinner. 4.1 Vintern 2009/2010 Vintersperioden 2009/2010 aktiverades effektreserven av balansskäl vid tre tillfällen 13, den 17 december, den 8 januari och den 22 februari. Aktiveringen skedde på Nord Pool Spot och omfattade endast produktionsresurser. Priset på Nord Pool Spot varierade vid dessa tillfällen mellan 10 och 14 kronor per kwh. Den ansträngda effektbalansen orsakades främst av kyla och låg tillgänglighet i svensk kärnkraft men även av begränsad kapacitet på förbindelserna mellan Sverige och södra Norge samt till västra Danmark 1415. I februari förekom lokala nätbegränsningar som stängde in effekt kring Luleälven. Den ansträngda effektsituationen medförde import och aktivering av effektreserven. Till följd av de höga elpriserna vidtog industrin också förbrukningsreduktioner men eftersom reduktionen inte reflekterats i buden till dagen-före-handeln på Nord Pool Spot fick den inte genomslag i prisbildningen. Med bättre förbrukningsprognoser och en budgivning till Nord Pool Spot som på ett mer korrekt sätt återspeglat marknadens priskänslighet hade en aktivering av effektreserven kunnat undvikas. Det var också 13 Med ett tillfälle avses här samtliga aktiveringar överstigande minkörning under ett dygn 14 Begränsad kapacitet på grund av ett transformatorhaveri på Konti-Skan 1. 15 Kraftbalansen på den svenska elmarknaden vintrarna 2009/2010 och 2010/2011 (Svenska Kraftnät aug 2010, dnr 2010/441) 15/37
denna erfarenhet som gjorde att Svenska Kraftnät inför vintern 2011/2012 ändrade reglerna för effektreserven så att det nu blev tillåtet att bjuda in förbrukningsreduktioner redan i dagen-före-handeln. Enligt Nord Pool Spot har den svenska marknaden inte varit nära en avkortningssituation sedan vintern 2009/2010. 4.2 Vintern 2010/2011 Under vinterperioden 2010/2011 skedde ingen aktivering av effektreserven av balansskäl. 4.3 Vintern 2011/2012 Vintern 2011/2012 aktiverades effektreserven av balansskäl vid fem tillfällen 16, samtliga i februari 2012. Aktiveringen skedde på reglerkraftmarknaden och omfattade enbart produktionsresurser. Tabell 1 nedan visar import, export, kärnkraftsproduktion, marginal i snitt 2, aktiverad effektreserv och priset på reglerkraftmarknaden vid dessa tillfällen. Import (MW) Export (MW) Tillgänglig kärnkraft (%) Snitt 2 (MW) Effektreserv (MW) Pris RKM 17 (kr/mwh) 1 feb 07 08 4 180 2 010 55 400 282 2 123 1 feb 17 18 4 300 2 300 55 330 574 2 055 2 feb 07 08 3 800 1 400 55 150 610 2 258 2 feb 17 18 3 800 1 300 55 150 550 2 400 3 feb 07 08 4 100 1 400 55 400 826 2 130 3 feb 17 18 4 000 1 800 55 700 813 1 759 6 feb 07 08 2 500 600 68 0 481 884 7 feb 07 08 3 000 1 000 68 0 312 1 152 Tabell 2. Import, export, kärnkraftsproduktion, återstående överföringskapacitet snitt 2, aktiverad effektreserv samt priset på RKM vid aktivering av effektreserven vintern 2011/2012. (Källa: NOIS och Svenska Kraftnäts driftstatistik). Den försämrade effektbalansen berodde främst på plötslig kyla och låg tillgänglighet i de svenska kärnkraftverken 18. Situationen hanterades med hjälp av kommersiella bud 16 Med ett tillfälle avses här samtliga aktiveringar under ett dygn 17 Trots att aktiveringen gjordes av balansskäl blev den inte prissättande på reglerkraftmarknaden 18 Perioden 1 3 februari var ca 4 000 MW kärnkraft ur drift. Motsvarande siffra för perioden 6 7 februari var ca 3 000 MW. 16/37
på reglerkraftmarknaden och aktivering av effektreserven. Aktiverad volym uppgick vid dessa tillfällen till mellan 282 och 826 MW. Priset på Nord Pool Spot varierade mellan 0,88 och 2,26 kronor per kwh i elområde 3 och 4, vilket var i paritet med uppregleringspriset på reglerkraftmarknaden. Vid samtliga tillfällen fanns tillgängliga kommersiella reglerbud som inte ropades av. Svenska Kraftnät valde i stället felaktigt att använda effektreserven, eftersom det är ett enkelt och tillförlitligt sätt att öka effekten när produktionsresurserna i effektreserven väl har startats. Det ansågs dessutom vara en fördel att de produktionsresurser som tillhörde effektreserven hade ett lägre pris än de tillgängliga kommersiella buden och var lokaliserade i de elområden där effektbrist förelåg. Volymen av de kommersiella buden var inte tillräcklig för att helt ha kunnat ersätta effektreserven. Om alla kommersiella bud hade avropats innan effektreserven aktiverades skulle behovet av effektreserven maximalt ha uppgått till ca 400 MW. Svenska Kraftnät har under det senaste året infört tydligare rutiner för att säkerställa att effektreserven inte aktiveras innan samtliga kommersiella reglerbud har avropats. 4.4 Vintern 2012/2013 Vintern 2012/2013 aktiverades effektreserven av balansskäl vid ett tillfälle, den 3 december 2012. Aktiveringen skedde på reglerkraftmarknaden och omfattade såväl förbrukningsreduktion som produktionsresurser. Tabell 2 visar import, export, kärnkraftsproduktion, marginal i snitt 2, aktiverad effektreserv och priset på reglerkraftmarknaden vid detta tillfälle. Import (MW) Export (MW) Tillgänglig kärnkraft (%) Snitt 2 (MW) Effektreserv (MW) Pris RKM (kr/mwh) 3 dec 08 09 3 000 1 897 95 1 500 366 8 025 Tabell 3. Import, export, kärnkraftsproduktion, återstående överföringskapacitet snitt 2, aktiverad effektreserv samt priset på RKM vid aktivering av effektreserven vintern 2012/2013. (Källa: NOIS och Svenska Kraftnäts driftstatistik). Den försämrade effektbalansen berodde främst på plötslig kyla samt isläggning i norra Sverige, vilket medförde en lägre vattenkraftsproduktion och även färre reglerbud. Även vindkraftsproduktionen var förhållandevis låg. Situationen hanterades med hjälp av kommersiella bud på reglerkraftmarknaden och aktivering av effektreserven. Den aktiverade effektreserven uppgick till 366 MW. Vid detta tillfälle var priset på Nord Pool Spot 64 öre per kwh i samtliga svenska elområden. På grund av den effekt- 17/37
bristsituation som senare uppstod i drifttimmen blev uppregleringspriset på reglerkraftmarknaden betydligt högre och uppgick till 8 kronor per kwh. Om samtliga tillgängliga kommersiella reglerbud hade avropats vid detta tillfälle skulle volymen aktiverad effektreserv ha blivit mindre. Med bättre prognoser skulle dessutom effektbristen ha avspeglats redan på Nord Pool Spot och sannolikheten för en aktivering av effektreserven hade då minskat ytterligare. Via korrekta prissignaler skulle marknaden ha fått incitament att vidta nödvändiga åtgärder för att skapa balans mellan utbud och efterfrågan vid ingången till drifttimmen. 4.5 Förbrukningsreduktionen i effektreserven Enligt förordningen (2010:2004) om effektreserv ska förbrukningsreduktionens andel i effektreserven successivt öka för att nå 100 procent fr.o.m. vintern 2017/2018. Kravet på en viss andel förbrukningsreduktion syftar till att göra fler aktörer långsiktigt mer flexibla i sin elanvändning och att öka priskänsligheten på såväl Nord Pool Spot som reglerkraftmarknaden. Svenska Kraftnät har sedan vintern 2009/2010 hållit ett flertal workshops och informationsmöten med förbrukare och balansansvariga för att informera om vad det innebär att delta i effektreservupphandlingen samt höra vad de ser för hinder i dagens regelverk. Baserat på erfarenheterna från dessa möten har Svenska Kraftnät vidtagit ett antal åtgärder för att underlätta för aktörerna att lämna bud på förbrukningsreduktioner i effektreserven. Kravet på aktivering inom 15 minuter har tagits bort och den lägsta gränsen för att lämna bud har sänkts från 10 till 5 MW. Därtill får förbrukningsreduktionen betalt för minst en timmes aktivering även om budet avropas för kortare tid. Svenska Kraftnät har också låtit ta fram en lathund för att förbrukare ska förstå vad det innebär att delta på reglerkraftmarknaden och i effektreservupphandlingen. Sammantaget har detta medfört att det sedan vintern 2011/2012 har skett en successiv ökning av förbrukningsreduktionens andel av effektreserven. Ökningen är dock inte tillräcklig för att nå upp till dagens krav på en minsta andel om 50 procent. Utvecklingen av volym och andel produktion respektive förbrukningsreduktion i effektreserven 2009/2010 till 2013/2014 framgår av tabell 4. 18/37
Typ av resurs 2009/2010 2010/2011 2011/2012 2012/2013 2013/2014 Produktion (MW) 1 286 1 309 1 364 1 255 958 Andel av total (%) 67 69 79 73 64 Reduktion (MW) 633 583 362 464 531 Andel av total (%) 33 31 21 27 36 Totalt (MW) 1 919 1 892 1 726 1 719 1 489 Tabell 4. Utveckling volym och andel produktion respektive förbrukningsreduktion i effektreserven. Det relativt låga intresset för effektreserven beror på att det är krångligt och riskfyllt att agera på effektreservsmarknaden jämfört med att agera direkt på Nord Pool Spot och reglerkraftmarknaden 19. Effektreserven kräver att aktörerna ett halvår i förväg har uppgifter om tillgänglighet och att man har beredskap att agera alla dagar, dygnet runt. Dessa omständigheter gör det svårt att möta regeringens intentioner om effektreserven som inkörsport till ökad efterfrågeflexibilitet. 4.6 Driftaspekter Sett ur ett driftperspektiv behövs såväl snabba som uthålliga resurser i effektreserven. Förbrukningsreduktioner har fördelen att de snabbt kan aktiveras men när andelen förbrukningsreduktion ökar riskerar dess begränsade uthållighet att bli ett problem. För att effektreserven ska finnas tillgänglig över ett större antal timmar krävs att buden planeras omlott, vilket gör att en mindre volym är tillgänglig för aktivering per timme. Effektreservens produktionsanläggningar har fördelen att de är uthålliga men de kräver en viss aktiveringstid. Det innebär att resursen måste startas upp i förväg för att sedan kunna aktiveras vid behov. Detta sker baserat på Svenska Kraftnäts prognoser för det kommande dygnet. Om utfallet under drifttimmen skiljer sig från prognosen innebär det antingen att produktionsresursen inte finns tillgänglig vid behov eller att den har startats upp i onödan. För att effektreserven driftmässigt ska fungera väl behöver den även i framtiden bestå av såväl förbrukningsreduktioner som av produktionsresurser. 19 Arbetets referensgrupp samt utvärderingsmöte inför effektreservsupphandlingen 2013 19/37
4.7 Kostnaderna för upphandlad effekt Effektreserven finansieras genom en avgift som tas ut av de balansansvariga företagen. I tabell 5 anges den fasta kostnaden per MW uppdelat på produktion och förbrukningsreduktion för perioden 2009/2010 till 2013/2014. Kostnaden för förbrukningsreduktionen har ökat sedan 2010/2011 då Svenska Kraftnät införde krav på resursägaren att själv lägga bud på reglerkraftmarknaden. Eftersom kravet på andelen förbrukningsreduktion i effektreserven ökar och det redan idag är svårt att få in tillräckligt med bud riskerar bristen på konkurrens att medföra att kostnaden fortsätter att stiga. Kostnaderna för produktionsresurserna i effektreserven har varierat med prisutvecklingen på elmarknaden. Upphandlingskostnaden ökade markant efter pristopparna vintern 2009/2010 och elområdesindelningen 2011. Det lägre elpriset och en ökande konkurrens till följd av den minskade upphandlingsvolymen på produktionssidan har gjort att kostnaderna för årets upphandling åter sjunkit. Typ av resurs 2009/2010 2010/2011 2011/2012 2012/2013 2013/2014 Produktion (kr/mw) 35 249 52 946 85 534 84 685 69 328 Reduktion (kr/mw) 39 804 37 124 58 327 67 671 88 684 Totalt (kr/mw) 36 752 48 070 79 828 80 092 76 230 Tabell 5. Medelpris av fast kostnad per upphandlad effekt i effektreserven 2009/2010 till 2013/2014. 20/37
5 Effektbalansen 5.1 Utvecklingen från vintern 2009/2010 Svenska Kraftnät tar inför varje vinter fram en prognos över den svenska effektbalansen. Balansen prognostiseras dels för ett normalår och dels för en så kallad tioårsvinter. Prognosen görs utan hänsyn till importkapacitet. I Energimarknadsinspektionens översyn av lagen om effektreserv 20 antogs att den svenska effektbalansen på några års sikt skulle förstärkas. Detta byggde bl.a. på Svenska Kraftnäts prognoser om ökad produktionskapacitet i kärnkraftverken 21 samt i biobränsleeldad och industriell kraftvärme 22. Utvecklingen av den svenska produktionskapaciteten har dock inte skett i den utsträckning som Svenska Kraftnät förutsåg utan prognosen för tillgänglig effekt har istället minskat något. Detta kan till viss del förklaras av att Svenska Kraftnät inför vintern 2009/2010 ändrade prognostiserad tillgänglighet för kärnkraften från 100 till 90 procent. 2009/2010 2010/2011 2011/2012 2012/2013 2013/2014 Produktion Normal 10-års Normal 10-års Normal 10-års Normal 10-års Normal 10-års Vattenkraft 13 700 13 700 13 700 13 700 13 700 13 700 13 700 13 700 13 700 13 700 Kärnkraft 8 350 8 350 8 360 8 360 8 240 8 240 8 370 8 370 7 850 7 850 Vindkraft [3] 75 75 120 120 170 170 240 240 280 280 Mottryck 3 950 3 950 4 140 4 140 3 680 3 680 3 710 3 710 3 780 3 790 Kondens 1 700 1 700 1 700 1 700 1 620 1 620 1 510 1 510 1 350 1 350 Gasturbiner 235 235 235 235 370 370 330 330 330 330 Summa 28 005 28 005 28 255 28 255 27 778 27 778 27 859 27 859 27 310 27 310 Förbrukning -26 100-27 600-26 700-28 200-26 500-28 100-26 000-27 500-26 200-27 700 Föbrukn.red. 630 630 580 580 360 360 460 460 530 530 Marginal 2 535 1 035 2 135 635 1 638 38 2 319 819 1 640 140 Tabell 6. Prognostiserad effektbalans inför vintern 2009/20010 till och med vintern 2013/2014. 20 Effektfrågan - Behövs en centralt upphandlad effektreserv? (EI R2008:15) 21 En ökning med 1 200 MW till och med 2011/2012 22 En ökning med 800 900 MW till och med 2011/12 [3] Installerad vindkraft har ökat från knappt 1 000 MW 2008 till 3 700 MW 2013. Svenska kraftnät räknar dock bara med en tillgänglighet på sex procent för vindkraft, vilket betyder att ökningen har begränsad påverkan på den samlade kraftbalansen. 21/37