Koncessioner för kraftproduktion i Brasilien – problem för Eletrobras?

Postat 4 september 2012 av Kenny Granath

Mellan 2015 och 2017 kommer koncessioner (tillstånd) för 22 GW kraftproduktion att upphöra i Brasilien, vilket motsvarar en femtedel av landets kraftproduktion. Ungefär 15 GW av dessa tillhör Eletrobras vilket motsvarar ungefär 35 % av Eletrobras totala installerade effekt på 42 GW. Detta inlägg går igenom det brasilianska systemet med koncessioner för kraftproduktion och hur det kan tänkas påverka Eletrobras.

Koncessioner för kraftproduktion i Brasilien

En publikation som finns på den brasilianska energimyndigheten ANEEL:s hemsida går igenom hur systemet med koncessioner för kraftproduktion i Brasilien fungerar. Kortfattat fungerar det så här:

Ett kraftbolag får koncession (tillstånd) att bedriva kraftproduktion i ett kraftverk under 20 år. I samband med att koncession ges så regleras också elpriset för en minsta volym såld el.
Kraftbolaget kan få förnyad koncession en gång i ytterligare 20 år.
Tidigare (innan 2004) har förnyandet gått i princip automatiskt, men det gör det inte längre.
När koncessionen går ut så kommer tillgångarna att tas över av staten för att därefter säljas på auktion till högstbjudande.

Brasilien har de tredje högsta elpriserna i världen (efter Italien och Slovakien) på grund av höga skatter och det pågår diskussioner om att sänka skatterna för att ge lägre elpriser åt den brasilianska befolkningen och åt industrin. En av skatterna heter RGR (Global Reversion Reserve på engelska) och syftar till att dels ge ersättning till kraftbolag för olika sociala projekt men också till att ge ersättning till kraftbolagen i de fall tillgångar tas över av staten efter koncessionen har gått ut.

When the establishment of the tariff takes cost into account, considering that at the end of the concession period some assets could are not depreciated, a fund called Global Reversion Reserve (RGR) was created to promote complementary payments in the case that the decision is to not extend a concession. So far there has been no case of reversal of generation assets for the government in Brazil, and therefore RGR has never been used to do these payments.

Det diskuteras också om inte det kraftbolag som vinner auktionen ska kunna stå för kostnaderna till kraftbolaget som blir av med sina tillgångar istället för att det sker via RGR. Ännu har inget bolag blivit av med tillgångar genom att en koncessionsperiod har tagit slut, så det återstår att se hur utfallet faktiskt blir och vilket system som kommer att tillämpas.

Ett antal problem med att förlänga koncessioner, respektive att inte förlänga koncessioner, tas också upp i publikationen, där det mest uppenbara är att om koncessioner inte förnyas så kommer kraftbolagen inte att investera i och underhålla sina tillgångar, speciellt mot slutet av koncessionsperioden. Detta kan jämföras med hur den svenska kärnkraften sköttes sedan beskedet kom om stängning senast 2010. Underhåll och investeringar drogs ned till ett minimum under 1990-talet vilket sedan var en av orsakerna till de stora problemen med den svenska kärnkraften under slutet av 00-talet.

Skattesänkningar på el på gång

I slutet av maj sade den brasilianska energimyndighetens generaldirektör Nelson Hubner att det finns planer på att minska skatterna på el i Brasilien. Dessutom nämns att det finns planer på att ändra reglerna för förnyande av koncessioner för kraftproduktion, samt slopande av RGR-skatten i samband med detta. Hubner säger att huvudsyftet med RGR-skatten är kompensation och att skatten har tjänat ut sitt syfte om man istället tillåter förnyade av koncessioner.

Dessutom verkar det finnas rent protektionistiska skäl:

The government of President Dilma Rousseff, which has sought to limit foreign control of energy assets and natural resources, has hinted it favors renewal over new auctions. According to news reports, it has also moved to discourage foreign companies from buying stakes in distributors that are up for sale.

Som motprestation för att få förnya koncessionerna så kommer regeringen att förvänta sig lägre elpriser, vilket i sådana fall slår på lönsamheten för kraftbolagen i Brasilien. Elpriserna i Brasilien är delvis reglerade och sätts för en viss volym när koncession ges (allt över denna volym säljs till marknadspris) och risken är stor att de reglerade elpriserna blir låga om koncessionerna förnyas.

Hittills så har ungefär 30 miljarder reais samlats upp i potten för RGR. Av dessa har Eletrobras nyttjat ungefär 9 miljarder reais Q2 2012 i olika projekt. Denna finansiering tas upp som ett lån i Eletrobras balansräkning och har en ränta på ungefär 5 %, vilket är betydligt lägre än både brasilianska banklån och den brasilianska styrräntan som har sänkts upprepade gånger från 12,5 % till 7,5 %.

Eventuell ersättning från kraftproduktion som tas över av staten tas inte upp i balansräkningen, utan tanken är att icke avskrivna tillgångar ska ersättas av pengar från RGR om så kommer att ske efter 2015.

Eletrobras skriver av sina vattenkraftverk på 40 år medan koncessionerna är på 20+20 år vilket innebär att den ursprungliga investeringen är avskriven när koncessionen går ut. Underhållsinvesteringar och annat kommer dock gå förlorade och det är dessa som RGR ska täcka upp för.

Kraftbolaget CESP som har verksamhet i São Paulo förväntar sig beslut i slutet av året, annars så kommer bolaget helt enkelt sluta att investera. Med andra ord så borde det komma besked under året.

Vad innebär då detta för Eletrobras?

Det största problemet som jag ser det är osäkerhet. Ingen vet riktigt vad förnyande av koncessioner kommer att innebära och detta är förmodligen ett av skälen till att värderingen av Eletrobras är så låg. Oavsett vad som händer vid förnyandet av koncessionerna så lär inte villkoren bli bättre än i dag, men det är å andra sidan läget för kraftbolag i resten av världen där man hela tiden strävar efter att höja skatter på energi (även om man nu alltså funderar på att sänka skatten i Brasilien). Om Eletrobras får behålla sina tillgångar så vill den brasilianska regeringen ha lägre elpriser, vilket kommer att innebära sämre lönsamhet på ungefär en tredjedel av Eletrobras kraftproduktion (15 GW av 42 GW) genom låga priser på den reglerade delen av elpriset. Kraftproduktionen (”Generation” i figuren nedan) står i nuläget för stora delar av Eletrobras omsättning och även för stora delar av vinsten.

Om Eletrobras inte får förnyade koncessioner genom ändringar i lagen så kommer bolaget alltså istället att bli av med delar av sina tillgångar (som man sedan kan köpa tillbaks på auktion), men eftersom tillgångarna kommer att vara avskrivna vid tillfället så ska det inte påverka resultaträkningen i någon större omfattning (och de tillgångar som inte är avskrivna kommer att ges ersättning för). Detta är en påminnelse om att avskrivningar i högsta grad är en kostnad. Det viktiga att notera är att Eletrobras inte kommer att hamna i den situation som nordiska kraftbolag med vattenkraft har hamnat i, dvs. att vattenkraftverken till stor del är avskrivna (förutom underhåll, uppgraderingar etc.) men att de fortfarande är väl fungerande och därmed i princip fungerar som rena sedelpressar. Statkraft i Norge är kanske det främsta exemplet på detta där produktionskostnaden för el under åren 2006-2010 låg kring 6-7 öre/kWh jämfört med ett elpris kring 40 öre/kWh.

Oavsett så ska det bli mycket intressant att följa utvecklingen om de nya koncessionerna i Brasilien och det lär finnas anledning att återkomma när det kommer fram mer fakta i ämnet.

För övrigt så har Eletrobras (NYSE: EBR) börskurs rasat ner till 6,5 USD på sistone och är nu nere nära botten på 6,24 USD. Orsaken är att brasilianska staten förväntas ta över tillgångar från bolaget Grupo Rede Energia SA som har finansiella problem. Vissa tolkar detta som att energisektorn är på väg att nationaliseras, men det förnekas av den brasilianska energiministern Edison Lobao och nationalisering vore heller ingen bra idé eftersom den brasilianska energimarknaden behöver utländskt kapital för stora investeringar.

Fortum i Ryssland del 1: historik och den ryska elmarknadsreformen

Postat 29 januari 2012 av Kenny Granath

Den ryska elmarknaden har under de senaste åren genomgått stora reformer och Ryssland är även landet där tyngdpunkten för Fortums investeringar de senaste åren har legat. 2008 förvärvades TGC-10 för ca 2,5 miljarder euro och från förvärvet fram till 2014 ska lika mycket till investeras. Detta inlägg går igenom den ryska elmarknadsreformen och Fortums historia i Ryssland sedan börsnoteringen 1998.

Den ryska elmarknadsreformen

Efter Sovjetunionens kollaps bildades år 1992 bolaget RAO UES för att förvalta det statliga elmonopolet i form av ett stort antal regionala energibolag (”Energo”-bolag). RAO UES tog över i princip alla kraftverk och elnät i Ryssland, med undantag för kärnkraft. Precis som man i Sverige missköter viktig infrastruktur så missköttes elproduktion och elnät under RAO UES förvaltning. Detta vållade inga större problem under en tid eftersom elförbrukningen under perioden 1990-1998 stadigt minskade, från ca 1100 TWh till 800 TWh (källa). Efter Rysslandskrisen 1998 vände elförbrukningen för att 2007 åter vara uppe på ca 1000 TWh. Misskötseln av den viktiga infrastrukturen elproduktion och elnät visade sig dock till slut exempelvis genom upprepade strömavbrott i Moskva 2005 eller olyckan i vattenkraftverket i Sayano-Shushenskaya 2009.

Lösningen på misskötsel är nya investeringar, vilket också är syftet med den ryska elmarknadsreformen som påbörjades 2003. En del av reformen bestod av privatisering av bolagen under RAO UES. Privatiseringen skedde under flera år där ”Energo”-bolagen delades upp i kraftproducenter (TGC=Territorial Generating Company), elgrossister (WGC=Wholesale Generating Company) och elnätsbolag. Elnäten delades upp i olika IDGC-bolag (Interregional and regional Distribution Grid Company) och hamnade i bolaget FGC UES.

Uppdelningen i TGC-bolag framgår av figur 1 nedan (figur tagen och något avskalad från Abdurafikov, Russian Electricity Market, 2009).

Figur 1. Uppdelning i TGC-bolag i Ryssland.

2006 började privata investerare tillåtas investera i bolagen med både morot och piska. Piskan i form av ett krav på motprestationen består av löften om att investera i ny kraftproduktion. Om de utlovade investeringarna försenas så drabbas det investerande bolaget av straffavgifter. Enligt Abdurafikov, Russian Electricity Market, 2009 går gränsen vid 1 års försening mot utlovat. Som morot för att investera garanteras investeraren ersättning i form av kapacitetsersättning, dvs. en viss ersättning varje månad för installerad effekt (RUB/MW/månad) oberoende av faktisk elproduktion och elpris. Jämfört med Norden och övriga Europa så är elpriset i Ryssland relativt lågt, vilket innebär att kapacitetsersättningen är en viktig morot för utländska investerare som Fortum. Figur 2 nedan, som är tagen från Fortums årsrapport 2010, visar elpriset i Norden, Ryssland och Tyskland. Det ryska elpriset inkluderar kapacitetsersättningen som enligt Fortum uppskattas till 9,4 €/MWh för 2009 och 2010.

Figur 2. Elpris i Norden, Ryssland och Tyskland från Fortums årsrapport 2010.

Kapacitetsersättningen garanteras under 10 år och baseras för gaskraftverk bland annat på gaspriset, eftersom gas säljs till ett reglerat pris i Ryssland. Den ersättning som Fortum får för sina gamla kraftverk i Ryssland ligger på ca 165 000 RUB/MW/månad medan ersättningen för nya kraftverk (byggda efter 2007) ligger 3-4 gånger högre. Mer om detta i ett kommande inlägg.

En annan del i den ryska elmarknadsreformen är att elpriset ska sättas enligt marknadsmässiga principer. Tidigare har elpriset varit reglerat men med start i slutet av 2008 har större och större delar av elpriset till företag som säljs via grossistmarknaden sålts till marknadsmässiga priser. Under 2011 uppnåddes målet att all el förutom hushållsel, vilket motsvarar ca 90 % av såld el, såldes till marknadsmässiga priser. Fortum sålde under de tre första kvartalen 2011 ca 84 % av sin el i Ryssland till marknadsmässiga priser. Tidigast 2014 beräknas även marknaden för hushållsel reformeras.

En evig risk för kraftbolag är politiska beslut och så sent som häromdagen bestämdes att elpriset i Ryssland (på okänt vis) ska frysas fram till valet i mars (Gazeta.ru, Moscow Times). Så kan en valkampanj bedrivas, men jag vet inte om det är mycket konstigare än ständigt höjda skatter och avgifter på el som genomförs här i Norden.

Fortum i Ryssland: investeringar i TGC-1

Fortum har enligt egen utsago i följande intressanta presentation om Rysslandssatsningen samarbetat med föregångaren till TGC-1 i mer än 50 år vilket innebär att man har en lång historia i Ryssland. Exempelvis är Fortums kärnkraftverk i Lovisa av rysk typ. Fortum äger idag ca 26 % av TGC-1 i nordvästra Ryssland och nära 100 % av OAO Fortum (före detta TGC-10) i Uralområdet och västra Sibirien (se även figur 1). Vägen dit har inte varit spikrak och de viktigaste stegen sedan Fortums börsnotering 1998 beskrivs nedan.

Vid tiden för börsnoteringen 1998 äger Fortum en liten del av det ryska ”Energo”-bolaget Lenenergo som är verksamt i nordvästra Ryssland. Under 1998 ökar Fortum ägarandelen i Lenenergo till ca 5 %. 2002-2003 ökar Fortum ägarandelen i Lenenergo till ca 16 % och 2005 ökar man ägarandelen ytterligare, till ca 33 %. Lenenergo delas 2005 upp som del av den ryska elmarknadsreformen och Fortum kommer via uppstyckningen åt det avknoppade bolaget TGC-1. TGC-1 producerar el och värme genom egenägda eller leasade enheter för bolagen Lenenergo (St Petersburg), Kolenergo (Kolahalvön) och Karelenergo (Karelen). Hälften av produktionen består av vattenkraft, i linje med Fortums övriga produktion, vilket Fortum nöjt framhäver i årsredovisningen 2005. Resten av produktionen består av gas och kol. Lenenergo blir vid uppdelningen ett renodlat distributionsbolag.

Fortums intresse i TGC-1 är tydligt och 2005 köps också 25 % av Kolenergo. 2006 fortsätter investerandet i TGC-1 genom inköp av 12,5 % av bolaget St Petersburg Generating Company. Sammantaget äger nu Fortum via Lenenergo och St Petersburg Generating Company 25,7 % av TGC-1 vilket ger en blockerande minoritet som gör att andra bolag inte kan köpa upp hela TGC-1. Vid denna tidpunkt var den största ägaren av TGC-1 det ryska elmonopolet RAO UES på väg att avvecklas. 2007 säljer Fortum Lenenergo samtidigt som man deltar i en nyemission för TGC-1 vars syfte var att öka elproduktionen i bolaget med 50 %. Fortum stoppar efter åtminstone 10 års uppenbart intresse in ca 250 miljoner euro i nyemissionen och behåller därmed sin ägarandel i TGC-1 på drygt 25 %. Däremot stod det klart redan vid nyemissionen 2007 att det även fanns en annan intressent av TGC-1.

RAO UES säljer TGC-1 till Gazprom och Fortum köper TGC-10 istället

Så blev det alltså dags för monopolet RAO UES att sälja TGC-1. Trots Fortums uppenbara intresse så säljer RAO UES delar av TGC-1 till gasjätten Gazprom och dotterbolag. Under året blir Gazprom största ägare i TGC-1 med 47 % av aktierna och rösterna. 2008 ökar Gazprom till egen majoritet i bolaget med 51 % av aktierna, men Fortum behåller sin post på 26 %.

Det finns i princip inget skrivet om affären som jag har kunnat hitta, men det är uppenbart att Fortum efter många år av ökande intresse hade velat köpa TGC-1 om möjlighet hade funnits. Än idag (i början av 2012) har Fortum kvar sin 26 %-andel i TGC-1. Det har ryktats om att Gazprom och Fortum på något vis ska göra upp och dela upp bolaget och ryktena verkar rimliga eftersom Fortum knappast kan ha för avsikt att sitta med 26 % av ett bolag i Ryssland. Situationen liknar den som Fortum råkade ut för i Hafslund, där man 2004 försökte köpa sig till majoritet i Hafslund och var överens med ägaren Oslo kommun, men där kommunen så småningom sade nej i kommunfullmäktige. Fortum behåller visserligen aktierna i Hafslund än idag, men en godtagbar anledning till detta kan vara att Hafslund har varit en riktigt bra investering som idag ger god direktavkastning till det låga inköpspris Fortum fick i början på 2000-talet.

Eftersom Fortum inte lyckades köpa TGC-1 så storsatsar man istället 2008 genom att förvärva i princip hela TGC-10 för ca 2,5 miljarder helt lånefinansierade euro. Året därefter byter TGC-10 namn till OAO Fortum. Bolaget producerar el och värme i Uralområdet och i västra Sibirien (geografiskt långt från Fortums övriga verksamhet, se figur 1) med ungefär 95 % gas och 5 % kol som bränsle, dvs. stick i stäv med Fortums ambitioner om en koldioxidfri elproduktion. TGC-10 köps med ett löfte om att investera i 2300 nya MW kraftproduktion (för ytterligare ca 2,5 miljarder euro). Sedan dess pågår dels ett nedskärnings-/effektiviseringsprogram och dels ett investeringsprogram. Målet med effektiviseringarna (bland annat genom personalminskning) var att minska kostnaderna med 100 miljoner euro från 2008 till 2011 och målet verkar man ha lyckats med. Investeringarna i ny kraftproduktion fortlöper och i slutet av 2010 hade tre nya kraftverk av åtta planerade startats.

Mot bakgrund av ansträngningarna i TGC-1 så framstår köpet av TGC-10 lite som en panikåtgärd eller nödlösning. Fortum ville uppenbarligen in i Ryssland men det verkar som man fick köpa det som blev över. Den optimistiske Fortum-investeraren kanske istället hoppas att Fortum hittade superinvesteringen TGC-10 borta vid Uralbergen och avstod från att ge sig in i kampen mot Gazprom om TGC-1, men jag tycker det verkar som om Fortum blev snuvade på konfekten. Det är inte orimligt att någonting i ägarförhållandena i TGC-1 kommer att ändras under de närmaste åren.

Frågan är om det ändå går att få ut något bra av investeringen i TGC-10/OAO Fortum? Kommande inlägg kommer att titta närmare på förutsättningarna för lönsamhet i bolaget, vilket är det som räknas i slutändan. Sannolikheten är också hög att det blir en jämförelse mellan TGC-1 och OAO Fortum för att se vilket av bolagen som egentligen var russinet i kakan!

Elpriset i Sverige efter zonindelningen: en månad senare

Postat 26 november 2011 av Kenny Granath

Det har nu gått nästan en månad sedan Sverige delades in i fyra elzoner. Det har varit upprört i södra Sverige och på vissa håll hävdas till och med att industrin hotas. Som vanligt när det gäller elmarknaden så tar ofta känslorna över vilket kan leda till högt tonläge. Här görs därför en objektiv undersökning av hur elpriserna har påverkats sedan införandet av elzonerna den 1 november 2011.

Zonindelningen

Först en kort sammanfattning av zonindelningen, som beskrivs närmare här. Sverige har delats in i fyra zoner (SE1-SE4) där det finns ett elöverskott i zonerna SE1-SE2, ett underskott i zon SE3 och ett större underskott i SE4. Figur 1 nedan visar zonindelningen.

Figur 1. Elzoner från och med 2011-11-01

Elpriset efter zonindelningen

Elpriset redovisas i figurer och tabeller nedan. All data är hämtad från Nord Pool Spot. Priser anges generellt i SEK/MWh. Omräkning mellan SEK/MWh och det något vanligare öre/kWh sker genom att dividera med 10, dvs. 100 SEK/MWh = 10 öre/kWh.

Figur 2 visar hur elpriset har utvecklats i Sverige efter att zonindelningen infördes. Det framgår att elpriset har blivit högst i SE4 (Malmö), näst högst i SE3 (Stockholm) och lägst i SE1 (Luleå) och SE2 (Sundsvall). Det kan noteras att priset i SE1 och SE2 inte har skiljt sig överhuvudtaget! Detta innebär att SE1 döljer sig bakom SE2 i figuren.

Figur 2. Elpriset i Sverige efter zonindelningen 1 nov-26 nov 2011

Tabell 1 nedan sammanfattar egentligen allt väsentligt om hur elpriserna i Norden har påverkats av den svenska zonindelningen. Tabellen visar det genomsnittliga elpriset i oktober och november (t.o.m. 26 november) i alla zoner som angränsar till de svenska zonerna. Den högra kolumnen visar ändringen i procent från oktober till november. För Sverige (SE) har ändringen beräknats genom att ta ett förbrukningsviktat medelvärde* av SE1-SE4 för november som jämförs med SE i oktober.

Tabell 1. Jämförelse mellan elpriset i olika zoner oktober och november 2011.

Ur tabell 1 kan följande av intresse avläsas:

Elpriset i norra Sverige (SE1 och SE2) var lägst i Sverige, ca 388 SEK/MWh.
Elpriset i SE3 (Stockholm) var ca 5 %, eller 20 SEK/MWh, högre än i norra Sverige.
Elpriset i SE4 (Malmö) var ca 21 %, eller 80 SEK/MWh, högre än i norra Sverige.
I oktober hade Danmark ett högre elpris än Sverige, men i november har elpriset i södra Sverige (SE4) jämnats ut mot elpriset i DK2.
Förhållandet mellan norra Sverige och norra Norge har inte förändrats avsevärt. SE1 och SE2 hade både i oktober och november något högre elpris än de angränsande zonerna NO3 och NO4.
Det svenska elpriset var avsevärt lägre än det finska i oktober, men i november har elpriset jämnats ut mellan Finland och norra Sverige.
Elpriset har ökat kraftigt i genomsnitt i Sverige (beroende på SE3 och SE4) och i NO1 (Oslo). För Oslos del beror prisökningen på en utjämning mot SE3 som har elunderskott, medan ökningen i Sverige till stor del beror på att SE4 som har elunderskott jämnas ut mot Danmark.
Priserna har ökat i samtliga zoner, men ökningen beror inte på den svenska zonindelningen, utan på ökad elförbrukning (trots den milda hösten).
Priserna har ökat minst i Finland och Danmark på grund av en ökad import av billigare el från Sverige.

Ytterligare några figurer som visar utvecklingen över tid som stöd för punkterna ovan följer.

Figur 3 visar att SE4 (Malmö) har haft identiska priser med den angränsande danska zonen DK2 med undantag för en dag (12 november).

Figur 3. Elpriset efter den svenska zonindelningen: jämförelse SE4 (Malmö) och DK2

Figur 4 visar att priserna i norra Sverige/Norge/Finland har legat relativt lika under november. Framförallt har norra Sverige och Finland fått utjämnat elpris. SE2 visas inte i figuren eftersom SE1 och SE2 hade identiska priser under hela perioden.

Figur 4. Elpriset efter den svenska zonindelningen: Jämförelse mellan norra Sverige/Norge/Finland.

Slutsatser

Elproducenter i framförallt zonerna NO1, SE3 och SE4 gynnas av ökade elpriser. Ett exempel på bolag som gynnas är Hafslund som har all sin produktion i NO1.
Det omvända gäller för elkunder i NO1, SE3 och SE4 som drabbas av ökade elpriser.
Elkunder i Danmark och Finland gynnas av zonindelningen genom att kunna köpa billigare svensk el.
Även här gäller naturligvis det omvända förhållandet för elproducenter som får sälja sin el något billigare. Ett exempel på bolag som missgynnas är Fortum (via sin produktion i Finland och i norra Sverige, men å andra sidan gynnas de av sin produktion i södra Sverige.

De nya svenska elzonerna som denna undersökning baseras på har som sagt bara funnits i knappt en månad när detta skrivs. De prisskillnader som finns mellan de nya elzonerna kommer sannolikt att bli ännu tydligare under vintern 2011/2012 när elförbrukningen ökar för att sedan minska fram mot vårfloden 2012 när produktionen ökar eller sommaren 2012 när förbrukningen minskar. Tidigast 2014 är Sydvästlänken färdigbyggd, som förstärker överföringskapaciteten till södra Sverige.

* Fotnot. Förbrukningsviktat medelvärde har beräknats genom att ge prisena i de svenska zonerna följande viktfaktorer som motsvarar zonens andel av den totala svenska förbrukningen:

SE1: 6 %
SE2: 12 %
SE3: 64 %
SE4: 18 %.

Resultatet blir för övrigt identiskt med att bara ta medelvärdet av de fyra zonernas elpris.

Elmarknaden del 7 – Sammanfattning och utblick

Postat 20 november 2011 av Kenny Granath

I den sista delen om elmarknaden sammanfattas det viktigaste från de sex tidigare delarna i artikelserien med lite mer fokus mot framtiden. Detta inlägg innehåller av naturliga skäl lite mindre förklaringar än de enskilda inläggen, så om något är svårförståeligt eller om någon detalj verkar saknas så hänvisas till respektive inlägg i del 1-6 enligt nedan:

Del 1 – Elproduktion och elförbrukning i Sverige och Nordeuropa
Del 2 – Produktionskostnader för ny el. Skatter, avgifter och bidrag
Del 3 – Zonindelningen på elmarknaden och förbindelser inom elnätet i Nordeuropa
Del 4 – Finns det ett elöverskott i Sverige?
Del 5 – Elpriset och dess utveckling. Marginalprissättning via utbud och efterfrågan
Del 6 – Elcertifikatsystemet: subventioner till förnyelsebar el
Del 7 – Sammanfattning och utblick (detta inlägg)

Del 7. Sammanfattning och utblick

Elproduktion i Norden och Nordeuropa

I del 1 beskrivs elproduktion och elförbrukning i Sverige och Nordeuropa.

Elförbrukningen i Sverige ökade kraftigt under perioden 1950-1985, vilket är perioden då vattenkraften och kärnkraften byggdes ut i Sverige. Efter ca 1990 har elförbrukningen i princip legat på en platå med svagt fallande elförbrukning de senaste åren på grund av minskande elförbrukning inom industrin (se nedanstående figur från SCB). 2010 var elförbrukningen i Sverige inklusive förluster ca 147 TWh, dvs. en ganska kraftig ökning från 2009 då motsvarande siffra var ca 138 TWh.

Elproduktionen i Sverige och grannländer fördelar på produktionsslag ses i figuren nedan, som visar den totala produktionen mätt i terawattimmar (TWh).

I Tyskland, Polen, Danmark och Baltikum dominerar konventionell värmekraft (kolkraft). Finland har en majoritet konventionell värmekraft men en ganska stor andel vatten- och kärnkraft. Norge har i princip bara vattenkraft, medan Sverige har ungefär 50/50 vatten- och kärnkraft.

Framtiden avseende produktion ser ut på följande vis:

Tyskland ska avveckla all sin kärnkraft till 2022 (motsvarande ca 150 TWh, dvs. hela den svenska elproduktionen). Detta kommer rimligen ersättas av kolkraft och import.
Litauen ska bygga ett nytt kärnkraftverk vilket ger Baltikum ytterligare drygt 10 TWh jämfört med den nuvarande produktionen på knappt 30 TWh per år.
Förnyelsebart byggs ut kraftigt i Sverige och Norge. Till 2025 kommer åtminstone ytterligare 15 TWh förnyelsebart finnas på plats enligt nuvarande plan (se del 6). Förnyelsebart byggs även i övriga Nordeuropa.
Den svenska kärnkraftens effekthöjningar kommer att märkas när produktionen har återgått till det normala efter de senaste årens problem.

I Sverige står de tre stora energibolagen Eon, Fortum och Vattenfall för 85 % av elproduktionen. Vattenfall står för nära hälften, medan Eon och Fortum är ungefär producerar lika stora delar av resten. I Norden finns ytterligare några stora kraftproducenter där norska Statkraft är den största. Förutom dessa finns ytterligare några bolag som är nästan i Statkrafts storlek så som danska Dong Energy och finska Pohjolan Voima. Dessa har lagts in under ”övriga” i figuren nedan, som avspeglar situationen 2007.

Produktionskostnader för ny el inklusive skatter, avgifter och bidrag

I del 2 beskrivs produktionskostnader för ny el samt kort om skatter, avgifter och bidrag medan del 6 fokuserar specifikt på elcertifikatsystemet.

Figuren nedan visar ett medelvärde av bedömd produktionskostnad från nybyggnation av olika sorters kraftverk. Bedömningen är ett medelvärde av uppskattningar från Vattenfall, Fortum samt Elforsks beräkningar med 6 % och 10 % kalkylränta. Blå staplar är kostnad inklusive skatter, avgifter och bidrag. Röda staplarna till höger är exklusive skatt/avgift/bidrag. Figuren visar svaret på varför det har byggts så mycket vindkraft de senaste åren. Siffrorna kan jämföras med det genomsnittliga elpriset 2006-2010 som var ca 42 €/MWh.

Ett specifikt bidrag (subvention) till förnyelsebar energi i Sverige (och från och med 2012 också i Norge) är elcertifikatsystemet, som beskrivs i del 6. Förenklat fungerar systemet som så att staten delar ut elcertifikat för en viss mängd producerad förnyelsebar energi så som vindkraft och därefter måste elkonsumenter köpa en viss lagstiftad kvot elcertifikatberättigad el från sitt elhandelsbolag. Kostnaden läggs inte på staten, utan på elkonsumenterna och kostnaden styrs av utbud och efterfrågan på elcertifikaten. Utbudet styrs av mängden elcertifikatberättigad produktion medan efterfrågan styrs politiskt via kvotplikten.

Produktionskostnaden från gammal kraftproduktion är naturligtvis billigare än från ny kraftproduktion eftersom anläggningarna i många fall är gamla och sedan länge avskrivna. Innebörden av att gammal kraftproduktion är billig och att ny kraftproduktion är dyr är följande:

Kraftbolag försöker hålla liv i gamla anläggningar så länge som möjligt.
Ny kraftproduktion försämrar marginalerna för bolag med mycket gammal kraftproduktion, som t.ex. finska Fortum eller tjeckiska CEZ (se den senaste jämförelsen mellan europeiska kraftbolag där även tyska Eon och RWE ingår, med flera).

Zonindelningen på elmarknaden och förbindelser inom elnätet i Nordeuropa

Den nordiska elmarknaden Nord Pool är uppdelad i ett antal zoner som framgår av figuren nedan. Även om figuren är från augusti 2011 så har zonindelningen som den ser ut från och med den 1 november 2011 ritats in till höger i figuren. Zonindelningen är följande: Sverige är indelat i fyra zoner, Norge är indelat i fem zoner, Finland i en, Danmark i två och Estland i en.

Elnätet är väl sammanbundet i Nordeuropa och planerna är att det ska knytas samman ytterligare de kommande åren. Sverige är idag direkt sammanbundet med både Finland, Danmark, Norge, Tyskland och Polen. En stor skillnad de kommande åren är att Sverige kommer att bindas samman med Baltikum, närmare bestämt med Litauen genom kabeln NordBalt som planeras att tas i drift någon gång 2015-2016. Figuren nedan visar befintliga förbindelser, klippt och bearbetad från Nord Pool.

Andra planerade eller beslutade kablar mellan länder är följande (zoner inom parentes):

NordBalt mellan Sverige (SE4) och Litauen: 700 MW. Tas i drift 2015-2016.
Fenno-Skan 2 mellan Sverige (SE3) och Finland (FI): 800 MW (ökar kapaciteten Sverige-Finland med 40 %). Tas i drift hösten 2011.
EstLink 2 mellan Finland (FI) och Estland (EE): 650 MW (ökar kapaciteten Finland-Estland med 185 %). Tas i drift 2014.
NordLink mellan Norge (NO2) och Tyskland: 1000 MW. Tas i drift 2018-2021.
NorGer mellan Norge (NO2) och Tyskland: 1400 MW. Tas i drift 2015-2016
Skagerrak 4 mellan Norge (NO2) och Danmark (DK1): 700 MW. Tas i drift 2014
Cobra Cable mellan Danmark och Nederländerna: Ca 700 MW. Tas i drift 2016-2018 (beslut tas 2012)
Elnätet ska även förstärkas i Sverige via SydVästlänken för att få bort flaskhalsen från zon SE3 mot södra Sverige (zon SE4). De två första förstärkningarna tas i drift 2014 och den sista 2018.
NorthConnect, där bland andra Vattenfall ingår, lämnade nyligen in en ansökan om en elkabel mellan Norge och Storbritannien.

Det nordeuropeiska elnätet kopplas alltså samman allt tätare. Eftersom elpriset sätts baserat på utbud och efterfrågan så kommer sannolikt elpriserna att jämnas ut inom Nordeuropa så mycket förbindelserna inom elnätet tillåter.

Finns det ett elöverskott i Sverige?

Frågan om det finns ett elöverskott i Sverige eller inte diskuteras i del 4. Slutsatsen är att svaret är både ja och nej, men att det på årsbasis finns ett elöverskott som kommer att öka i framtiden, under förutsättning att kärnkraften fungerar normalt.

Det som oftast menas med elöverskott är att nettoexporten är positiv på årsbasis, dvs. att den totala exporten av elenergi är större än den totala importen av elenergi under ett år. Grönt i figuren nedan innebär nettoexport (”elöverskott”) och rött innebär nettoimport (”elunderskott”). Under perioden 2005-2010 hade Sverige ett överskott två av åren men ett underskott fyra av åren.

Om man å andra sidan tittar på månadsbasis så ser situationen helt annorlunda ut. Då verkar det snarare som att Sverige har ett elöverskott på somrarna (grönt) och ett elunderskott på vintrarna (rött).

I Sverige finns det alltså vissa år ett elöverskott sett över hela året men det finns alltid ett elunderskott på vintrarna. Situationen hanteras genom import på vintrarna. Figuren nedan från Svensk Energi visar kraftsituationen med import och export januari 2010-januari 2011. Av figuren framgår att Sverige nettoimporterade el huvudsakligen från Finland, Danmark och Tyskland under vintern (januari-mars). Importen av norsk vattenkraft var i stort sett obefintlig under vintern, förutom någon enstaka vecka. Bilden är väldigt tydlig. Sverige importerar på vintrarna stora mängder kolkraft från Danmark, Finland och Tyskland!

I del 4 har det dessutom visats att den svenska reglerkraften består till ungefär lika stora delar av importerad kolkraft, inhemsk värmekraft och inhemsk vattenkraft.

Situationen med mer vindkraft i Sverige i framtiden innebär att det elöverskott som finns på årsbasis (under förutsättningen att kärnkraften fungerar normalt) kommer att öka.

Elpriset och dess utveckling

I del 5 diskuteras elpriset, dess utveckling och vad det beror på. Det elpris som man ser på elräkningen består av flera delar:

Elpris. Styrs via avtal mellan kund och elhandelsbolag. Avtalet kan vara att köpa el till bundet eller rörligt pris (eller en blandning). Elhandelsbolagen köper el från Nord Pool där priset sätts genom utbud och efterfrågan och säljer vidare till slutkund.
Elnätsavgift. Elnätsbolagen tar ut avgifter som ska täcka underhåll och drift av elnätet plus förstås lite vinst. Eftersom elnäten är en monopolverksamhet så är avgifterna statligt reglerade.
Skatt. Nästan halva elräkningen är skatt (inklusive moms på skatten). 2011 betalar elkunder i större delen av Sverige ca 35 öre/kWh skatt och moms på el. Undantagen är några kommuner i Norrland, som har lägre elskatt. Som kaka på kaka så har norrlänningarna nu lägre elpris än övriga Sverige sedan zonindelningen av elmarknaden i Sverige infördes i november 2011.

Elpriset på elmarknaden Nord Pool sätts enligt utbud och efterfrågan precis som för vilken produkt eller tjänst som helst i en marknadsekonomi. Det är faktiskt inte konstigare än så. Medan efterfrågan lever mer eller mindre sitt eget liv så är utbudet kraftigt reglerat. Exempelvis är det politiskt omöjligt att storskaligt öka utbudet i Sverige genom ny vattenkraft, kärnkraft eller konventionell värmekraft (kol/olja). Detta leder till att de enda sätten att öka utbudet är genom småskaliga ökningar av vindkraft och konventionell värmekraft eldat med förnyelsebara bränslen.

Elhandel på den nordiska elbörsen sker ett dygn i förväg. Elkraftproducenterna som sitter på utbudet begär pris på en viss mängd elenergi (MWh) som de förbinder sig att leverera. Elhandelsbolag styr efterfrågan och lägger bud på en viss mängd elenergi. Där utbud och efterfrågan möts sätts priset. Det är ingen skillnad på elmarknaden och andra marknader!

I och med att det är utbud och efterfrågan som styr så råder marginalprissättning på elmarknaden, dvs. att den sista producerade kilowattimmen sätter elpriset. Som har tagits upp i del 1 och del 4 så finns det i princip två typer av elproduktion: baskraft och reglerkraft. Baskraft är i Sverige kärnkraft och viss vattenkraft. I elprissammanhang ingår även ”icke reglerbar kraft” som t.ex. vindkraft i baskraft i den fortsatta diskussionen.

Baskraft är kraft som produceras på en jämn nivå hela tiden; man skulle kunna säga att det är kraft som måste produceras. Måste är förstås en överdrift, eftersom kraftbolagen naturligtvis kan välja att stänga av kraftverken istället, men marginalkostnaden för detta är ofta högre än att sälja el med förlust. Det är ungefär som när resebolag säljer sista minuten-resor med förlust, men det är bättre att få in lite pengar än inga pengar alls. Om det alltid skulle räcka med bara baskraft så skulle elpriset bli relativt lågt.

De lägen när elpriset går upp på grund av marginalprissättningen inträffar när baskraften inte räcker till, utan man måste ta till reglerkraft för att öka kraftproduktionen så att efterfrågan möts. Reglerkraften har högre produktionskostnad och naturligtvis vill då kraftproducenterna ha bättre betalt för reglerkraften; annars producerar de helt enkelt ingen reglerkraft! Kraftbolagen måste inte producera reglerkraft, men gör det om de tjänar pengar på det. De tjänar inte särskilt mycket på den sålda reglerkraften i sig, utan den stora vinsten för kraftbolagen är att med ökande elpris så ökar marginalerna på baskraften rejält!

Figuren nedan illustrerar kostnadsstrukturen för att producera elenergi. Vid låg efterfrågan befinner man sig till vänster i figuren och det räcker med vatten- och kärnkraft (vindkraft ingår också där, men saknas i figuren). När efterfrågan ökar hamnar man till höger i figuren och produktionskostnaderna ökar kraftigt. Kraftbolagen producerar bara denna kraft om de får betalt för det och då visar figuren också mycket tydligt att marginalerna för baskraften blir skyhöga! Figuren är hämtad från ”International Power Trade – The Nordic Power Pool” av Lennart Carlsson.

Prissättningen genom utbud och efterfrågan gynnar bolag med låga genomsnittliga produktionskostnader, precis som i vilken annan bransch som helst.

Elpriset och marginalelen

I resonemanget ovan påstås att reglerkraften påverkar elpriset. Att så faktiskt är fallet visas i figuren nedan, där jag har valt att kalla värmekraft och import, dvs. de dyraste delarna av reglerkraften, för marginalel.

Sambandet mellan elpriset och marginalelen framgår ganska tydligt i figuren ovan genom att elpriset och den producerade marginalelen följer varandra väl trendmässigt, även om påverkan på elpriset i absoluta tal kan variera beroende på det övriga kraftläget.

Elprisets utveckling sedan avregleringen av elmarknaden 1996

Sedan elmarknadens avreglering 1996 har elpriset (årsmedelvärde) utvecklat sig enligt följande. Elpriset i figuren är det genomsnittliga elpriset i Norden; det så kallade systempriset (SYS).

När elmarknaden avreglerades 1996 låg elpriset på ca 25 öre/kWh. Mot slutet av 1990-talet sjönk elpriset ned mot 10 öre/kWh för att 2010 ha femdubblats upp till drygt 50 öre/kWh. Årsmedelpriset för 2011 kommer med all sannolikhet att bli i paritet med årsmedelpriset för 2010.

Att elmarknaden har avreglerats är en sanning med viss modifikation eftersom det egentligen bara är elhandelsmarknaden som har avreglerats fullständigt. Själva marknaden för kraftproduktion är fortfarande i allra högsta grad reglerad eftersom ny kraftproduktion förutom vindkraft och förnyelsebar värmekraft i praktiken är förbjuden, vilket gör att utbudet hämmas. Om man tycker höga elpriser är ett problem så beror det alltså inte på att elmarknaden är avreglerad, utan tvärt om på att elmarknaden fortfarande är reglerad och kraftigt politiskt styrd med skatter, avgifter, subventioner och bidrag.

I medeltal har elpriset varit 27,9 – 53,1 €/MWh de senaste åren. I tabellen nedan visas genomsnittliga elpriser 2006-2010.

Elpriset i framtiden

I Energimyndighetes rapport Förnybartdirektivet – en fördjupad analys finns en bedömning av det framtida elpriset och det finns ingen anledning att göra några större skillnader i bedömningen inom överskådlig framtid. Bedömningen tar hänsyn till byggnation av nya förbindelser mellan länder i Nordeuropa, ny kraftproduktion (förutom ny litauisk kärnkraft) samt en nedläggning av den tyska kärnkraften.

Figuren nedan visar elpriset i olika scenarierna (olika typer av samarbeten inom Europa för elcertifikat) som diskuteras i del 6. Figuren är tagen från Förnybartdirektivet – en fördjupad analys.

Huvudscenariot (basfallet) visar följande priser baserat på 2010 års prisnivå:

Elpriset sjunker ned mot i snitt 40 öre/kWh 2013 och ökar därefter med ca 2 % per år
2015 är elpriset ca 45 öre/kWh
2020 är elpriset nästan uppe i 50 öre/kWh
2025 når elpriset 55 öre/kWh
2030 når elpriset 60 öre/kWh

I de andra fallen som innebär högre pris på elcertifikat så blir elpriset lägre på grund av en större utbyggnad av förnyelsebart.

De huvudsakliga anledningarna till att elpriset ökar på lång sikt bedöms vara:

Ökande bränslepriser
Ökad sammankoppling av elnätet i Nordeuropa
Ny finsk kärnkraft dämpar dock priset, liksom ny Litauisk kärnkraft (som dock inte finns med i bedömningen i figuren ovan)

Slutord

Denna serie inlägg om elmarknaden har varit otroligt lärorik att skriva och många förutfattade meningar har fått ge vika. Jag har (visserligen inte förvånande) fått konstatera att det i olika debattartiklar om kärnkraft och vindkraft nästan alltid ljugs, överdrivs, talas osanning och kastas paj, vilket är synd då det inte gynnar någon. Jag har lärt mig att den svenska reglerkraften till stora delar inte alls består av vattenkraft och jag har lärt mig att det visst blåser på vintern. Elmarknaden är och förblir en marknad styrd av politik vilket både är dess charm och dess aber.

Nu är målet att dra nytta av nyvunna kunskaper i framtida analyser!

Elmarknaden del 6 – Elcertifikatsystemet: subventioner till förnyelsebar el

Postat 14 november 2011 av Kenny Granath

Elcertifikat är en form av subventioner till förnyelsebar el. Hur fungerar egentligen systemet och hur mycket ger det en vindkraftsproducent i extra inkomst? Del sex i denna artikelserie om elmarknaden ger dig svaren!

Del 1 – Elproduktion och elförbrukning i Sverige och Nordeuropa
Del 2 – Produktionskostnader för ny el. Skatter, avgifter och bidrag
Del 3 – Zonindelningen på elmarknaden och förbindelser inom elnätet i Nordeuropa
Del 4 – Finns det ett elöverskott i Sverige?
Del 5 – Elpriset och dess utveckling. Marginalprissättning via utbud och efterfrågan
Del 6 – Elcertifikatsystemet: subventioner till förnyelsebar el (detta inlägg)
Del 7 – Sammanfattning och utblick

Del 6. Elcertifikatsystemet: subventioner till förnyelsebar el

Elcertifikat fungerar i korthet som så att svenska staten delar ut ett elcertifikat per producerad MWh vindkraft eller annan elcertifikatberättigad produktion, lista finns på Energimyndighetens hemsida. Dessa certifikat måste elhandelsbolag något förenklat köpa en viss lagstiftad kvot av och på så sätt skapas en efterfrågan på elcertifikaten. Egentligen så måste bolagen inte köpa en viss mängd certifikat, utan de måste annulera en viss mängd elcertifikat (”ge tillbaks elcertifikat till staten”). Dessa certifikat måste man naturligtvis någon gång tidigare ha köpt och om man bedömer att elcertifikatpriset blir högre i framtiden så är det fullt möjligt att köpa certifikat och sälja vidare senare. Om ett elhandelsbolag inte annullerar lika mycket elcertifikat som kvotplikten kräver så får bolaget betala en kvotpliktsavgift på 150 % av årsmedelpriset på elcertifikaten. Kvotpliktsavgiften är tänkt att ge incitament att köpa elcertifikat även till ”lite för höga priser”.

Priset på elcertifikaten styrs av utbud och efterfrågan och har sedan 2006 varierat mellan ungefär 150-350 kr per certifikat, eller om man så vill 15-35 öre/kWh eller 15-35 €/MWh. En figur från Energimyndighetens rapport Elcertifikatsystemet 2010 visar prisutvecklingen för spotpriset på elcertifikat nedan. Priset har sedan vintern 2009/2010 (dvs. efter figuren slutar) sjunkit och ligger i slutet av oktober 2011 något under 180 kr per certifikat, vilket bland annat beror på ett överskott på elcertifikat som vi kommer se längre ner i inlägget.

Spotpris för elcertifikat

Enligt Energimyndigheten så var kostnaderna för en normal elkund 2008 och 2009 ca 5 öre/kWh. Eftersom kvotplikten är på ca 15-20 % så innebär det att i princip hela elcertifikatkostnaden är överförd på kund (5 öre/0,2=25 öre vilket ungefär motsvarar elcertifikatpriset – förtydligande efter kommentar från Mattias Carlsson).

Historik och målsättning med elcertifikatsystemet samt kommande samarbeten

Elcertifikatsystemet startade 2003 i Sverige och en anläggning tilldelas elcertifikat under 15 år. Systemet var tidigare tänkt att finnas till minst år 2030, men har nu förlängts till 2035, vilket innebär att det finns långsiktiga förutsättningar för vindkraftsutbyggnad och utbyggnad av annan förnyelsebar elproduktion. Eftersom systemet är utformat så att det inte kostar något för staten så borde inte finansiell oro och eventuella budgetunderskott hota systemet, utan man kan nog räkna med att elcertifikaten mycket väl finns kvar till 2035 vilket förstås gynnar de bolag som bygger elcertifikatberättigad elproduktion.

Det av riksdagen klubbade (och jämfört med tidigare höjda) målet är en ökning med 25 TWh från 2002 års nivå av förnyelsebar el till år 2020. 2010 hade 11,5 TWh av ökningen redan skett, vilket blir 46 % (11,5 av 25 TWh) på 44 % av tiden (8 av 18 år) vilket är i linje med målet. Målet ser alltså ut att uppfyllas, vilket skulle kunna medföra att det finns utrymme för en höjning av målet. Det är dock inte uttalat att målet är tänkt att höjas.

2012 är avsikten att ett gemensamt elcertifikatsystem ska införas för Sverige och Norge. Ett gemensamt system leder enligt Energimyndigheten till mer vattenkraft i Norge, mer biobränsleeldad värmekraft i Sverige och mer vindkraft i båda länderna. Energimyndigheten har också utrett möjligheten att sälja svenskproducerad förnyelsebar el till andra EU-länder som har svårt att uppnå sina mål om förnyelsebar elproduktion till 2020 (källa). Rekommendationen är att antingen låta ett annat EU-land gå med i det svensk-norska elcertifikatsystemet eller att låta ett annat EU-land köpa elcertifikat från det svensk-norska systemet. Oavsett hur politikerna väljer att göra (på ett eller annat sätt lär de följa Energimyndighetens rekommendationer) så kommer resultatet bli att antingen så går elpriset upp mer och och elcertifikatpriset ner mindre eller så går elpriset upp mindre och elcertifikatpriset ner mer. Energimyndigheten skriver i Förnybartdirektivet – en fördjupad analys mycket om att man måste vara försiktig i att ändra i systemet så att trovärdigheten behålls (och därmed introducera eventuell försäljning till andra länder på ett försiktigt sätt) men samtidigt tycker jag det framgår (om inte annat mellan raderna) att man mer än gärna är beredda att ändra i kvotplikten om det är nödvändigt (dvs om man inte via samarbete lyckas höja efterfrågan på elcertifikat).

Energimyndigheten skriver också att en ambitionshöjning genom förändrad kvotkurva realistiskt sett inte ske förrän vid nästa kontrollstation år 2015. Ambitionssänkning verkar alltså inte vara aktuellt, utan antingen så behålls ambitionerna eller så höjs de.

Överskott på elcertifikat leder till lägre elcertifikatpris

De första åren elcertifikatsystemet fanns skapades ett stort överskott på elcertifikat, som finns kvar än idag. De senaste åren har överskottet legat konstant kring ca 5 miljoner elcertifikat (vilket motsvarar 5 TWh) och därför har Energimyndigheten föreslagit och riksdagen beslutat att kvotplikten ska justeras de kommande åren för att minska överskottet av elcertifikat. Justeringen består i en kraftig minskning vilket kan låta motsägelsefullt, men kvotplikten minskas något samtidigt som stora delar av den elcertifikatberättigade elproduktionen fasas ut 2012 (produktion är som sagt bara berättigad elcertifikat i 15 år och 2012 är tiden ute för drygt 11 TWh).

Figuren nedan visar kvotplikten samt andelen elcertifikatberättigad produktion. Siffror fram till 2010 är verkligt utfall från Cesar, Svenska Kraftnäts kontoföring för elcertifikat m.m., medan siffror framåt i tiden är Energimyndighetens bedömning i Elcertifikatsystemet 2010.

Utfärdade elcertifikat, kvotplikt och ackumulerat överskott av elcertifikat

2012-2015 kommer det alltså enligt Energimyndighetens egen prognos ovan att finnas ett underskott på elcertifikat vilket innebär att det ackumulerade överskottet kommer att förbrukas.

Framtiden och påverkan på elpriset

Energimyndigheten har i Förnybartdirektivet – en fördjupad analys gjort analyser av ett flertal scenarier av olika typer av samarbeten. Har du några timmar över och känner dig intresserad av ämnet så är det intressant läsning! I analysens basfall, en gemensam svensk-norsk elcertifikatmarknad men inga övriga samarbeten, så bedömer myndigheten att elcertifikatpriset (årsmedel) stiger från nivåer kring 22-23 öre/kWh 2012 till drygt 25 öre/kWh 2021. Vid olika typer av samarbeten blir priset högre, upp till 40 öre/kWh i fallet då 15 TWh säljs till ett annat land. Efter 2021 sjunker priserna generellt något; basfallet hamnar kring 20 öre/kWh fram till 2028.

I samma rapport görs också en bedömning av framtida elpris och därmed också inkomst för en kraftproducent (elcertifikatberättigad eller ej). I rapporten framgår på sina håll att om det visar sig att elcertifikatpriset skulle bli lägre än prognosen så medför det en lägre elproduktion vilket i sin tur innebär ett högre elpris. Omvänt så medför ett högre elcertifikatpris en större elproduktion och därmed ett lägre elpris. Summa summarum så blir summan av elpris och elcertifikat ungefär densamma, men dock inte riktigt densamma! Enligt Energimyndigheten så blir det totala priset för el+certifikat lägre vid ett högre elcertifikatpris eftersom utbyggnaden av elproduktion då blir större vilket sänker elpriset. En helt rimlig slutsats.

Nedan ses figuren över inkomst för en elproducent, återigen från Förnybartdirektivet – en fördjupad analys. Den mörkblå fyllda kurvan är elpriset och den ljusare blå fyllda kurvan är elcertifikatpriset. De övriga linjerna är olika scenarier där elcertifikatpris (och därmed också elproduktion och elpris) blir annorlunda.

Min sammantagna bedömning av rapporten från Energimyndigheten är att man på ett eller annat sätt kommer att hålla elcertifikatpriserna på en jämn nivå (varken kraftig höjning eller sänkning) genom att antingen via samarbetsmekanismer köpa elcertifikat på ett sådant sätt att man inte ”stör efterfrågan” eller genom att ändra kvotplikten.
Hur och var förnybar elproduktion hamnar verkar bli väldigt olika i de olika alternativen, men det som i slutändan är mest intressant – hur elpriset påverkas – verkar bli ungefär samma oavsett lösning. Det verkar som att Energimyndighetens ansträngningar med elcertifikatsystemet ”fixar” så att elpriset ligger kvar på ungefär nuvarande nivå med en liten ökning i framtiden som motsvarar ungefär 2 %/år (ej justerat för inflation).

Ytterligare en figur från Förnybartdirektivet – en fördjupad analys följer, som visar en bedömning av det framtida elcertifikatpriset i olika scenarier.

I basfallet ökar elcertifikatpriset långsamt från ca 22 öre/kWh 2012 till drygt 25 öre/kWh 2021. Därefter minskar elcertifikatpriset i ett steg om drygt 5 öre/kWh till 19 öre/kWh 2022 för att sakta stiga till 20 öre/kWh 2027. 2028 minskar priset till ca 10 öre/kWh. Om något av samarbetsscenarierna slår in så blir elcertifikatpriset högre.

Något om kommande elcertifikatberättigad elproduktion

Ny elcertifikatberättigad elproduktion påverkas i hög grad av priset på elcertifikat som i sin tur beror på utbud och efterfrågan, dvs. hur mycket elcertifikatberättigad elproduktion som byggs och hur hög kvotplikten är. Energimyndigheten räknar med ca 6 TWh ny förnyelsebar elproduktion under perioden 2011-2015 baserat på kvotplikten.

Vindkraftsbranchen redovisar på sin hemsida vindkraftsprojekt (>10 MW) som har fått tillstånd men som ännu inte har börjat byggas (en annan bra sida som sammanställer vindkraftsprojekt är Vindbrukskollen). I november 2011 var det ca 2,6 TWh landbaserad vindkraft på gång (935 MW). Ca 7 TWh havsbaserad vindkraft hade tillstånd, men hade ännu inte börjat byggas. Förmodligen kommer den heller inte att byggas eftersom det i Energimyndighetens rapporter framgår tydligt att havsbaserad vindkraft inte har byggts trots tillstånd eftersom det helt enkelt inte är lönsamt till dagens elpris och elcertifikatpris. Den havsbaserade vindkraft som har byggts i Sverige har byggts med hjälp av ytterligare medel från Energimyndigheten! Däremot är det troligt att den landbaserade vindkraften kommer att byggas eftersom den är lönsam med nuvarande elpris och elcertifikatpris, dvs. så länge det byggs i samma takt som kvotplikten tillåter.

I Förnybartdirektivet – en fördjupad analys görs simuleringar av det framtida elpriset för olika samarbetsscenarier. Simuleringarna visar stigande elpriser på sikt i samtliga scenarier och de drivande krafterna är:

Stigande bränslepriser
Ökad överföringskapacitet till kontinenten

Dämpande faktorer för elpriset är enligt samma prognos:

Ökad elproduktion från förnyelsebart i alla nordiska länder
Effekthöjningar i svensk kärnkraft
Ny finsk kärnkraft

Vidare konstateras att behovet av reglerkraft kommer att öka, liksom kostnaderna för att upprätthålla balansen i det svenska elnätet. Svenska kraftnät har bedömt det totala utökade reglerbehovet till 1400-1800 MW vid en utbyggnad av 10 TWh vindkraft och till 4300-5300 MW vid en utbyggnad av 30 TWh vindkraft. Det är oklart var denna reglerkraft ska komma ifrån.

Sammanfattning

Elcertifikatsystemet har medfört en kraftig utbyggnad av förnyelsebar elproduktion och däribland vindkraft i och med den extra inkomst systemet ger producenter av förnyelsebar el. I nuläget (slutet av 2011) finns ett ackumulerat överskott på elcertifikat som förmodligen kommer att försvinna de närmaste åren på grund av justeringar i kvotplikten. På lite längre sikt kommer summan av elpris och elcertifikatpris att öka på något av två sätt. Om elcertifikatpriset blir lågt så kommer lite förnyelsebar elproduktion att byggas vilket drar upp elpriset. Om istället elcertifikatpriset blir högt så kommer mer förnyelsebar elproduktion att byggas vilket drar ner elpriset.

Det finns ett antal jokrar som kan påverka systemet i hög grad. En är det norsk-svenska samarbetet inom elcertifikatsystemet som påbörjas 2012. En annan är om samarbetet på något sätt ytterligare utvidgas, vilket i sådana fall drar upp elcertifikatpriset. På lång sikt kan vad som helst hända tack vare den stora politik-jokern eftersom det i slutändan är politikerna som sätter upp spelreglerna.

I nästa inlägg ska jag försöka knyta ihop säcken och sammanfatta artikelserien.

Aktiefokus

Process för att få fram bättre fundamentala analyser

Kategoriarkiv: Elmarknaden

Koncessioner för kraftproduktion i Brasilien – problem för Eletrobras?