Metoder för att säkra effekttillgången på elmarknaden.

2002-05-17 1(53) Metoder för att säkra effekttillgången på elmarknaden.

2(53) Innehållsförteckning 1. Sammanfattning...3 2. Slutsatser...5 3. Grundläggande begrepp...9 4. Problemidentifiering...9 4.1. Definition av begreppet tillräcklig effekt...10 4.2. Hur dagens system är tänkt att fungera...10 4.3. Åtgärder för att säkra tillräcklig effekt...15 5. Åtgärder i produktionsledet...17 5.1. Allmänna förutsättningar för investeringar i produktion 17 5.2. Effekt eller energidimensionerat system...20 6. Åtgärder i förbrukningsledet...21 6.1. Allmänna förutsättningar...21 6.2. Mätningsförutsättningar...22 6.3. Studier och projekt...22 6.4. Nätägarnas roll...30 6.5. Elpannor...33 7. Lösningsmodeller...33 7.1. Olika lösningsalternativ...33 7.2. Strukturering av lösningsalternativ...35 8. Organisation...38 9. Referenslista...39 10. Appendix...40 10.1. Bevakning av tillgång på höglastkapacitet...40 10.2. Lagstiftning och myndighetsutövning...41 10.3. Tillräcklighetskriterier, leveranssäkerhet...44 10.4. Marknadsprodukter och handelsplatser...46 10.5. Synen på effektreserv i övriga Nordiska länder...50

3(53) 1. Sammanfattning Bakgrund Under 2001 har en utredning drivits av Svenska Kraftnät med stöd av branschorganisationer, högskolor och Statens Energimyndighet med uppgift att föreslå åtgärder för att långsiktigt klara effektbalansen på marknadsmässiga grunder. Målet var att föreslå åtgärder som kan ligga till grund för beslut på central nivå och inom företag som i olika roller verkar inom elmarknaden. I tiden skulle det kunna ske under en etableringsperiod fram till vintern 2003/2004 då den övergångslösning som skapades år 2000 kommer att ha löpt ut. I slutet av november 2001 gav regeringen ett särskilt uppdrag till Svenska Kraftnät som bl.a. innebär att utforma ett system för effekthantering som har en sådan utformning att det säkrar effektbalansen både på kort och på lång sikt. I uppdraget pekas på att det arbete som hittills bedrivits kan vara utgångspunkt för det fortsatta arbetet men att vissa ramvillkor och kompletterande åtgärder kan behöva utvecklas. Regeringen har begärt att Svenska Kraftnät redovisar uppdraget senast 2002-10-01. I den följande rapporten redovisas resultat från det arbete som bedrivits inom utredningens arbetsgrupp fram till december 2001. Den utgör ett material som i tillämpliga delar kommer att ligga till grund för det fortsatta utredningsarbetet för att uppfylla regeringsuppdraget. Problembeskrivning Utredningsarbetet har inriktats mot höglastkapaciteten i det svenska elsystemet dvs.. de resurser i produktions- och förbrukningsleden som behövs för att klara effektbalansen vid mycket kall väderlek. Problemet består dels i att en fysisk brist innebär att alla förbrukare inte kan få sin efterfrågan på el tillgodosedd, vilket i det moderna samhället kan få allvarliga konsekvenser, och dels i att extremt höga priser som avspeglar bristsituationen kan innebära stora finansiella problem inom elmarknaden. Resultat En grundläggande förutsättning för att lösa effektproblemet med marknadsmässiga medel är en öppen prisbildning för de faktorer som har betydelse för den fysiska balansen. Det kan ske direkt genom priset på den kraft som omsätts i marknaden eller indirekt genom särskilda fysiska eller finansiella produkter och marknadsfunktioner. Detta har studerats i utredningen genom ett antal olika modeller. Dessa har i olika kombinationer byggt på å ena sidan en fri prisbildning på fysiska kraftleveranser och å andra sidan lösningar genom rent obligatoriska regleringar som skulle innebära att effektproblemet lyfts av från elmarknaden i övrigt. En prisbildning som på rent rörlig basis fullt ut skulle avspegla kostnaderna för både brist på el och för att finansiera fysiska resurser skulle resultera i mycket extrema priser vid tillfällen då knapphet

4(53) eller brist på effekt uppstår. Sådana prisnivåer skulle kunna innebära stora finansiella risker för företag som verkar på elmarknaden och möjligen äventyra deras fortsatta verksamhet. Även om detta i förlängningen förväntas leda till framväxt av bättre, mer effektiva och likvida finansiella säkringsprodukter så är det risk för att det kan vara skadligt för konkurrensen och förtroendet för elmarknaden om extrema priser uppstår ofta, oförutsägbart och med längre varaktighet. Det motiverar införandet av mekanismer som på ett rimligt sätt dämpar problemen i samband med knapphet eller brist på effekt. I situationer med effektknapphet är prisbildningen på elmarknaden för fysisk handel osäker. Utbuden gentemot en hög efterfrågan ligger i mycket tunna prisskikt. En större priskänslighet på förbrukningssidan är därför av stor vikt för att stabilisera prisbildningen på rimliga nivåer och för att minska risken för att NordPool måste kvotera köpbuden p.g.a. otillräckliga säljbud. Åtgärder för att effektmässigt begränsa förbrukningen av kraft är i mycket liten omfattning etablerade inom dagens elmarknad. Tidigare projekt och kundinriktade program i den riktningen har avvecklats efter elmarknadsreformen. Det är därför uppenbart att effektiviteten av sådana åtgärder behöver prövas gentemot kostnaderna för att upprätthålla kapacitet på produktionssidan. En viss omfattning av uttagsbegränsning bedöms kunna uppnås på rent rörlig basis vid höga elmarknadspriser. Samtidigt är det uppenbart att höga spotpriser måste tillåtas slå igenom för att tillräcklig verkan i förbrukningsledet ska uppnås. För att nå ett större genomslag både hos större elförbrukare och i hushållsledet, främst på elvärmesidan, så måste även fasta kostnader bl.a. för etablering av aktiverings- och mätningsutrustningar beaktas. I det sammanhanget pekar utredningen på den centrala roll som nätföretagen har genom sin fasta fysiska koppling till samtliga kunder. Om nätföretagen skulle kunna agera marknadsmässigt med sina nätkunders aggregerade effektbegränsningsförmåga i samverkan med de balansansvariga företagen så skulle ett flertal synergivinster kunna tas till vara. En anpassning och komplettering av den nuvarande ellagstiftningen i detta avseende föreslås bli behandlad i en vidare utredning. Effektbalansen vid de högsta förbrukningsnivåerna är för närvarande beroende av resurser som innebär att fasta kostnader måste täckas för att de ska vara tillgängliga. Det gäller både som nämnts ovan på förbrukningssidan och på produktionssidan där övergångslösningen från år 2000 temporärt reglerar de fasta kostnaderna för en kapacitet på ca 1000 MW. Utan en procedur som ombesörjer att fasta kostnader kan täckas i sådana resurser skulle dessa sannolikt inte komma till stånd respektive komma att avvecklas. Det är således nödvändigt att ett lösningsförslag i varje fall inledningsvis omfattar en sådan mekanism. Huruvida beroendet av att hantera fasta kostnader kommer att avta eller öka är en fråga som måste prövas över en längre tid.

2. Slutsatser 5(53) Bakgrund Frågan om den nya öppna, avreglerade, elmarknaden har förutsättningar att skapa en tillräckligt hög leveranssäkerhet har diskuterats livligt de senaste åren. Inte minst situationen i Kalifornien under senare år, med extremt höga priser på grossistmarknaden, konkurser hos kraftbolag och återkommande förbrukningsbortkopplingar, har visat att frågan måste tas på största allvar. För Sveriges del har de produktionsresurser främst i form av oljekondensanläggningar som nyttjats vid perioder med sträng kyla successivt minskat. Mot bakgrund av detta träffades en överenskommelse under hösten 2000 att under en treårsperiod kollektivt finansiera ca 1 000 MW produktionskapacitet som annars skulle läggas ner eller på annat sätt vara otillgängliga. En upphandling genomfördes av Svenska Kraftnät i nära samarbete med branschorganisationen Svensk Energi. Detta betraktades som en övergångslösning utan inslag av myndighetsutövning från Svenska Kraftnäts sida som systemansvarig myndighet. Uppdraget Uppdraget för den utredning som arbetade under 2001 var att föreslå åtgärder som säkerställer en tillräcklig höglastkapacitet i det svenska elsystemet. Med höglastkapacitet avses de resurser i produktionsoch förbrukningsledet, som behövs för att fysiskt klara effektbalansen vid mycket kall väderlek givet att störningsreserven eller andra tvingande åtgärder för kraftsystemets säkerhet inte får användas för affärsmässiga kraftleveranser. Arbetet har letts av Svenska Kraftnät och genomförts av en arbetsgrupp med bred representation från bransch, myndigheter och kunder. Till arbetet har också en referensgrupp varit knuten. (Se bil. 1) För bedömningar och slutsatser i denna rapport svarar Svenska Kraftnät. Problemidentifiering Det nuvarande elsystemet bygger på att det är marknaden, d.v.s. aktörernas självständiga beslut med hänsyn till priserna på de olika marknaderna (terminsmarknaden, Elspot, Elbas och Balanstjänsten), som ska generera tillräckligt med kapacitet för att klara de högsta förbrukningstopparna. Det är således priserna på de olika marknaderna som ska säkerställa att det finns tillräckligt utbud för att täcka konsumenternas förväntade elanvändning. När det inte längre finns lediga produktionsresurser i systemet måste priset vara så pass högt att vissa elkonsumenter senast i detta skede frivilligt anpassar sin elkonsumtion. Svenska Kraftnäts roll som systemansvarig är i första hand att sköta balanseringen av systemet i realtid med de resurser som aktörerna mot ersättning ställer till Svenska Kraftnäts förfogande. Svenska Kraftnät håller också genom egna och kontrakterade resurser ca 1200 MW som störningsreserv för att hantera plötsliga störningar i någon större produktionsanläggning eller i stamnätet. Om det saknas resurser för balansering av systemet kan Svenska Kraftnät som

sista nödåtgärd beordra bortkoppling av konsumenter under en begränsad tid. Denna yttersta åtgärd har aldrig behövt tillgripas. 6(53) Något kvantitativt preciserat krav på att aktörerna håller reserver för att klara leveranserna till sina kunder även under mer extrema förhållanden finns inte. Däremot är systemet designat så att de balansansvariga aktörerna alltid har ekonomiska incitament att åstadkomma balans mellan sin tillförsel och sin avsättning. I det svenska elsystemet kan det förväntas uppstå kapacitetsproblem framför allt under vardagar vintertid under perioder med sträng kyla. Ett särskilt problem uppstår om marknadens flexibilitet, på utbudseller efterfrågesidan, inte är tillräcklig för att skapa ett priskryss i spotmarknaden. Genom att en mycket hög förbrukningsnivå förväntas uppkomma sällan och oregelbundet skapas ingen vana inom branschen att hantera dem. Som exempel kan nämnas att skillnaden i toppeffekt mellan en normalvinter och en s.k. tioårsvinter har historiskt varit ca 2000 MW. För att elsystemet även ska klara sådana perioder utan tvingande ingrepp från Svenska Kraftnät krävs antingen en produktionskapacitet i reserv eller en motsvarande frivillig anpassning av förbrukningen under sådana situationer. För att aktörerna frivilligt ska ta hänsyn till risken för extrema situationer i sin planering krävs både kunskap och långsiktighet. Det krävs också att man tror att dessa situationer kommer att vara förknippade med mycket höga priser på el. För att det t.ex. ska vara intressant för en producent att ha produktionskapacitet i form av gasturbiner i reserv för en köldperiod som inträffar under 100 timmar vart tionde år, krävs priser på minst 30 000 kr/mwh om inte täckningsbidrag från andra finansieringsmekanismer kan erhållas. Om ingenting ytterligare görs för att säkerställa en tillräcklig höglastkapacitet är det möjligt och kanske t.o.m. sannolikt att aktörerna så småningom lär sig att hantera även knapphetssituationer på ett effektivt sätt. Vägen dit kan dock bli turbulent. Exempel på konsekvenser av effektbristsituationer som kan inträffa är: Fysisk brist i systemet som leder till ofrivillig bortkoppling av konsumenter. Extrema priser på elspot som kan drabba elhandlare och konsumenter Mycket höga och oförutsägbara priser på balanstjänsten som drabbar balansansvariga aktörer som uppvisar brist i sina balanser. Förtroendet för att elmarknaden kan hantera effektproblemet kan svikta. Konsekvensen av höga priser på elspot och i balanstjänsten kan leda till ekonomiska problem för de aktörer som är otillräckligt återförsäkrade. Såväl fysisk effektbrist som ekonomiska problem hos aktörerna kan leda till att samhällets förtroende för elmarknaden allvarligt hotas. Detta skulle kunna leda till politiska beslut om en återreglering. Sammanfattningsvis finns det behov av att vidta åtgärder inom detta område, både för att minska risken för fysisk brist i systemet vid

sträng kyla och för att minska sannolikheten för extremt höga och volatila priser på elspot och på balanstjänsten. 7(53) Olika modeller Under utredningsarbetet har det diskuterats ett stort antal möjliga åtgärder för att säkra leveransförmågan, allt från modeller som innebär framreglerad effektmarknad omfattande all effekt i systemet till modeller som helt bygger på frivillighet har prövats. I arbetet har också prövats en kombination av åtgärder som ska minska risken för fysisk brist i systemet och dämpa de mest extrema pristopparna, samtidigt som lösningen inte minskar aktörernas vilja och kreativitet att ta sig an problemen på frivillig basis. Stimulera till ökad flexibilitet hos kunderna Den viktigaste åtgärden på längre sikt är att öka flexibiliteten och priskänsligheten hos elkonsumenterna. Bedömningen är att det finns en ganska stor potential för efterfrågereduktion som kan vara lönsamt inom ett prisintervall på ca 1 000 10 000 kronor/mwh. Erfarenheter från Svenska Kraftnäts, Energimyndighetens och Svenskt Näringslivs gemensamma projekt Industribud pekar på att potentialen inom den elintensiva industrin uppgår till mellan 500 1000 MW. Här handlar det ofta om ingrepp i produktionsprocessen. En bedömning är dock att en billigare effektpotential finns i andra delar av näringslivet och inte minst inom hushållssektorn. Orsaken till det höga effektuttagen i samband med sträng kyla är elvärmen och det är sannolikt att en stor del av lösningen kan finnas där. En kortvarig (under två timmar) effektreduktion om 15 % inom hushållssektorn skulle t.ex. motsvara ca 1 000 MW och skulle kunna åstadkommas utan betydande komfortförluster för de enskilda kunderna. Ett problem härvidlag är att det krävs förberedelser och i vissa fall betydande investeringar för att denna potential ska kunna nyttjas. För att t.ex. kunna utnyttja den effektpotential som finns hos det stora antalet elvärmekunder kan det krävas investeringar och överenskommelser så att nätägaren eller elleverantören kan styra bort viss elförbrukning i samband med pristoppar utan att kunderna behöver vara aktiva själva. I dagens läge är det dock tveksamt om någon är beredd att bekosta sådana investeringar bara för att det kan bli mycket höga priser vid enstaka tillfällen. Möjligheterna att utnyttja effektpotentialen inom hushållssektorn, främst på elvärmesidan, bör därför analyseras vidare. En ökad flexibilitet på efterfrågesidan är viktig inte bara för att öka leveranssäkerheten i systemet. Bud från förbrukningssidan är också viktiga för att öka förutsägbarheten i spot- och balanskraftpriserna i intervallet 1000 10 000 kr/mwh. Öka utbudet på balanstjänsten vid extrema situationer. Enligt rekommendationer från den nordiska samarbetsorganisationen Nordel ska den systemansvarige i varje land disponera vissa s.k. störningsreserver. Dessa reserver är avsedda för att hantera plötsliga bortfall av produktion, stamnätskapacitet eller utlandsförbindelser. Syftet är således inte att hantera situationer där de balansansvariga

8(53) aktörerna i en effektbristsituation går in i drifttimmen med stora obalanser. För Sveriges del handlar det om reserver på ca 1200 MW, främst i form av gasturbiner. Det har framförts förslag om att den systemansvarige skulle disponera ytterligare resurser. Mycket höga och oförutsägbara balanskraftpriser är en stor riskfaktor för de balansansvariga. De balansansvariga har i praktiken dåliga förutsättningar att planera sig i balans. Om alla tillgängliga resurser bjuds in till elspot finns det en risk för att reglerbud till balanstjänsten uteblir. Det kan inträffa situationer då det saknas tillräckligt med säljbud på elspot för att erhålla ett priskryss (teknisk prisgräns i elspot är för närvarande 10 000 NOK/MWh). Nordpool tillämpar då proportionell avkortning av köpbud. En sådan ordning innebär dock att marknadens aktörer inte direkt tar ansvar fullt ut för sina kunders elförbrukning. Det medför att de vanliga marknadsmekanismerna delvis sätts ur spel. På lång sikt finns en klar risk för att en allt större del av elproduktionen (liksom dämpningen av elförbrukningen) kommer att bli föremål för kollektiva åtgärder och finansiering. Detta kan urholka de positiva effekterna av elmarknadsreformen. Öka förutsättningarna för priskryss på Elspot vid extrema situationer En fråga som har diskuterats i utredningen är om kollektivt finansierade effektresurser ska bjudas in på Elspot eller om dessa enbart ska disponeras av de systemansvariga. En slutsats är också att i de fall sådana resurser ska bjudas in på Elspot måste de bjudas in till relativt höga priser. Detta är viktigt eftersom kollektivt finansierade resurser i annat fall riskerat att påverka priserna på Elspot på ett sådant sätt att möjligheterna för marknaden att hantera situationen undergrävs. Lönsamheten i såväl efterfrågeåtgärder som i produktionsinvesteringar kommer att påverkas negativt om inte priserna på Elspot tillåts bli höga i en knapphetssituation. Å andra sidan kan det vara önskvärt att säkerställa att det finns tillräckligt mycket säljbud på Elspot för att säkra stabila priskryss även under extrema situationer. Om Nordpool skulle tvingas tillgripa avkortning av köpbud annat än i yttersta nödfall, finns det risk för att förtroendet för marknaden sviktar. När en bristsituation närmar sig kommer priserna på el naturligt att skjuta i höjden. Ingen vet idag säkert hur höga de kan bli. Elspotmarknaden har idag en teknisk gräns satt till 10000 NOK/MWh och i den svenska balanstjänsten finns ett pristak på 50 000 SEK/MWh för budgivning till balansreglering. Huvudorsaken till att det idag är så svårt att förutse priserna i en bristsituation är att det till viss del saknas en etablerad och förutsägbar priselasticitet på efterfrågesidan vid mycket höga prisnivåer. Majoriteten av kunderna saknar incitament att reagera på dessa priser. På produktionssidan är det också ytterst få bud som kan förväntas tillkomma om priset går upp till

9(53) mycket höga nivåer. Prisskikten är således ytterst tunna på dessa nivåer och priskryssbildningen riskerar att bli instabil med stor känslighet för variationer i utbuden. Aktörerna som idag agerar på elmarknaden ser dessa oförutsägbara priser som en mycket stor risk som är svår att försäkra sig mot. En ökad flexibilitet och priskänslighet hos kunderna är således viktig för att marknaden ska fungera tillfredsställande. Denna flexibilitet måste tas om hand på ett sådant sätt att den får genomslag på prisbildningen på Elspot. Det kan t.ex. ske genom att större förbrukare själva agerar på Elspot, genom att kunderna löpande informerar sin leverantör om sin priskänslighet och därigenom påverkar buden till Elspot, eller genom att leverantören eller nätägaren har möjligheter att styra ner kundernas förbrukning om priserna på Elspot når vissa nivåer. Med hänsyn till betydelsen av en väl fungerande prisbildning på Elspot är det inte önskvärt att flexibiliteten hos kunderna enbart disponeras av den systemansvarige utan att elmarknadens aktörer tar en aktiv del i detta. Frågan om prisbildningen på Elspot är i grunden en gemensam nordisk fråga och egentligen ingenting ett land ensamt bör besluta om. Kostnaderna för de åtgärder som vidtas bör inte heller bäras enbart av konsumenter i ett land utan fördelas ut på samtliga konsumenter i Norden genom att harmoniserade regler tillämpas. 3. Grundläggande begrepp Termen effektbalans i denna utredning innebär elsystemets förmåga att hantera kortvariga belastningstoppar. I de flesta elsystem är det i första hand effektbalansen som är viktig ur dimensioneringssynpunkt. I det Nordiska systemet är också den s.k. energibalansen viktig. Med Energibalansen avses elsystemets förmåga att klara torrår. Karaktäristiskt för ett elsystem som är effektdimensionerat är att givet att det finns tillräckligt med produktion i systemet för att klara tillfälliga belastningstoppar, så kommer också energibalansen klaras. I ett energidimensionerat system är det inte givet att detta villkor är uppfyllt. Trots att effektbalansen är tillfredsställande kanske inte produktionen räcker till över en längre tid t.ex. under ett torrår. En viktig principiell skiljelinje går mellan effektreserver för att klara kortsiktigt störda driftförhållanden, störningsreserv och effektresurser för övriga förhållanden, höglastkapacitet. Med övriga förhållanden räknas bl.a. situationer med sträng kyla och mera långvariga begränsningar i produktionsanläggningarnas tillgänglighet. 4. Problemidentifiering I detta avsnitt ska det inledningsvis diskuteras kring begreppet tillräcklig effekt vad är det egentligen som menas med tillräcklig?

10(53) Därefter ska det kort rekapituleras hur nuvarande modell är tänkt att fungera. Vad är marknadens ansvar och vilket ansvar ligger hos Svenska Kraftnät som systemansvarig? Slutligen ska det i principiella termer diskuteras hur olika förändringar av regelverket kan påverka förutsättningarna för att säkerställa tillräckliga resurser. 4.1. Definition av begreppet tillräcklig effekt Undvika ofrivillig bortkoppling av konsumenter Som en sista åtgärd för att skydda elsystemet mot sammanbrott har den systemansvarige (Svenska Kraftnät) befogenhet att beordra bortkoppling av konsumenter (Manuell FrånKoppling, MFK). Hittills har denna nödåtgärd aldrig behövt tillgripas p.g.a. bristande produktionskapacitet i systemet. Risken kan dock aldrig helt uteslutas. Ett möjligt kriterium på tillräcklighet kan uttryckas som att risken för MFK ska hållas inom en viss sannolikhet. Inte för höga priser vid sträng kyla Många menar att problemet inte i första hand är att risken för MFK ökar utan problemet är de extremt volatila elpriserna som marknaden kan komma att se i framtiden. När systemet närmar sig kapacitetstaket kommer priserna att skjuta i höjden. Detta kommer att leda till stora ekonomiska påfrestningar för aktörerna. Det är möjligt att aktörerna så småningom skulle kunna lära sig att hantera situationen med hjälp av olika typer av prissäkringskontrakt, men är ett sådant stålbad ändamålsenligt eller bör det undvikas? Ett möjligt kriterium på tillräcklighet skulle således vara att risken för kraftiga prisspikar begränsas. 4.2. Hur dagens system är tänkt att fungera Före elmarknadsreformen fick producentföretagen täckning för kostnaderna både för att hålla produktionskapacitet tillgänglig och för att producera energi genom de integrerade tariffer som tillämpades. Dessa tariffer täckte även kostnaderna för att effektmässigt dimensionera distributionsnäten. I den konkurrensutsatta marknaden får producenterna normalt bara betalt för den producerade energin. Aktörernas ansvar En grundbult i nuvarande modell är att varje konsument har en balansansvarig leverantör och att denne hålls ekonomiskt ansvarig för all kraft som konsumenten tar ut från nätet. Alla balansansvariga måste teckna ett balansavtal med Svenska Kraftnät. Balansansvaret innebär att: Balansansvarig leverantör är enligt balansavtalet skyldig att planera för att tillförsel av el (egen produktion eller inköp) ska överensstämma med försäljningen timme för timme. De avvikelser mellan tillförsel och försäljning som uppstår registreras i balansavräkningen i efterhand som köp eller försäljning av Balanskraft. Prissättningen på Balanskraft är

11(53) sådan att de Balansansvariga har ekonomiska incitament att ha låga utbyten av balanskraft. Exakt hur långt de balansansvarigas skyldighet att klara sin fysiska balans sträcker sig är inte explicit uttryckt i Balansavtalet. Konstruktionen bygger emellertid på den grundläggande principen att fysisk balans ska uppnås i medeltal över varje drifttimme genom de balansansvarigas försorg och att den systemansvarige ska svara för att reglera de variationer omkring detta medeltal som alltid uppstår. Planeringen för balans kan sägas börja flera år i förväg genom att aktörerna tecknar långsiktiga avtal. Dessa avtal kan vara av leveranskaraktär eller rent finansiella prissäkringsavtal. Marknadens prissättning av en viss timme börjar således många år i förväg. Den viktigaste marknadsplatsen för att kortsiktigt handla sig i balans är elspot. Här bestäms priset genom ett auktionsförfarande som genomförs klockan 12.00 dagen innan leveransdagen. Det betyder att priset bestäms 12 till 36 timmar före det att elkraften ska produceras och användas. Från det att auktionen på dygnsmarknaden är klar fram till ca 2 timmar före leveranstimmen har de Balansansvariga som vill, möjlighet att göra affärer via den s.k. elbas. Möjligheten finns också att planera om produktion för de som har egen produktion eller, om avtal och teknik tillåter det, styra förbrukningen hos sina kunder. Det som avgör vilka resurser som de balansansvariga är beredda att lägga på detta arbete är de förväntade priserna på balanskraft.

12(53) Svenska Kraftnäts ansvar Under aktuell drifttimme har Svenska Kraftnät, i samverkan med de övriga nordiska systemansvariga, det operativa ansvaret för att balans mellan produktion och förbrukning upprätthålls på ett driftsäkert och ekonomiskt sätt. För att klara detta förfogar man över de produktionsresurser som fortfarande är lediga efter det att aktörerna gjort sin egen planering. Någon speciell ersättning för att producenterna ska spara produktionsresurser för detta ändamål utgår inte. Om situationen i drifttimmen är att elanvändningen överstiger den planerade elproduktionen, aktiverar Svenska Kraftnät ett reglerbud från en producent att öka produktionen mot en begärd ersättning. Svenska Kraftnät väljer den billigaste reglerresursen först. Kostnaden för denna reglering bestämmer Balanskraftpriset som alla balansansvariga aktörer känner av i avräkningen. Det finns i princip inget tak för hur högt priset kan bli utan priset bestäms helt av buden till balanstjänsten. Däremot tillämpas ett golvpris på 6 000 kr/mwh om den s.k. störningsreserven 1 behöver tillgripas. Om Svenska Kraftnät inte har mer reglerresurser att disponera skulle man tvingas koppla bort användares förbrukning från nätet till dess att situationen stabiliserats. I så fall skulle priset på balanskraft sättas till minst 20 000 kr/mwh. Ett exempel kan åskådliggöra hur systemet är tänkt att fungera i en effektbristsituation: Det är januari månad och det är kallt. Eftersom några kärnkraftblock är ur drift vet de balansansvariga att så gott som alla produktionsresurser sannolikt måste nyttjas för att klara morgonens effekttopp. Det finns t o m en inte obetydlig risk för att effektbrist kommer att uppkomma på morgontimmarna. Alla som kan kommer att försöka att anpassa sig till den uppkomna situationen, producenter genom att bjuda in all tillgänglig produktion och kunder, som direkt eller indirekt känner av dygnsmarknadspriset, genom att planera för att kunna minska förbrukningen. För att det ska bli balans mellan köpbud och säljbud blir priserna på dygnsmarknaden för de kritiska timmarna mycket höga. När vi närmar oss morgontimmarna visar det sig dock att det inte räcker efterfrågan kommer att överstiga den tillgängliga produktionskapaciteten. Priserna på balansjusteringen stiger och affärer genomförs till priser som ligger mycket över priserna på dygnsmarknaden, vilket bestäms dagen innan. Ytterligare insatser kommer att vidtas för att få fram mer produktion och för att åstadkomma frivilliga anpassningar på efterfrågesidan bl.a. genom att reservkraftaggregat som finns installerade hos konsumenterna, t.ex. på sjukhusen 2 tas i bruk. 1 Enligt rekommendationer från den nordiska samarbetsorganisationen Nordel ska varje medlemsland hålla viss störningsreserv. Dessa reserver är i första hand tänkta att hantera plötsliga bortfall av produktion eller stamnätskapacitet och inte dimensionerade för att hantera situationer där de balansansvariga aktörerna i en effektbristsituation går in i drifttimmen med stora obalanser. 2 Med nuvarande kontraktssituation kommer det i praktiken inte att bli speciellt mycket anpassning ute hos kunder med avtal om s k prima leveranser det absoluta flertalet kunder känner inte av marginalpriset och det tar tid för de balansansvariga att kontakta kunder och återförsäljare och få till stånd en förbrukningsminskning genom att köpa tillbaka kraft.

Under drifttimmen nyttjar Svenska Kraftnät alla eventuella bud som finns inbjudna till balanstjänsten. Priset på balanskraft skjuter i höjden. Detta räcker emellertid inte utan Svenska Kraftnäts tvingas att utnyttja en viss del av störningsreserven men behöver också koppla bort förbrukning. Alla balansansvariga aktörer som har en negativ balans under dessa timmar kommer att tvingas betala ett mycket högt pris för denna kraft hur högt vet ingen i förväg, det bestäms av de producenter som har något att sälja dock minst 20 000 kr/mwh. Exemplet visar att det kontinuerligt sker en anpassning av marknadspriset på elkraft till den rådande utbuds- och efterfrågesituationen. De som har elkraft att sälja i en bristsituation kommer att få mycket bra betalt för kraften. Exemplet visar också att de aktörer som är exponerade för marginalpriset genom att de saknar egen produktion, inte tecknat avtal eller inte kan minska sin förbrukning kommer att få betala ett mycket högt pris för elkraften. Det finns således ingen balansansvarig aktör som kommer undan. Om man har en viss användning som inte är prissäkrad kommer man att få betala marknadspriset. De som har något att sälja i en bristsituation kommer på motsvarande sätta att få mycket bra betalt. Varför är inte dagens lösning tillfredsställande? Det finns emellertid minst tre orsaker till att vi inte uppnår en optimal lösning: För det första gick det i exemplet så långt att vissa konsumenter blev bortkopplade mot sin vilja. Marknaden klarade således inte att skapa balans mellan utbud och efterfrågan. Lösningen är onödigt dyr eftersom det bland de konsumenter som blev bortkopplade sannolikt fanns konsumenter som värderade kraften högre än några av de konsumenter som inte blev bortkopplade. För det andra är det bara ett fåtal kunder som känner av marginalpriset eller har sådana avtal att de ska dra ner på användningen i sådana situationer. Resultatet är att priset stiger mer än det skulle behöva göra, att det krävs mer produktion i reserv samt att risken för bortkoppling är större än nödvändigt. För det tredje har de balansansvariga i verkligheten så dålig kontroll över sin egen balans att de inte kan förväntas kunna planera sig i balans även om de har starka incitament att göra det. Risken är att de balansansvariga väljer att köpa för mycket på elspot för att inte riskera att drabbas av extremt höga balanskraftpriser. Detta leder till onödigt höga spotpriser och onödigt stor riskexponering för de balansansvariga. Att det inte är en teoretisk optimal lösning är emellertid inte liktydigt med att incitamenten till att investera eller bibehålla elproduktion som effektreserv är för svaga. Vad som enligt teorin krävs för att investeringsincitamenten ska vara riktiga är att marginalpriset på elkraft (balanskraft) ska vara i nivå med kundernas kostnad för att avstå från att förbruka el i de situationer då bortkoppling måste tillämpas. Om sedan kunder drar ner på elanvändningen frivilligt 13(53)

14(53) eller om Svenska Kraftnät tvingas genomföra slumpmässig bortkoppling är inte avgörande för slutsatsen. Många balansansvariga har i dag inte tekniska möjligheter att göra så bra prognoser över sina kunders förbrukning som dagens system egentligen förutsätter. Många nöjer sig med att agera aktivt på elspot, d.v.s. göra prognoser och inköp 12-36 timmar före leveranstidpunkten. Efter det att Elspot stänger, överlämnar många Balansansvariga i praktiken ansvaret för balansen åt Svenska Kraftnät. Så som systemet faktiskt fungerar kan man dela upp problemet i två delar: problemen med effektbrist uppstår redan i spotmarknaden, d.v.s. det finns inte tillräckligt mycket tillgänglig produktion i systemet för att täcka den förväntade elanvändningen 3, eller problemen uppstår först under drifttimmen (i realtid). Det finns också anledning att fundera på om problemen främst handlar om ökad risk för MFK eller om problemen främst handlar om extremt höga och volatila priser? Problem på elspot (och på balanstjänsten) Enbart problem i balanstjänsten Ökad risk för MFK Höga och volatila priser 1 2 3 4 Om det blir kvotering på Elspot 4, d.v.s. att det inte finns tillräckligt med kraft att köpa oberoende av prisnivå, ökar naturligtvis riskerna att Svenska Kraftnät måste ta till MFK för att klara systemet. Situationen kan vara sådan att det blir problem på Elspot men det leder inte till MFK. Det kan dels handla om kvotering som medför att elhandlare tvingas att köpa stor andel mycket dyr balanskraft. Det kan också handla om stora prisområdesdifferenser eller bara extremt höga priser. Dessa risker är i dag svåra att säkra sig mot och kan leda till ekonomisk utslagning och bristande förtroende för elmarknaden. Elspot har skapat balans i planeringsskedet till priser som marknadsaktörerna kan acceptera, men i stort sett alla produktionsresurser är disponerade. P.g.a. att det blir kallare än vad aktörerna förväntat sig tvingas Svenska Kraftnät tillgripa MFK för att klara systemet. Samma som punkt 3, men Svenska Kraftnät klarar systemet, men till priset av extremt höga balanskraftpriser. Balansansvariga utan egen produktion får mycket höga balanskraftkostnader som man inte har lyckats försäkra sig mot. 3 Om problem uppstår på spotmarknaden finns det sannolikt anledning att tro att problemen också fortplantar sig till balanstjänsten. 4 Det finns regler för vad som ska hända om det inte går att skapa balans mellan köpbud och säljbud oavsett prisnivå. Köparsidan kommer då att ransoneras proportionellt i förhållande till sina bud. Detta är en nödåtgärd som ännu ( tom 2001)inte har tillämpats.

4.3. Åtgärder för att säkra tillräcklig effekt 15(53) Ökat utbud på Elspot Om problemet är av typ 1 och 2 kan åtgärder sättas in som underlättar för spotmarknaden att komma i balans och att detta kanske bör ske till rimliga priser. Den s.k. övergångslösningen i Sverige är av denna karaktär. Innebörden av olika administrativa åtgärder för att stimulera höglastkapacitet är att sådana åtgärder får en prisdämpande effekt, vilket i sin tur försämrar lönsamheten för andra åtgärder som skulle kunna växa fram på marknadsekonomiska grunder. Bild 4.1 Risk med subventioner Risk med subventioner Förbrukning 25000 20000 Vem vill producera här? MW 15000 10000 Förbrukning 5000 0 1 438 875 1312 1749 2186 2623 3060 3497 3934 4371 4808 5245 5682 6119 6556 6993 7430 7867 8304 8741 Vem vill t.ex. investera i gasturbiner eller planera för åtgärder på efterfrågesidan om man tror att priserna nästan aldrig överstiger en krona per kwh? En åtgärd som ger vissa kortsiktiga fördelar kan således leda till problem på längre sikt. Ökade reserver åt den systemansvarige Om problemen bedöms vara av typ 3 och 4 kan en möjlig åtgärd vara att den systemansvarige disponerar större reserver t.ex. genom att upphandla en prognosreserv. Det kan också handla om att förbättra möjligheterna för de balansansvariga att följa och justera sin balans efter att spotmarknaden har stängt. Under perioder med stor knapphet kommer det att finns en konkurrens mellan resurser som bjuds in till spotmarknaden och resurser som sparas till balanstjänsten. Ett alternativ är att den systemansvarige gör kortsiktiga upphandlingar, d.v.s. betalar aktörer för att minska utbudet på Elspot och i stället ställer resurserna till balanstjänstens förfogande. Ett annat alternativ är att upphandla resurser på längre kontrakt som enbart får disponeras av balanstjänsten. Det finns fördelar och nackdelar med bägge metoderna. Ett tredje alter-

16(53) nativ, vilket tillämpas i Sverige idag, är att denna avvägning förväntas göras av aktörerna själva genom att bedöma sannolikheten för att balanstjänsten betalar bättre än spotmarknaden. Det är emellertid ingen lätt bedömning för enskilda aktörer och riskerar att leda till att erforderliga resurser på balanstjänsten saknas när de behövs som bäst. Större reserver hos de systemansvariga (och mindre incitament för de balansansvariga att vara i balans) skulle minska risken för fysisk effektbrist i systemet samt minska riskerna för de balansansvariga för prognosmissar. Det eliminerar däremot inte de ekonomiska riskerna för aktörerna p.g.a. svängningar i priserna på Elspot. Återinföra kapacitetsansvar Den s.k. balanskravsmodellen, som beskrivs senare i utredningen, siktar på att säkerställa en tillräcklig mängd effekt åt marknaden genom att återinföra ett kapacitetsansvar. Modellen bygger på att: Systemansvarig myndighet bedömer hur mycket effekt systemet totalt behöver. Respektive balansansvarig aktör åläggs att upprätthålla en viss andel av denna totala effekt. Central uppföljning att kraven efterlevs Effektansvaret omfattar all produktion. Detta skulle vara en genomgripande förändring jämfört med den ordning som råder i dag, men är kanske den modell som skapar störst säkerhet. Ökad priskänslighet hos elkonsumenterna En ökad priskänslighet hos konsumenterna är den viktigaste faktorn för att långsiktigt lösa problemet. En ökad flexibilitet på efterfrågesidan innebär att : Behovet av att ha produktionsanläggningar som nästan aldrig utnyttjas reduceras Spotpriserna blir stabilare Enskilda producenters marknadsmakt vid knapphetssituationer blir inte så stora I figuren nedan beskrivs hur mycket åtgärder på efterfrågesidan får kosta och ändå vara konkurrenskraftiga med produktionsanläggningar som bara används några fåtal timmar.

17(53) 5. Åtgärder i produktionsledet 5.1. Allmänna förutsättningar för investeringar i produktion Förutsättningar för investeringar i produktionsanläggningar har helt förändrats om man jämför situationen före och efter elmarknadsreformens genomförande. Före elmarknadsreformen hade producenterna ett mycket tydligt ansvar för att genomföra erforderliga produktionsinvesteringar. Kraftföretagen bestämde gemensamt kraven och följde också gemensamt upp att kraven efterlevdes. Den semireglerade prissättning som tillämpades i kundtarifferna medförde att samtliga kraftföretag i stort sett följde Vattenfalls prissättning. Förfaringssättet ledde till väl tilltagna produktionsinvesteringar. Leveranssäkerheten i systemet var t.o.m. betydlig högre än vad de överenskomna kraven angav. En viktig förklaring till de höga nivån på leveranssäkerheten var förutom de gemensamma kraven att: I förhållande till de totala kostnaderna för elförsörjningen var kostnaderna relativt små för att hålla lite extra reserver. Kraftföretagen var riskaverta i den bemärkelsen att det var viktigare att säkra leveranserna till kunderna än att maximera vinsten. Kostnaderna kunde direkt föras vidare till kunderna.

Detta kan grafiskt illustreras med figuren nedan. 18(53) Bild 5.1 Sambandet mellan totala kostnader (inklusive bristkostnader) och produktionskapacitet. Totala kostnader Sambandet mellan totalkostnad och produktionskapacitet i systemet Kostnadsminimum Produktionskapacitet Bilden illustrerar sambandet mellan elsystemets totala kostnader och utbyggnadsnivå. I totalkostnadskurvan inkluderas förutom investerings- och driftkostnader i kraftanläggningar även kostnader för konsumenterna vid brist 5. När man rör sig från optimum åt vänster utefter utbyggnadskurvan minskar kapitalkostnaderna men samtidigt ökar snabbt risken för brist och därmed de totala kostnaderna. Om man däremot rör sig åt höger minskar bristkostnaderna bara marginellt medan summan av kapital och driftkostnader ökar långsamt i ganska jämn takt. Detta ledde till att kraftföretagen kom att lägga sig till höger om kostnadsminimum. I och med avregleringen har som nyss nämnts förutsättningar för producenterna ändrats. I dag finns inte längre något regelverk som tvingar producenterna att genomföra investeringar. Investeringar genomförs endast om producenterna bedömer att det är lönsamt, d.v.s. att framtida intäkter från försäljning av kraft från anläggningen påtagligt överstiger anläggningens kapital- och driftkostnader. Någon direkt koppling mellan egen elproduktion och försäljning till återförsäljare eller slutkunder finns inte heller längre. Om det är billigare att köpa in kraften än att producera den i egna anläggningar väljer man att köpa kraft. För kraftföretagen som kollektiv finns det en annan viktig skillnad mellan dagens situation och situationen före avregleringen att beakta. Tidigare var det rationellt för kraftföretagen att investera i extra produktionsreserver för att därigenom mer eller mindre eliminera risken för brist (ligga till höger om optimum i figuren). Om kraftföretagen kollektivt skulle tillämpa samma strategi i dag skulle 5 I denna typ av kalkyl måste konsumenternas kostnader för att bli utan kraft ansättas ett värde. Typiska värden som har använts är att kostnaderna för att ofrivilligt kopplas i samband med effektproblem är 30 kronor/kwh medan kostnaderna för ransonering vid torrår är 3 kr/kwh.

19(53) det sannolikt leda till så låga priser att kraftföretagen inte skulle få kostnadstäckning. En strategi som leder till hög leveranssäkerhet och något högre priser (jämfört med optimum) i en monopolsituation leder till hög leveranssäkerhet, men låga priser i en konkurrenssituation. Detta illustreras i Bild 5.2. Totala kostnader Sambandet mellan priser och produktionskapacitet Priser P=SRMC =LRMC Sambandet mellan totalkostnad och produktionskapacitet i systemet Kostnadsminimum Produktionskapacitet Bild 5.2 Sambandet mellan totala kostnader, utbyggnadsnivå och pris. Jämfört med bild 5.1 har det lagts in en kurva som beskriver sambandet mellan utbyggnadsnivå och marknadspris. Man kan visa teoretiskt att det vid kostnadsminimum (optimal utbyggnadsnivå) finns förutsättningar för att den kortsiktiga marginalkostnaden (priset om konkurrensen fungerar) och långsiktig marginalkostnad (det pris som krävs för att få lönsamhet i nya kraftverk) överensstämmer. Om utbyggnaden är lägre än optimum kommer priserna att vara höga och om det byggs för mycket kommer konkurrensen mellan kraftföretagen att pressa ner priserna. Det finns mycket som talar för att lutningen på priskurvan är ganska brant vid underinvesteringar. Investeringar i reservkraft kan således på en konkurrensmarknad innebära att en ökad leveranssäkerhet för kunderna samtidigt som priserna går ner. För kraftföretagen kan det betyda ökade kostnader och lägre intäkter. Om detta är en riktig beskrivning av dagens kraftmarknad betyder det att det utbyggnadsintervall inom vilken leveranssäkerheten upplevs som godtagbar och där priserna är på en långsiktigt stabil nivå sannolikt är ganska snävt. Om vi återigen beaktar bild 5.2 kan det noteras att situationen skulle förbättras om kostnaderna för konsumenterna vid underutbyggnad kunde reduceras genom att öka flexibilitet och priskänslighet i förbrukningsledet. (Minska lutningen på totalkostnadskurvan och på priskurvan till vänster om optimum).

5.2. Effekt eller energidimensionerat system En annan viktig aspekt i vilken utsträckning systemet är effekt- eller energidimensionerat. Det nordiska kraftsystemet har länge betraktats som huvudsakligen energidimensionerat. Med detta menas att eventuella problem med leveranssäkerhet framför allt uppstår vid torrår. Finns bara tillräckligt med kraft under torrår, så räcker också kraften till under kalla vinterdagar. För en enskild producent som står i begrepp att investera i produktionskapacitet betyder höga kraftpriser under torrår mer i kalkylen än höga priser när det är extremt kallt. I ett effektdimensionerat system uppstår problem framför allt i samband med förbrukningstoppar. Priserna under förbrukningstoppar blir då också viktigare för att räkna hem investeringar i produktion. Vad betyder det då i praktiken om ett elsystem är effekt- eller energidimensionerat? Man kan börja med att fråga sig hur den produktionsanläggning som har den högsta rörliga produktionskostnad ska kunna finansieras. Denna anläggning kommer att stå stilla en stor del av året och främst användas i samband med torrår och vid effekttoppar. För att det ska vara lönsamt att investera i detta kraftverk måste priserna, när anläggningen körs, vara betydligt högre än kraftverkets rörliga produktionskostnader. På så sätt genereras ett överskott som kan betala för kapital och underhållskostnader resten av tiden. Om systemet är energidimensionerat är intäkterna under torrår de viktigaste för finansieringen av kraftverket. Om systemet är effektdimensionerat är det intäkterna under kalla vinterdagar som är de viktigaste. En allmän uppfattning i dag tycks vara att det nordiska kraftsystemet blir allt mer effektdimensionerat. Det finns två huvudsakliga anledningar till att så kan vara fallet. Den ena är att den fortsatta expansionen av elvärme, och särskilt värmepumpar, gör att det uppstår mer markerade effekttoppar vid kall väderlek. Samtidigt blir produktionssystemets leveransförmåga kortsiktigt mer oförutsägbart i takt med expansionen av vindkraft. Utbyggnaden av förbindelser till det övriga Europa är framför allt en tillgång under torrår men inte någon garanterad effektresurs under kalla vinterdagar. Den andra anledningen till att systemet bedöms bli mer effektdimensionerat är att den konkurrensutsatta elmarknaden sannolikt är bättre på att hantera energibalansförhållanden som t ex torrår än plötsliga effekttoppar. Under torrår kommer priserna att stiga successivt. Producenterna kommer snabbt att försöka kompensera bortfallet av vattenkraft med mer värmekraftproduktion och, vad som kanske är ännu viktigare, konsumenterna kommer att dra ner på konsumtionen. Det kan vara svårare att få till stånd en effektiv prisbildning och anpassning vid tillfälliga effekttoppar. Samtidigt som det är viktigt att beakta hur det ska skapas tillräckliga incitament för att investera i mer utpräglade reservkraftverk är det viktigt att också beakta att det finns tillräckliga incitament för att producenterna ska vilja investera i övrig elproduktion. Höga priser i samband med torrår och effekttoppar är extremt viktiga för att få till stånd investeringar i reservkraft, men de är ju också en viktig intäktskälla för övriga producenter. Höga priser kalla vinterdagar ökar t.ex. också intresset för att bibehålla en hög tillgänglighet i kraftverken. 20(53)