1 Prisbildning på el på den nordiska marknaden Peter Fritz, Christian Dahlström, Sweco Priset på el bestäms genom en daglig auktion på spotmarknaden Elektricitet är en speciell råvara i det avseendet att den inte kan lagras utan produktionen måste ständigt vara i balans med efterfrågan. Detta ställer stora krav på hur elmarknaden organiseras. Priset på el bestäms genom en daglig auktion på elbörsen Nordpool. Producenter, elhandlare och stora konsumenter lämnar varje dag klockan 12:00 in köp- eller säljbud för leverans av el nästkommande dag. Ungefär klockan 14.00 publicerar Nordpool priset timme för timme för nästkommande dygn. Det finns inget tvång för producenterna att sälja sin produktion på Nord Pool men fördelen är att elen handlas till ett jämviktspris mellan köpare och säljare. Under 2008 handlades 70 procent av all nordisk elproduktion på spotmarknaden. Priserna i längre kontrakt baseras på parternas tro om framtida spotpriser. Även långa kontrakt handlas via elbörspriser och handel sker i kontrakt som sträcker sig upp till 5 år in i framtiden. Elpriserna har sedan avregleringen 1996 varierat kraftigt Som framgår av diagrammet nedan har elpriserna på den nordiska elbörsen Nordpool varit mycket varierande. Detta beror till stor del på varierande vattenkraftproduktion på grund av nederbördsvariationer men även kärnkraftens tillgänglighet kan ha stor inverkan. På senare år har också EU:s system för handel med utsläppsrätter haft stor betydelse för elpriset. Andra viktiga faktorer är priserna på de internationella bränslemarknaderna och då främst priset på kol. SEK/MWh Spotpris (dygnsmedelvärde) 800 700 600 Spot Termin 10-03-01 500 400 Rullande 12-månadersvärde (+- 6 månader) 300 200 100 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 År Figur 1: Svenska spotpriset på Nord Pool. Källa: Sweco
2 Avregleringen 1996 råkade sammanfalla med lägre än normal vattenkraftproduktion vilket orsakade en pristopp. Därefter följde några år av mycket låga elpriser. Pristopparna 2001 och 2003 berodde också på liten vattenkraftproduktion. Prisuppgången efter 2005 kan förklaras av höga internationella bränslepriser och inte minst att man inom EU infört ett pris på utsläpp av koldioxid. Vintern 2009/2010 uppmättes flera pristoppar till följd av en kall vinter samtidigt som flera svenska kärnkraftverk stod stilla. Elpriserna på den nordiska marknaden har sedan avregleringen i genomsnitt legat på en lägre nivå än vad som motsvarar kostnaden för ny produktionskapacitet. Bakgrunden är att monopolsituationen före avregleringen, både i Norden och i flera andra länder i Europa, skapade överkapacitet som vid avregleringen ledde till prisfall. I dag är priserna på en nivå som återigen gör det intressant att investera i nya kraftverk. Prisbildningen på el är ett skolboksexempel på nationalekonomisk teori Elpriserna på spotbörsen bestäms av balansen mellan utbud och efterfrågan. Oftast är det den rörliga produktionskostnaden för det dyraste kraftverket i drift som sätter prisnivån. Logiken bakom detta är att ingen producent vill producera kraft utan att åtminstone få betalt för sina rörliga kostnader. Figur 2: Prisbildningen på den nordiska elmarknaden. Källa: Sweco Bilden ovan ska illustrera att prisnivån hamnar där efterfrågekurvan skär utbudskurvan (rörlig kostnad för olika typer av produktion). Ofta hamnar prisnivån på kolkondensnivå. För det kraftslag som bestämmer priset får producenterna enbart betalt för driftkostnaden; inte kapitalkostnaden. För de övriga kraftslagen som är i drift får producenterna däremot en marginal. Någon garanti för att priset på el skall ge total kostnadstäckning eller att det skall ge
USD/ton SEK/MWh 3 lagom höga vinster finns inte. Däremot måste prisnivån över tiden naturligtvis vara tillräckligt hög för att det skall vara lönsamt att investera i nya kraftverk. Den stora mängden vattenkraft i det nordiska systemet innebär också att produktionsförmågan i systemet varierar kraftigt mellan torra år och våta år. (Det illustreras i figuren av de två pilarna torrår, våtår ). Bilden är en grov förenkling eftersom den inte alls fångar hur vattenkraften fungerar som regulator i systemet genom att hantera de stora efterfrågevariationerna mellan dag och natt och mellan årstiderna. Bilden beskriver inte heller hur det nordiska elsystemet är sammankopplat med övriga Europa och med Ryssland. Den totala kapaciteten på dessa förbindelser är ca 3 000 MW för export och ca 4 500 MW för import, vilket svarar mot ca 5 % av den maximala förbrukningen i Norden. I praktiken begränsas dock handelsutrymmet av systemskäl. Den handel som sker via förbindelser får i första hand som resultat att elpriset i Norden inte varierar lika mycket mellan våta och torra år och mellan sommar och vinter. Däremot förstärks prisskillnaden mellan dag och natt. Stora investeringar i ny elproduktion som det nya kärnkraftsblocket i Finland på 1200 MW och utbyggnaden av förnyelsebar elproduktion förskjuter utbudskurvan åt höger i bilden. Samtidigt kan också efterfrågan komma att öka vilket skulle resultera i att också efterfrågekurvan skiftar åt höger. Visserligen minskade elkonsumtionen kraftigt i de nordiska länderna under 2008 och 2009 till följd av lågkonjunkturen, men även om de långsiktiga effekterna är svåra att förutsäga tror flera bedömare att efterfrågan kommer att återhämta sig bland annat till följd av en ökad efterfrågan inom nya sektorer som till exempel transportsektorn när antalet elbilar ökar i antal. Samtidigt sker en ständig effektivisering av elanvändningen som skapar utrymme för ny konsumtion, vilket gör utvecklingen osäker. Priset på kol har stor betydelse för elpriset Världsmarknadspriserna på kol och kostnaderna för att transportera kolet till Europa har stor inverkan på elpriserna i stora delar av Europa inklusive Norden. Lite förenklat är det så att de rörliga kostnaderna för kolkondens bestämmer priserna på nätter och helger medan dyrare anläggningar är viktiga för priserna under dagtid. För oss i Norden påverkar kolpriset på två sätt. Dels påverkar det genom den handel vi har med kontinentala Europa. När vi köper från Europa får vi som minst betala ett pris som motsvarar kostnaden för att producera el i kolkraftverk. Dels finns det fortfarande ett antal kolkraftverk i drift i de nordiska länderna och dessa behövs ofta för att klara efterfrågan. Samband kol- och elprisutveckling 210 190 170 150 130 110 90 70 Terminspriset på kol för Nordvästeuropa Terminspriset på el i Norden Produktionskostnader för kolkondens 725 625 525 425 325 225 125 50 2007 2008 2009 25 Figur 3: Terminspriset på kol i Nordvästeuropa, rörliga produktionskostnader i ett kolkondenskraftverk och terminspriset på el i Norden. Källa: Sweco
4 I diagrammet ovan finns tre kurvor. Den röda kurvan visar terminspriset på kol levererat i Europa. På vänster Y axel anges enheten $/ton. Kolpriset var under 2008 historiskt högt med toppar runt $ 200 per ton. I början av 2010 är priset ca $ 80 per ton. Historiskt har kolpriset legat kring $ 40 per ton. Den blå kurvan i diagrammet avser den rörliga produktionskostnaden i ett koleldat kraftverk. Vi har räknat med en verkningsgrad på 40 % och förutom bränslekostnaden har vi inkluderat kostnaderna för att köpa utsläppsrätter för koldioxid (se även nästa avsnitt). Den svarta kurvan är terminspriset på Nordpool. Skalan på den blå och den svarta kurvan avläses på den högra Y-axeln och anges i SEK/MWh. Samvariationen mellan kol- och elpriset är påtaglig. Pris på utsläpp av koldioxid EU har beslutat att utsläppen av koldioxid ska minska med minst 20 % till år 2020 jämfört med år 1990. För bland annat elintensiv industri och kraftföretagen har utsläppshandel införts (EU ETS). För dessa sektorer ska utsläppen minska med 21 % till år 2020 jämfört med år 2005. Kostnaden för CO 2 utgör en stor kostnadspost för kolkraftverk, som ofta bestämmer nivån på elpriserna på spotmarknaden. Priset på koldioxidutsläpp bestäms på en marknad och varierar över tiden. Systemet startades under 2005. EU ETS innebär att företagen till sina rörliga kostnader för elproduktion skall lägga en extra kostnad motsvarande koldioxidpriset gånger kvantiteten koldioxidutsläpp. Koldioxidpriset (kvotpriset) noteras och publiceras löpande. Koldioxidpris Potentiell höjning av elpriset kr/ton CO2 400 kr/mwh El 300 350 250 300 250 200 200 150 150 100 100 50 50 0 0 2005 2006 2007 2008 2009 År Figur 4: Vänster skala visar priser per ton CO 2. Höger skala visar den kostnadshöjning den extra koldioxidkostnaden innebär för ett kolkondenskraftverk
5 Priset på koldioxid har varierat kraftigt sedan handeln startade. Under 2007 var priset nästan noll på grund av att efterfrågan var mindre än utbudet. Ett koldioxidpris på 200 kr per ton motsvarar ett prispåslag på kol med runt $ 60 per ton kol, dvs. nästan en fördubbling av kolpriset i början av 2010. Med ett koldioxidpris på 200 kr per ton ökar kostnaden för att producera el i ett kolkraftverk med runt 150 kr per MWh el. Det är således till stor del koldioxidpriset som ligger bakom den kraftiga ökningen av terminspriserna på den nordiska elmarknaden. Det är emellertid inte alltid kol som bestämmer elpriset i Norden. Våra modellsimuleringar visar att ett koldioxidpris på 200 kr per ton ungefär leder till ett prispåslag på 100 kr per MWh el, d.v.s. två tredjedelar av vad prisgenomslaget skulle vara om kolet alltid bestämmer priset. Vi som elkonsumenter påverkar också elpriset På kort sikt påverkar elförbrukningen elpriset eftersom man måste använda allt dyrare kraftverk ju högre förbrukningen är. Tyvärr saknar många kunder i dag möjligheten att tjäna pengar på att minska sin elanvändning när priserna är som högst. Det beror i grunden på att de allra flesta kunder bara mäts en gång per månad och inte per timme. Elförbrukningen påverkar också elpriset på lång sikt genom att förbrukningen i Norden är ganska priskänslig. Norden har en oproportionerligt stor andel elintensiv industri som har kunnat växa upp på grund av att elpriset har varit lägre än i de flesta andra regioner i världen. Många av dessa verksamheter tål inte speciellt höga priser utan att riskera att läggas ner. De historiskt låga elpriserna har också inneburit att vi i Norden har en hög andel elvärme. Även elvärmen är relativt priskänslig på lång sikt. Här grumlas dock bilden av alla skatter som påverkar konsumentpriserna. Tillsammans innebär den stora andelen elintensiv industri och den höga andelen elvärme att utrymmet för kraftiga elprisökningar är begränsat. Skulle elpriserna varaktigt stiga kraftigt kommer nämligen bortfallande efterfrågan att verka prisdämpande. Kostnaderna för nya kraftverk På längre sikt har normalt kostnaderna för ny elproduktion stor betydelse för vilken prisnivå som etableras på marknaden. Prisnivån bör ju åtminstone i genomsnitt vara så hög att de totala kostnaderna för dessa kraftverk täcks. Är det billigaste alternativet ett naturgaseldat kraftverk bör priset var tillräckligt för att täcka ett sådant kraftverks totala kostnader, är det kärnkraft som är billigast är det de totala kostnaderna för kärnkraft som ska täckas. Prisnivån på den nordiska marknaden är i dagsläget så pass hög att det åter igen är intressant att investera i nya kraftverk. Liksom tidigare får man räkna med att det i Europa och i övriga världen kommer att krävas stora investeringar i kol, naturgas och kärnkraft för att modernisera och ersätta gamla kraftverk och för att täcka en eventuellt växande efterfrågan. För främst koleldade kraftverk kommer investeringar för avskiljning och deponering av koldioxid att tillkomma. Till detta kommer investeringar i förnybar kraft. Introduktionen av tekniken för avskiljning och deponering av koldioxid kommer initialt att kräva offentligt finansierade utvecklingssatsningar. På sikt måste emellertid dessa kostnader vara lägre än det marknadsmässiga priset på utsläppsrätter. Samhället har redan nu valt att
6 subventionera in stora volymer av förnybar elproduktion. I Danmark och Finland sker det med hjälp av ett subventionerat inmatningspris, i Norge med investeringsbidrag och i Sverige sker det med hjälp av elcertifikatsystemet. Volymerna som subventioneras in bestäms bland annat av EUs mål för förnybar energi vilket är bindande för medlemsländerna. I dessa fall är således marknadsmekanismerna urkopplade. Vindkraftens påverkan på elpriset EUs politik för förnyelsebar energi tyder på en fortsatt vindkraftsexpansion i de nordiska länderna. Två grundläggande problem med vindkraft är dels att det kan uppstå ett effektproblem när produktionskapaciteten i elsystemet inte räcker till och dels att det kan uppstå ett överskott av el som är svårt att avyttra. Stora variationer i vindkraftproduktion kan därför innebära att elsystemet går från ett produktionsunderskott till ett överskott mellan olika timmar. För att hantera dessa problem behövs det stora investeringar i både stamnät och reglerbar elproduktion. Ökad efterfrågeflexibilitet är ett annat alternativ för att minska investeringsbehovet när mer vindkraft fasas in. Avkopplingsbara elpannor kan till exempel kopplas på då vindkraftsproduktionen är stor och uppladdningen av elbilar under nattetid kan ha en utjämnande effekt på efterfrågans dygnsprofil, vilket minskar behovet av reglerkraft. Förutom att vindkraftsexpansionen innebär stora påfrestningar på elsystemet har det även en stor påverkan på elpriset. Stora produktionsvariationer innebär att elproducenter måste ta höjd för både start- och stoppkostnader i värmekraftverk och kostnader för ökat slitage. Erfarenhet från både Danmark och norra Tyskland, som har en stor andel vindkraft, pekar på betydligt mer varierande priser och under vissa timmar även negativa priser. Genom att studera dessa prisvariationer kan man få en uppskattning över hur elpriset i de övriga nordiska länderna kan komma att se ut i framtiden när en stor andel vindkraftsproduktion har integrerats i systemet.