Svallvågor över Norden

Trading Strategy Commodity Strategy, 1 oktober 2014 Svallvågor över Norden Den nordiska elmarknaden Tsunamin har nått Tyskland Tre av fem priskrafter kämpar på den politiska arenan Norden på väg att blir uppkopplat mot nya marknader med högre pris

Contents Sammanfattning 3 Strukturell förändring i efterfrågan 4 Elkraft i Norden 6 Solen skiner över Tyskland 14 Baltikum efter Ignalina 17 Inget golv för kolpriser 19 Priset på utsläppsrätter 22 Elpriset fram till 2020 24 Disclaimers 26 Elmarknaden rör sig inom ramar definierade av politiska krafter. Tillsammans med marknadens påverkan av sol, vind och nederbörd är el den mest volatila råvara vi har att handskas med. Martin Jansson +46 8 70 123 43 nija03@handelsbanken.se I denna rapport spaltar vi upp de olika prispåverkande faktorerna och analyserar hur kombinationen av dessa kan påverka elprisets utveckling till 2020. Prisrisken ligger på uppsidan när marknaden går mot högre volatilitet och högre prisspikar.

Sammanfattning Ingen råvara är så svåranalyserad som el. Marknadens ramar förändras ideligen av politiska krafter och vädrets makter bestämmer produktionen i Norden. Väderprognoser har dessutom låg tillförlitlighet bortom 10 dygn. I denna rapport ramar vi in de olika prispåverkande parametrarna och utfallsrummet för varje parameter. Vi kombinerar utfallen i ett hög- och ett lågprisscenario fram till 2020 och konstaterar att prisrisken helt klart ligger på uppsidan. Volatilitet och högre pristoppar kommer bli vanligare Förnyelsebar produktion ställer större krav på transitkapacitet Förnyelsebar elproduktion är avgörande för priset och beror på elcertifikatpriserna Utsläppsrätter och kolpriser förstärker utfallsrummet Tysklands solkraft utmanar systemet I takt med att förnyelsebar energi står för en allt större andel av totalproduktionen ökar också volatiliteten och pristopparna blir högre vid bristsituation. Om priset förut varierade med nederbörd så varierar det nu också med soltimmar och vind. Det har givit ett lägre medelpris men en högre naturlig volatilitet i marknaden. Ökat utbyte leder till högre pris Ökad förnyelsebar produktion ställer större krav på transitkapacitet mot Norge och Sverige som har bra reglerförmåga med hög andel vattenkraft. Elbilar kan så småningom bli en naturlig buffert där konsumenten laddar bilen under högproduktion. Fram till dess byggs nätet ut och Norden blir uppkopplat mot högprismarknader som Baltikum. Politiker styr över viktigaste variabeln Det gemensamma stödsystemet i Sverige och Norge med elcertifikat för att skapa incitament för förnyelsebar elproduktion är avgörande för utbyggnadstakten och prisbilden. Just nu läggs projekt på is då certifikatpriserna är för låga. Prisprognos för nordiskt elpris 2015-2020 I prisanalysen antas ett normalt hydrologiskt scenario samt ett våtare respektive ett torrare väderscenario för Norden som vi därtill kopplat till vissa variationer i bland annat utsläppsrätterna och kolpriserna som förstärker utfallsrummet i respektive riktning för det nordiska elpriset. Detta gäller särskilt för år 2016, då utsläppsrätterna har en stor potential uppåt. Elprisprognos fram till 2020 klar risk på uppsidan Källa: Bloomberg, Macrobond, Handelsbanken Capital Markets 3

Strukturell förändring i efterfrågan Efterdyningarna från finanskrisen håller ner tillväxten i elkonsumtion i Sverige, Finland och Norge. Tung industri flyttar till platser med billigare el och energieffektiviseringar kompenserar för ökad befolkning. Nordens kalla klimat lockar dock serverhallar som nya stora elkonsumenter. Facebooks hall har kompenserat för hela pappersindustrins lägre efterfrågan. Industrins förbrukning varierar med konjunkturen Utvecklingen i Norden Industrins förbrukning varierar med konjunkturen, medan samhällets övriga konsumtion sakta ökar med befolkningstillväxt minus energieffektiviseringar där icke industri varit relativt konstant över de senaste tio åren i alla nordiska länder. Den totala konsumtionen av el i Sverige, Norge och Finland uppgår till omkring 352 TWh per år. Den danska konsumtionen har fallit tillbaka från 35-36 TWh per år 2007 till 30-31 TWh per år. Det som särskiljer Danmark från Finland och Sverige är den låga andelen industrikonsumtion. I Sverige står den för 85% (120 TWh) mot i Danmark 25% (8TWh). Elkonsumtionen är relativt konstant Elkonsumtionen i pappersbruk, SE Källa: Bloomberg, Macrobond, Handelsbanken Capital Markets Industrins förbrukning fortsätter falla efter finanskrisen i Sverige och Finland I Norge är nedgången mindre då olja och gas mår relativt bra Långsam återhämtning efter finanskrisen Under finanskrisen 2008-09 föll konsumtionen i Sverige, Norge och Finland från 365 till 335 TWh (8,3%) i spåren av att elintensiv industri drog ned på produktionen. BNP-nivåerna i de nordiska länderna återhämtade sig och 2011 var BNP tillbaka på samma nivå som före finanskrisen. Elkonsumtionen var däremot fortfarande 4% lägre 2011. Trenden har fortsatt sedan dess, elkonsumtionen har bara ökat med 2 TWh totalt sedan industrins förbrukning fortsatt att falla. Tung industri på dekis Energieffektiviseringar och tung industris försvinnande bidrar till låg tillväxt. Tendenserna är mest tydliga i Sverige och Finland, sedan 2008 har industrins efterfrågan minskat med 15 respektive 16 %. I Norge är nedgången mindre, 4 %, under samma tid då olje- och gasindustri utgör en stor del av efterfrågan med god lönsamhet. Däremot lider fortfarande norska efterfrågan av att aluminiumsmältverk som minskade under finanskrisen fortfarande inte går på fullt kapacitetsutnyttjande. I Sverige och Finland är det främst elanvändningen inom pappersindustrin som inte kommit tillbaka efter finanskrisens år. 4

Serverhallar till Google och Facebook lyfter efterfrågan Var sjunde nysåld bil är en (Tesla) elbil i Norge En Tesla kan köra 50 mil på full tank och ladda 25 mil gratis på 20 minuter när föraren äter en hamburgare på Max Google står för tillväxten Främsta tillväxtfaktorn i elanvändningen finns i ambitionerna att attrahera serverhallar i norra Sverige och Finland. Facebook är ett tydligt exempel, där den serverhall som stod klar i slutet av 2013 har en årlig förbrukning på cirka 1 TWh. I Finland, där Google byggt ett liknande komplex som Facebook och där även andra stora IT-företag sägs vara på gång att sätta spaden i marken kan en liknande trend skönjas. följt av Norges elbilar Elektrifieringen av Nordens fordonspark är en annan potentiell storkonsument. I Norge är var sjunde nysåld bil en elbil. Enligt tidningen Ny Teknik ger en fullständig omställning av Sveriges fordonspark till elbilar en ökad elanvändning på 10 TWh årligen, vilket motsvarar konsumtionen från varannan svensk kärnreaktor. En Tesla klarar idag upp till 50 mils körning på full tank och kan ladda 25 mil gratis på 20 min på Max hamburgerrestaurang vid vältrafikerade sträckor. Som framtida reglerkapacitet är laddning av fordon en spännande tanke. Konsumenten kommer vilja ladda bilen under de timmar spotpriset är som lägst, det vill säga när sol och vindkraft högproducerar och anstränger systemets reglerkapacitet. På så vis flyttas också kostnaden för reglerkapaciteten naturligt över på konsumenterna. 5

Elkraft i Norden Basen i Norden är och förblir vattenkraft vilket gör att den hydrologiska balansen fortsätter vara central för prisbilden. För toppkraft som används vid brist är utbudskurvan brant. Kärnkraften har återhämtat sig från dåliga produktionsår men systemets ökade produktion ska helt komma från förnyelsebar el som kräver högre nivå på elcertifikaten. Sambandet mellan energibalans och kraftpriser faller Variationen mellan torrår och våtår kan vara 25% i elproduktion Prismekanismen förändras Sedan 2005, när utsläppsrätterna introducerades i den europeiska kraftmarknaden, har sambandet mellan energibalans och kraftpriser i den nordiska elmarknaden sakta försämrats när påverkan från den kontinentala kraftmarknaden blivit allt mer betydande för den dagliga prissättningen på el. Basen i Norden är, och förblir vattenkraft. Priset på el i Norden kommer över tid avgöras av tillgången på vattenkraft, där det främst är Norges kraftproducenter som sätter prisnivån. Vattenkraft är basen i Norden Idag har Norge tillsammans med Sverige en årsproduktion av vattenkraft på omkring 195-205 TWh, där den årliga variationen mellan ett torrår och våtår kan vara så stor som 50-60 TWh. Detta kan jämföras med den totala elproduktionen i Nordens länder som i nuläget uppgår till omkring 385 TWh per år. Sveriges kraftproduktion Norges kraftproduktion Källor: Bloomberg, Macrobond, Handelsbanken Capital Markets Vindkraft utövar en stark påverkan på det nordiska spotpriset Nedsidan ökar under vindrika förhållanden Vind- och solkraft får större påverkan Medan tillgången på vattenkraft oftast bestämmer grundnivån för prisbilden på el i Norden, så ökar kortsiktig påverkan från förnyelsebar kraftproduktionen, särskilt vindkraft utövar en stark påverkan på det nordiska spotpriset. Idag har Danmark tillsammans med Sverige över 10.000 MW installerad vindkraft, nivån har ökat med omkring 1.000 MW årligen sedan år 2010. Trenden har dock flackat ut på grund av de billiga elcertifikaten. Den nordiska vindkraftsproduktionen är emellertid blygsam jämfört med Tyskland, där finns nu en installerad kapacitet på över 36.000 MW. Därtill har Tyskland en mycket kraftfull park av solkraft, 37.000 MW. Den snabba expansionen av förnyelsebar kraft i Tyskland har tvingat gaskraft att stänga, vilket gjort att det tyska spotpriset stundtals når mycket höga prisnivåer när det inte blåser och denna höga prisnivå kan tidvis komma Norden till godo beroende på tillståndet i energibalansen. Därmed har prismekanismen för den nordiska spoten ändrats 6

radikalt sista åren, påverkan från den förnyelsebara kraften gör volatiliteten i spotmarknaden högre med stor känslighet på nedsidan vid vindrika förhållanden samtidigt som uppsidan i Norden blivit större i tider med energibrist då basproduktion saknas. Hydrobalansen fortfarande central Den nordiska energibalansen inkluderar tillståndet i Norges och Sveriges vattenmagasin samt tillgången av snö och markvatten i förhållande till den normala för årstiden. Nuvarande energitillstånd är likt det underskott som rådde 2013 vid samma tidpunkt, där sedan en nederbördsrik och mild decembermånad återställde balansen till någorlunda normala nivåer igen med svaga priser som följd. Minus 25 TWh mot slutet av oktober är en kritisk gräns inför vintern Minus 25 i oktober kritisk gräns Generellt är nivåer med ett underskott kring minus 25 TWh mot slutet av oktober månad en kritisk gräns som ökar risken för ransonering av vattenkraft av det slag vi såg under åren 2010 och 2011. Då nådde underskottet i energibalansen nivåer mot 35-40 TWh under normal nivå och systempriset spikade över 80-90 euro per MWh. Systempriset följer inverterad energibalans Källa: Bloomberg, Macrobond, Handelsbanken Capital Markets Träffsäkerheten i nederbördsprognoser 5-6 dagar framåt är under 50 procent Elmarknaden har en brant utbudskurva Dåliga väderprognoser är inget att ha Väderutvecklingen är således av central betydelse och marknaden följer noga prognosernas utveckling. Statistiskt sett lönar det sig sällan att försöka estimera väderbilden för Norden på längre sikt, träffsäkerheten i nederbördsprognoserna redan efter 5-6 dagar framåt är under 50 procent. Trots vår tids resurser av datakraft har det inte skett någon påtaglig förbättring i att ställa säkra prognoser jämfört med för 15 år sedan. Detta erkända meteorologiska tillkortakommande gör att marknaden tänker i scenarier med ett utfallsrum för elpriset för normalt, vått och torrt scenario. Terminsmarknaden prisar också normal nederbördsskörd bortom prognosernas träffsäkerhet. Utbudskurvan i Norden Den stora skillnaden i produktionskostnad för de kraftkällor som finns i Nordens system gör att prisvolatiliteten ökar mycket snabbt vid stor efterfrågan eller brist på vatten i magasinen. Elmarknaden har en så kallat brant utbudskurva. I grafen 7

Euro / MWh Commodity Strategy, 1 oktober 2014 Balansen mellan utbud och efterfrågan möts på produktionskostnaden för kolkondens nedan illustreras schematiskt utbudskurvan för elproduktionen i Norden. Kostnaden stiger från billiga energikällor som vind- och vattenkraft till något högre nivåer för kärnkraft och mottryckskraft. Kolkraft som inte levererar ut restvärme till fjärrvärmenät får hög kostnad och gör att kol kan vara både dyrt och billigt beroende på i vilken anläggning det förbränns. På toppen av utbudskurvan finns toppkraft som tas i anspråk vid svår energibrist, olja är dyrast med en kostnad på över 100 euro per MWh. I grafen antas en årlig efterfrågan på el i Norden kring 385-387 TWh (svarta efterfrågelinjen). Med en förväntad nettoexport ut från Norden på omkring 5-7 TWh, så bildas skärningspunkten mellan utbud och efterfrågan kring 32-33 euro per MWh, då prisas den rena kolkondenskostnaden. Normalläget för Norden är således att balansen mellan utbud och efterfrågan möts på produktionskostnaden för kolkondens, därav kolprisets betydelse för elmarknaden. En torr vädertrend som dränerar energibalansen flyttar skärningspunkten för priset till kraftslag som är upp mot 100 % dyrare. Övergången blir dock inte fullt så dramatisk då Nordens export i samma ögonblick vänds till import och får Norden att anpassa sig till de kraftpriser som råder på Kontinenten. Utbudskurva för Norden 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Vindkraft Vattenkraft Kärnkraft Termisk kraft bio, kol Termisk kraft gas, olja Efterfrågan/export 0 50 100 150 200 250 300 Ackumuluerad produktion - TWh 350 400 Källa: Shepherd Energy, Handelsbanken Capital Markets Konsensus säger att Norden snart kommer att bada i ett stort årligt produktionsöverskott Utbyggnadstakten har varit hög av vindkraft och kraftvärme i Norden Sol, vind och kraftvärme avgör långa terminer En viktig faktor för de längre terminspriserna på el i Norden är att estimera hur mycket förnyelsebar elproduktion som förväntas byggas de närmaste åren. Konsensus är att Norden snart kommer att bada i ett stort årligt produktionsöverskott, där uppbyggnaden av det förnyelsebara kraftsystemet i främst Sverige och Norge står för huvuddelen av detta överskott fram till år 2020. Överskottet beräknas hamna i storleksordningen 25-30 TWh, (motsvarande 50-75% av kärnkraftsproduktionen) det skulle sätta press på prisnivån och fordrar definitivt större transiteringskapaciteter mot angränsande länder. Nu faller dock investeringsviljan i Sverige och Norge i takt med fallande priser på el och elcertifikat. Därmed är det osäkert om överskottet av el kommer bli så stor som marknaden prisar. Det har skett en omfattande expansion av vindkraft och kraftvärme i Norden. Sverige och Danmark har varit de länder som visat störst ökning av vindkraft. I Danmark och Finland finns feed-in tariffer med någorlunda känt pris för produktionen, Norge och Sverige har det gemensamma elcertifikatsystemet som sträcker sig fram till 2035. Målsättningen är att öka den förnyelsebara elproduktionen med totalt 26,4 TWh i de båda länderna från år 2012 till år 2020, där 3,0 TWh förnyelsebar produktion togs i drift 2013 och totalt 6,2 TWh har tagits i drift sedan Sverige och Norge fick en gemensam marknad januari 2012. Det återstår alltså att bygga ytterligare 20,2 TWh förnyelsebar elproduktion i Norge och Sverige. 8

Vindkraftsproduktion och det starka säsongsmönstret i Sverige Källa: Bloomberg, Macrobond, Handelsbanken Capital Markets Prisnivån har imploderat Elcertifikat Incitamentet att investera i förnyelsebar elproduktion i Norge och Sverige utgörs tillsammans med elpriset av tilldelningen av elcertifikat. Prisnivån har imploderat från tidigare 300-350 kr/mwh till nivåer omkring 200 kr per MWh under senaste åren och detta har tillsammans med prisfallet på elterminer, från tidigare 40-45 euro per MWh ned till rådande 30-35 euro per MWh, bidragit till att investeringsviljan avsevärt minskat. Vi bedömer att elcertifikat + elpris bör vara 500-550 kronor per MWh för att projekten skall bli till verklighet. Nivån faller eftersom installationskostanden för vindturbiner faller med tekniska framsteg (se nästa sida). Prisutveckling på elcertifikat Källa: Bloomberg, Macrobond, Handelsbanken Capital Markets 9

USD/W USD/W Commodity Strategy, 1 oktober 2014 Prisfallet på elcertifikaten är en följd av överutbud Rådande pris väntas ge en minskning av utbyggnadstakten Överutbud av certifikat Prisfallet på elcertifikat är en följd av överutbud efter oväntat snabb expansion av förnyelsebar produktion. Dessutom har efterfrågan på elcertifikat varit systematiskt för låg på grund av en lägre kvotpliktig elanvändning än förväntat i Sverige. I nuläget råder ett överskott av elcertifikat i systemet på motsvarande 12-13 miljoner certifikat som dämpar prisbilden. Inom uppdraget Kontrollstation 2015 har Energimyndigheten i Sverige tillsammans med norska NVE utrett behovet av ändringar i regelverket och justeringar av kvotkurvan för att uppnå målet till år 2020. En relativt stor justering har föreslagits i kvotkurvorna som innebär en höjning av efterfrågesidan motsvarande drygt 60 TWh, vilket skulle minska överskottet. Av detta ska 28 TWh annulleras under åren 2016-2019 och resterande del under perioden åren 2020 till 2035. Får låga priser för att klara målet För att klara målsättningen 26,4 TWh krävs fortsatt årlig produktionsökning på cirka 3 TWh av förnyelsebar energi i Norge och Sverige. Med rådande prisläge är det mer sannolikt med en kraftig minskning av utbyggnadstakten. Detta trots att det i nuläget redan finns en rad godkända projekt för tilldelning av elcertifikat på närmare 2 TWh i Norge och 5 TWh i Sverige. Rimligt är att projekten läggs på is tills en mer gynnsam prisbild. Efter annulleringen som startar 2016 kan priset på elcertifikaten börja stiga igen och projekten kan åter få liv. Fallande installationskostnad för framförallt vindkraftverk gör att investerare är avvaktade. I nuvarande marknad vinner investeraren både lägre installationskostnad efter teknisk utveckling med större kraftverk och högre pris på elcertifikat. Installationskostnaden faller för sol och vind 1,3 1,3 1,1 Solmoduler 1,1 Vindturbiner 0,9 0,9 0,7 0,7 0,5 2011 2012 2013 0,5 2007 2009 2011 2013 Källa: Fortum Energy Review, Handelsbanken Capital Markets I Finland ligger bidraget på en attraktiv nivå Finland och Danmark har bättre system I Finland och Danmark väntas en fortsatt utbyggnad av vindkraft med mellan 3-5 TWh respektive 4-6 TWh till år 2020. Speciellt i Finland ligger bidraget på en attraktiv nivå, där garanteras ett pris för produktionen på 83,5 euro per MWh under 12 år med ett förhöjt pris till 105,3 euro per MWh till år 2015 för att göra expansionen framtung. Stödsystemet har förändrats för att eliminera osäkerhet beträffande tilldelningen av stödet, där tilldelning förut gavs först när projektet var färdigställt. Nu reserveras en andel av expansionspotten om 2.500 MW på förhand. Expansionen kan accelerera då de datacenter som etablerar sig täcker delar av elförbrukningen med egna vindkraftsparker. Denna extra utbyggnadspotential gäller i viss mån även för etablering av datacenter i Sverige, som dock har svårt att möta finsk konkurrens med högre svensk elskatt som hämsko. 10

V.1 V.3 V.5 V.7 V.9 V.11 V.13 V.15 V.17 V.19 V.21 V.23 V.25 V.27 V.29 V.31 V.33 V.35 V.37 V.39 V.41 V.43 V.45 V.47 V.49 V.51 MW Commodity Strategy, 1 oktober 2014 Den installerade effekten i dagens 10 kvarvarande block har ökat 8 % Kärnkraft Sedan 2007 har de svenska kärnkraftsverken genomgått omfattande revisionsarbeten för att hålla sig ajour med myndigheternas krav på säkerhet. Vissa block har även genomfört effektökningar med byte av bland annat turbiner och generatorer. Den installerade effekten i dagens 10 kvarvarande block i Sverige har därmed ökat med 700 MW till närmare 9550 MW. Ytterligare 700MW effektökning finns projekterad med har skjutits fram till 2015. Oskarshamn 2 (660 MW) ska återstartas under slutet av sommaren 2015. Reaktorn genomgår omfattande modernisering som dragit ut på tiden. Tillgängligheten under det kommande vinterhalvåret har ingen förhöjd risk. Revisionsperioden 2015 är relativt lik årets uttagsprofil med huvuddelen av revisionerna förlagda till början och slutet av sommaren där Forsmark 3 (1.170 MW) tas ur drift under några veckor i mars för kontroller. Enligt planen ska produktionen vara högre hösten 2015 än i år, upp mot 9.700 MW förutsatt att inte O2:an råkar ut för ytterligare förseningar. Kärnkraftsproduktion i Sverige 10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 2014 Prognos 2014 Prognos 2015 Prognos 2016 Årsprofil Källa: Shepherd Energy, Handelsbanken Capital Markets Mp vill inleda en avveckling av Sveriges två äldsta reaktorer Mellan 2018-2022 kan det tänkas att något eller några block i Ringhals stängs Politisk risk i kärnkraften är låg Den politiska risken för svenska kärnkraftsproduktionen är relativt låg under den kommande mandatperioden fram till hösten 2018, även om Miljöpartiet i sitt valmanifest lovar att verka för att inleda en avveckling av Sveriges två äldsta reaktorer under de närmaste åren. Om avveckling inleds är rimligen Oskarshamn 1 (475 MW) första bondoffer efter 41 år i drift. Störningen på basproduktionen blir måttlig med den lilla reaktorn och blocket har löpande dragits med produktionsstörningar under en längre tid där nya ytterligare investeringar sannolikt inte kommer göras. Högre risk under nästa mandatperiod Mellan 2018-2022 kan det däremot tänkas att något eller några block i Ringhals tas ur drift om den röd-gröna sidan får mandatet, där Ringhals 1 och 2 (880+870 MW) är troligast för nedläggning, byggda 1975-1976. I Oskarshamn 2, också uppfört 1975, har blocket genomgått så pass omfattande renoveringar sista åren att en förtida nedläggning knappast är aktuell. Inte med mindre än att en kommande reglering från EU blir alltför betungande. Bland annat kommer krav på oberoende kylning av härd, krav på bevakning och högre fondavgifter. I nuläget är det dock oklart när de nya reglerna från EU kan gälla, sannolikt någon gång mellan år 2020-2025. 11

Merkostnaden för Olkilouto är 4 miljarder EUR Blåser det mycket i södra börsområdet uppstår problem med transit Förbindelsen ökar kapaciteten med 1.200 MW till totalt 6.500 MW från norr till söder Norge kommer få utökad kapacitet mot västra Danmark Utökad förbindelsen mellan Finland och Estland har tagits i drift Finska fiaskot harvar på I Finland har den nya reaktorn Olkilouto 3 drabbats av nya förseningar. När reaktorn väl står färdig blir den Nordens största med 1.600 MW. Nyligen flyttades färdigställandet fram med ytterligare två år till preliminärt slutet av 2018. Därmed är reaktorn nio år försenad. Merkostnaden för projektet är så här långt cirka 4 miljarder euro. Det är mycket svårt att uppskatta sannolikheten för att en produktionsstart verkligen sker under 2018. I prisscenariot antar vi produktion från Olkilouto 3 först till slutet av år 2019 grundat på bland annat den rättstvist som råder mellan beställaren TVO (Industrins kraft) och leverantören av reaktorn Areva- Siemens. Det finns sedan tidigare planer på en fjärde Olkilouto-reaktor. Eventuell infasning av detta block kan dock tidigast ske 2025. Transitkablar i Norden och Norden-Europa Prisbildningen i Norden har fått ett allt större inflytande från den europeiska marknaden i takt med att överföringskapaciteten ökar och att man infört priskopplingsmekanismer mellan de olika marknadsplatserna. Det finns dock en rad flaskhalsar som begränsar priskopplingen både externt mellan Norden och Europa och intern inom Norden. Särskilt i de lägen då det blåser mycket i södra delen av börsområdet uppstår stora problem att transitera kraften mot bland annat Tyskland, då tyskarna oftast spärrar nätet för import på grund av att även Tyskland har höga vindkraftsflöden. Systemet är helt enkelt inte uppgraderat för att klara den ökande andelen förnyelsebar el som till sin natur är starkt varierande. Sydvästlänken I dagsläget pågår bland annat omfattande nätarbete i Sverige kallat Sydvästlänken, som skall eliminera flaskhalsen genom södra delen av landet. Detta väntas mer eller mindre helt jämna ut den prisskillnad som stundtals råder mellan prisområde SE3 och SE4, där överföringskapaciteten med den nya förbindelsen ökas med 1.200 MW till totalt 6.500 MW från norr till söder. Projektet dras med förseningar, halva kapaciteten väntas vara i drift till första kvartalet år 2015, medan resterande del är försenad på obestämd tid på grund av leverantörsproblem. Norge ska parera Danmarks vindkraft Norge kommer även få utökad kapacitet mot västra Danmark inom kort när Skagerrak 4-kabeln tas i drift under december i år. Kapaciteten på den nya kabeln är 700 MW och ökar kapaciteten i snittet till totalt 1.700 MW. Förbindelsen är främst viktig för att säkerställa kraftflödet ut från Danmark när vindkraftsproduktionen är som högst, där man i dagsläget oftast inte kan exportera ned överskottskraft mot Tyskland då även Tyskland har mycket vindkraftsproduktion i de norra delarna av landet. Estland importerar från Finland En utökad förbindelsen mellan Finland och Estland kallad Estlink 2 har precis tagits i drift där man nu har totalt 1.000 MW i överföringskapacitet. Kraftflödet här går mestadels söderut mot Estland, efter årets trendbrott med högre pris i Estland än Norden. Omställningen i flödet har skett i en relativt snabb takt, prisbilden i Estland var 2011 3,5 euro under nordens pris men under 2014 har priset i Estland handlats 8 euro över nordens pris i snitt. 12

Kraftflöde in mot Finland Källa: Shepherd Energy, Handelsbanken Capital Markets Exportflödet ut från Finland mot Estland har höjt priset i Finland Sverige får en ny kabel mot Litauen, NordBalt Exportflödet ut från Finland mot Estland har påverkat Finlands prisbild uppåt som i sin tur ger stöd åt priset i Sverige via omfattande export till Finland om 12-14 TWh årligen. Detta tillstånd har ytterligare förstärkts av att importen från Ryssland mot Finland numera endast uppvisar sporadiska volymer, tvärtemot tidigare stadigt inflöde av 1.200-1.400 MW. Här har marknadsbarriärer rests med transiteringsavgifter och kapacitetsavgifter efter att den nordvästra regionen i Ryssland minskat sitt elöverskott de senaste åren. Denna tendens väntas fortsätta, där man dessutom testat att vända delar av HVDC-förbindelsen i Vyborg för att möjliggöra export av kraft från Finland mot Ryssland, vilket aldrig tidigare skett. Slutligen väntas Sverige få en ny överföringsförbindelse mot Litauen på 700 MW, kallad NordBalt. Denna förbindelse tas i drift 2015 och är en viktig del i arbetet med att integrera den baltiska elmarknaden med den nordiska och EU. Precis som i Estland råder en högre prisbild på el i Litauen än i Norden och förbindelsen påverkar därmed prisbilden på el i Norden uppåt allt annat lika. 13

Solen skiner över Tyskland Tsunamin som slog ut japanska Fukushima våren 2011 förändrade den nordiska elmarknaden för gott. Tyskland stängde under hösten samma år 8 av 17 kärnreaktorer i ett politiskt rävspel signerat Merkel. Subventioner till sol och vind har gjort den tyska marknaden känslig för såväl över- som underproduktion. Norden har blivit buffertzon åt Tysklands experiment. Från basproduktion till sol och vind Merkel stängde 8 reaktorer och resterande 9 skall stängas 2022 Svallvågerna av en Tsunami Sedan 2011 har den tyska kraftindustrin genomgått stora förändringar i produktion av elektricitet. Från att ha varit ett system med hög andel basproduktion (kärnkraft, gasoch kolkondens) som grund, genereras nu en stor andel av elektriciteten via förnyelsebara källor. Det fanns sedan tidigare ett beslut i Tyskland att minska kärnkraftens andel i produktionsmixen men avvecklingsbeslutet togs hastigt i spåren av den förödande jordbävningen, som med efterföljande tsunami, slog ut kärnkraftverken i japanska Fukushima våren 2011 med radioaktivt läckage som följd. Rävspel inför valet Beslutet om avveckling, som togs av förbundskansler Angela Merkel, medförde stängning av 8 reaktorer och resterande 9 reaktorer skall vara ur drift senast 2022. Beslutet var också politiskt rävspel som ett led i att minska de grönas inflytande inför det kommande valet till Förbundsdagen 2013. Med avvecklingsbeslutet uppdaterades Renewable Energy Act från 2000 med mål och förutsättningar för expansionen av förnyelsebar energi, i praktiken vind- och solkraft. För att ersätta kärnkraften blev målsättningen att förnyelsebar elproduktion ska uppgå till 40-45% 2025 jämfört med EU:s eventuella höjning till 30% 2030. Tysk kärkraftsproduktion under avveckling Kol ersätter gas i Tyskland Källa: Bloomberg, Macrobond, Handelsbanken Capital Markets Stöd gav flygande start Expansionen av den förnyelsebara produktionen går snabbt och effektivt. Ersättningen till investerarna har varit fasta ramar och ett regelverk med en feed-in tariff där kostnaderna för subventionerna har förts över till slutkonsumentledet. Industrin i Tyskland har dock till stora delar undkommit finansieringen av omställningen där man från EU:s håll till och med prövat frågan om otillbörligt statsstöd. 14

GW Solkraftsproduktions Euro/MWh Commodity Strategy, 1 oktober 2014 Kolkondens har svårt att gå upp och ned i effekt Nordens goda reglerförmåga kan transitera kraft mot Tyskland Norden profiterar på Tysklands dåliga reglerförmåga Före omställningen uppvisade det tyska kraftsystemet en hög variation mellan högoch låglasttimmar. Flexibiliteten i reglerkapacitet var begränsad sett till gas- och kolkondensen där kraftverken hade svårt att gå upp och ned i effekt och då särskilt kolkraften. Prisprofilen innebar till skillnad från det nordiska kraftsystemet stora skillnader under dygnets timmar. Med Nordens goda reglerförmåga i form av vattenkraft har det funnits möjligheter för både norska och svenska producenter att transitera kraft till Tyskland under tidigare höglasttimmar för att köpa tillbaka den under de billigare låglasttimmarna. Detta har möjliggjorts via direkta kabelförbindelser och via transitering av kraften via Danmark och söderut. Spotprisprofil före och efter utbyggnaden av tysk solkraft 30 25 20 15 10 5 0 Dygnsprofil 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 Solkraft 2014 Solkraft 2010 Spot Tyskland 2014 Spot Tyskland 2010 Spot Norden 2014 Spot Norden 2010 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Källa: Shepherd Energy, Handelsbanken Capital Markets Ett kraftsystem där 25 % av effekten kommer från sol eller vind skapar volatilitet Kol är billigare än gas Svårt att ge incitament till reservkapacitet Med ett kraftsystem där 25 % eller drygt 70 GW i installerad effekt kommer från sol eller vind, har effekten på prisbildningen ändrats dramatiskt. En högre andel intermittent kraft bidrar till att de tidigare höglasttimmarna i vissa lägen kan falla ned till att vara lägre än innan energiomställningen tog plats. Att profilen över dygnet har förändrats och även blivit mer volatil är en effekt av Energiewende. Samtidigt har prisnivån generellt sett har kommit ned. Baksidan av myntet är kol före gas När den förnyelsebara kraften kommer in med en mycket låg rörlig kostnad och med feed-in tariffer som subventioner så har den konventionella kraftapparaten fått hård konkurrens med fallande medelpriser i marknaden. En negativ konsekvens med Energiewende är att det är den dyrare men renare gaskondensen som pressats ur marknaden. Gas ger hälften av koldioxidutsläppen i jämförelse med kolkondensen. Det beror till viss del på prisnivån på utsläppsrätterna i European Trading Scheme (ETS). Hade utsläppsrätterna legat på en högre prisnivå så hade kraftsystemet istället använt gaskondens. Krävs fler swingers Med mindre gaskraft uppstår problemet att klara de tillfällen när förnyelsebar energi tillsammans med kvarvarande befintlig basproduktion inte är tillräcklig för att möta efterfrågan. Till viss del kan import från grannländer och från Norden lösa brist men prisbilden måste då bli tillräckligt hög för att attrahera kraft. Om det inte räcker till krävs en annan mekanism för att täcka upp det tyska behovet. Med nuvarande system där producenter bara får betalt för kraft som de facto säljs i marknaden kan investeringar i reservkapacitet bara hållas om man får tillräckligt höga och många så kallade prisspikar där det lönar sig för producenter att agera i 15

marknaden med kraftverk som i vanliga fall inte är i drift. För att undvika en marknad som prisar incitamentsnivåer för sådan swing production diskuteras tre alternativ: Kapacitetsmekanism: betalar producenter för att hålla en backup utan att någon verklig kraft säljs under tiden. Strategisk reserv: under en kontrakterad tid tillhandahåller en producent reservkapacitet. Buy out: En stor förbrukare drar ned på konsumtionen korta perioder mot ersättning. Diskussionerna om hur en eventuell kapacitetsmarknad kommer att se ut i Tyskland kommer att påverka omkringliggande länder då det kan leda till ytterligare politisk påverkan som gör avsteg från att låta marknaden själv bestämma priset på kraften. Man ska då lösa ett så kallat missing money problem som marknaden själv har svårt att hantera. Förbindelse mellan Norge och Tyskland kan bli lösningen Prisbilden på Kontinenten kommer avgöras av kolkondens Nordlink kan bli lösningen Ökad transiteringskapacitet skulle lösa problemet och projektet Nordlink är en förbindelse mellan Norge och Tyskland som bidrar med möjligheten till import vid höga pristoppar där Tyskland drar fördel av magasinskapaciteten i den norska vattenkraften. Som motvikt kan Norge importera billig förnyelsebar kraft i perioder med ett stort överutbud. Kabeln är på 1400 MW och beräknas vara klar 2018 om beslut tas inom kort. Kolpriset blir avgörande Det överutbud av konventionell kraft som uppstått i den snabba omställningen har successivt fasats ut i Tyskland vilket gett en bättre balans mellan utbud och efterfrågan. Prisbilden på Kontinenten kommer därför till stora delar att prissättas av marginalkostnaden för kolkondens vilket gör nedsidan begränsad från rådande nivåer med en marknad som redan flödar av billigt kol. 16

Baltikum efter Ignalina Efter Rysslands offensiva utrikespolitik har Baltländerna sökt sig från Ryssland. Det skapar nya utmaningar för Norden när den förra garanten för att stabiliserar systemet nu kopplas bort och norden kopplas in. Varje Baltland har sin karaktäristik där Lettland har störst brist efter EU:s angelägenhet om att stänga Ignalina. Varje baltiskt land har sin karaktär Handel med el på en transparent marknad öppnades i Estland 2010, Litauen 2012 och Lettland 2013. Nord Pool Spot är nu en marknadsplats inom hela Östersjöområdet för såväl spot som balanskraftsmarknad. Varje baltiskt land har sin egen karaktäristik vad gäller kraftutbud och produktionsmix: Estlands kraftgenerering kommer till stora delar från fossila bränslen som ger en stor exponering mot CO 2 marknaden. Lettland har mycket vattenkraft men är ofta i underskott. Litauen är beroende av produktion från naturgas samt import från Ryssland efter nedläggningen av kärnkraftverket Ignalina, nyårsafton 2009, som stod för 80% av landets elförsörjning. Ignalina har två reaktorer som liknar de som fanns i Tjernobyl och därför var EU angeläget om en stängning. Baltikums elnät är nära sammankopplat med det ryska Av historiska skäl är Baltikums elnät nära sammankopplat med det ryska som upprätthåller balansen mellan efterfrågan och utbud. Ett beroende som baltiska staterna tillsammans med EU beslutat att successivt söka sig bort från. Vattenkraft dominerar i Lettland Källa: Bloomberg, Macrobond, Handelsbanken Capital Markets 50 % av kapaciteten finns i Estland Nytt kärnkraftverk i Litauen åter på tapeten Den baltiska regionen har en årlig konsumtion kring 26 TWh och en samlad produktion på omkring 20 TWh, drygt 50% av denna finns i Estland. Lettland och Litauen är således i underskott och upprätthåller balansen genom import. Av Baltikums import kommer nästan 55 procent från Ryssland, medan resten kommer från Vitryssland. En liten del kommer från Finland. Växande Ryssoro Efter Rysslands annektering av Krim våren 2014 och genom den en ökad vilja att nå självständig baltisk energiförsörjning, har planerna på ett nytt kärnkraftverk i Litauen återigen aktualiserats efter att projektet bordlades 2012. Ett färdigställande av ett sådant kärnkraftsverk ligger dock bortom år 2020. 17

Baltländerna förblir nettoimportörer till 2020 Baltiska prisområdena ligger stabilt på högre nivåer än Norden I Vitryssland startade bygget av två Rysslandsfinansierade reaktorer under 2012 på 1200 MW vardera där den första väntas vara klar 2018 och Ryssland uppför även två reaktorer i Kaliningrad på 1170 MW vardera som väntas vara klara 2017. Det sista har Litauen dock i en protest sagt sig vara ovillig att köpa kraft från då man tycker det hamnar för nära huvudstaden Vilnius. Estland har senaste två åren seglat upp med en framskjuten position inom utvinning av skifferolja som till stor del används för kraftproduktion i nuläget. Det finns dock en stor opinion i landet som hellre ser att oljan raffineras och säljs på marknaden istället för att producera smutsig el. Bortsett från Finlands nya reaktor Olkiluoto 3 väntas ingen betydande ny produktion i regionen som inte är rysk, därmed blir baltländerna nettoimportörer åtminstone fram till år 2020. Kraftpriserna i de baltiska prisområdena ligger stabilt på högre nivåer än Norden och prissättningen i Estland ligger ofta lägre än Lettland och Litauen på grund av landets kabel från Finland och högre del egen produktion. I Estland prissätts baskraften som billigast nära kolkondensen (ca 30 euro) medan Lettland och Litauen sällan kommer under 40 euro. Vid avbrott på kabeln in från Finland till Estland är det oljekondens omkring 80-90 euro som sätter priset i alla Baltländerna. När Nordbalt på 700 MW kommer i drift år 2015 och knyter samman Sverige och Litauen, är det således till högre prisnivåer Sverige får exportera. Rimligen infaller då också harmonisering av elpriserna mellan Estland, Lettland och Litauen. 18

Inget golv för kolpriser Aktier i globala kolbolag har fallit 18 % under 2014. Det är ytterligare ett år i en blodig svit som började 2011 med -31 % följt av 2012-19% och 2013-36 %. Fallande kolpriser och låga marginaler har tvingat gruvbolag att stänga gruvor men mer smärta krävs för att stabilisera marknaden. Marginalkostanden för kolkondens bestämmer elpriset under överskådlig framtid Brytpris för kolkondens Marginalpriset för kolkondens (brytpris) i Tyskland kommer att sätta nivån på elpriset under en överskådlig framtid som enda basproduktion efter utfasningen av kärnkraften. För att estimera kostanden att tillverka el från kol görs en beräkning med kolpris, prissättning för utsläppsrätter (CO 2 ) tillsammans med valutakurser. I beräkningarna finns även antagande om verkningsgrad för verken samt för övriga driftskostnader som antas var konstanta. Ett kolpris som varierar i spannet 65-85 USD/ton motsvarar en rörelse i elpriset på 1-3 EUR per MWh enligt denna estimering. Brytpris för kolkondens följer kolpriset Källa: Bloomberg, Macrobond, Handelsbanken Capital Markets Capex boom fram till 2012 Investeringar i kolgruvor toppade under 2012 efter att priserna toppat 2011. Därefter började gruvbolag skala ner investeringspipelinen men många av projekten var så långt gångna att det dröjde till 2013 innan investeringsnivåerna kom ner. Ytterligare nedskalning är att vänta då gruvbolag fortsätter prioritera kostnadsbesparingar före expansion. Kol har homogen kostnadsstruktur som hindrar stängningar Kol har en, relativt andra råvaror, homogen kostnadsstruktur. Det gör att ingen producent sticker ut tillräckligt mycket kostnadsmässigt för att stänga sin produktion och underlätta för övriga producenter i tider av prispress. Istället försöker alla producenter kapa sina kostnader för att överleva, varpå överproduktionen består och priset pressas strukturellt. 19

Globala investeringar i kolgruvor Kolpriserna har imploderat Källa: Bloomberg, Macrobond, Handelsbanken Capital Markets Skiffergasexplosionen har urholkat lönsamheten i USA:s kolindustri USA exporterar sig ur kolkrisen Export har betraktats som en livlina för den amerikanska kolindustrin när skiffergasexplosionen urholkat lönsamheten och gjort det svårt att få avsättning för volymerna. Naturgasen är renare och billigare. I kombination med att den är dyr att exportera medan kol är relativt billigt att exportera blev kol det givna valet för att minska trycket från USA:s energiboom. USA:s skifferboom har fördubblat kolexporten Källa: Bloomberg, Macrobond, Handelsbanken Capital Markets 50 % av kolgruvorna går med förlust Lägsta kolpriserna sedan 2008 Kolkontrakten handlas på de lägsta nivåerna sedan 2008, en nivå där 50 % av gruvkapaciteten har svårt att täcka sina produktionskostnader. Priserna har tvingat ut 7 millioner ton från marknaden, främst i USA, Ryssland och Colombia. Den svagare australienska dollarn gör dock att australiensiska gruvor får en kostnadsfördel och fortsätter därför producera. Kina ägnar sig just nu åt att bygga bort flaskhalsar som kan öka den inhemska produktionen och därmed minska 20