Handeln på elbörsen blev under energikrisen en existentiell risk för elhandlarna genom kravet på täckning i cash för hela den position de tog. Det har drivit på den bilaterala elhandeln och minskat pristransparensen, säger elmarknadsanalytikern Jan Rönnback. En lösning kunde vara statliga lån till aktörerna inom ramen för EU:s pristaksmekanism, menar han.

Jan Rönnback, diplomingenjör (motsvarar i Sverige civilingenjör) från Tekniska högskolan i Finland, arbetar i dag på bolaget Power-Deriva, specialiserat på energi- och marknadsrådgivning, efter tidigare anställningar på elbörsen Nordpool (där han var chef för projekt- och marknadsintegration) och på Fortum (affärsutvecklingschef Fortum trading, chef för marknadsreglering).

”Den som vill agera på elmarknaden behöver kunna ha många tankar i huvudet samtidigt. Risken är annars stor för ett brutalt uppvaknande”, säger han.

Överskådligheten kompliceras av att korttidsmarknaden (short term), den mellanlånga marknaden (midterm) och långtidsmarknaden (long term) drivs av olika behov samtidigt som de olika marknaderna ändå måste samexistera. Korttidsmarknaden – den som ska se till att driften löper på – kompliceras för sin del av bland annat de här tre faktorerna:

– Indelningen i elområden, vilket syftar till att elmarknaden ska spegla de fysiska begränsningarna i nätet. Sverige är som bekant delat i fyra elområden, vart och ett med egen prissättning på elen.

– Den flödesbaserade metoden, en gemensam nordisk algoritm som beräknar och fördelar överföringskapaciteten i elnätet mellan olika elområden. Metoden infördes i oktober 2024, före det beräknades överföringsgränserna av systemoperatörerna.

– Balansmarknaden, vars mest använda produkt är automatiserad mFRR-marknad (manual Frequency Restoration Reserve) – vilket innebär att balansmarknaden för denna (som aktiverar resurser inom 15 minuter i ett elområde) styrs via en nordisk plattform där bud matchas automatiskt.

Den här mFFR-marknaden infördes i mars i år med målet att den som orsakar obalanser även ska betala kostnaderna för dem. Vilket, som Second Opionions läsare vet, medfört väldigt varierande och ibland extrema priser och många upprörda kommentarer, inte minst bland vindkraftsoperatörer som ju har att hantera svårförutsägbara vindförhållanden.

”Alla de här faktorerna hänger ihop”, konstaterar Jan Rönnback, ”och tyvärr har kombinationen av den flödesbaserade metoden och den automatiserade mFRR- marknaden inte varit problemfri.”

”Den flödesbaserade metoden ger en väldigt begränsad överföringskapacitet till intradags- och balansmarknaderna, vilket gör att aktörerna ganska ofta måste balansera sig inom sitt eget prisområde med de begränsade resurser som finns där. Vilket ger volatila priser.”

Jan Rönnback. Foto: Power-Deriva.

”Det här är någonting som branschen, inklusive jag själv, varnade för. Det gick som vi trodde. Dessutom har den algoritm man tog i bruk inte heller varit felfri. Detta har i praktiken setts då balansmarknadspriserna i Sverige i vissa fall justerats mera än en vecka efter leverans. Följden är ökade kostnader för balanseringen av kraftsystemet och för integreringen av förnyelsebar el”, säger Jan Rönnback.

Förklaringen handlar inte bara om EU-reglerna, utan också om Nordens designval för att implementera dem.

”Norden ser annorlunda ut rent fysiskt än övriga EU. Stamnätsägarna menade att fungerar det på kontinenten, så fungerar det hos oss också.”

En konsekvens av den här utvecklingen, säger Jan Rönnback, är att börshandeln tappat i volym, medan de bilaterala avtalen ökat sin andel, då behovet av att prissäkra fundamentalt finns kvar för marknadsaktörerna.

Efter att börshandeln i Norden etablerat sig på 1990-talet var den under hela 00-talet väldigt likvid – många deltog och man kunde snabbt köpa eller sälja stora volymer utan att priset påverkades nämnvärt. Sverige var då ännu inte delat i prisområden och Norge var delat i bara tre områden.

”Man hade en systemprisprodukt – den finns ju ännu kvar – som representerade hela Norden. Då prisområdena på den tiden ofta hade samma pris under en stor del av året så korrelerade systemprisprodukten väl med det egna fysiska elpriset, och handeln blev därför likvid”, säger Jan Rönnback.

Med delningen av Sverige i fyra elområden (2011) och Norge i fem områden blev överföringskapaciteten mellan områdena sedan långt mindre förutsägbar, med väldigt skiftande priser som följd. Prisbilden i områdena följer olika mönster. Systemprodukten stämde allt sämre med den fysiska produkten och började fungera allt sämre som prissäkring.

Parallellt har regleringen kring marknaden skärpts. Vilket aktualiserar frågeställningen i den här artikelns ingress.

”Elhandlarna tillåts till exempel inte längre ha bankgarantier mot börsen. Under energikrisen med dessa extrema priser såg vi hur elhandlarna kunde hamna i rent groteska situationer. Vid handel på börsen måste de täcka upp hela sin position och tillhandahålla enorma summor som säkerhet”, säger Jan Rönnback.

”Stora aktörer behövde hosta upp miljarder euro eller mera i cash, och det varierade med stora summor från dag till dag. Mindre bolag hade samma problem relativt sin storlek. Att handla på en börs blev en existentiell risk. I praktiken kunde du gå i konkurs om du inte betalade inom samma dag.”

Det här drev allt fler att i stället börja handla bilateralt. Det upplevdes som mindre riskfyllt att handla med kända företag utan risk för överstora säkerhetskrav som på derivatbörsen.

I dagsläget är handeln på derivatbörsen Nasdaq nere på en fjärdedel av vad den en gång var, 400-500 TWh per år jämfört med 2 000 TWh som mest. Det ligger ganska nära den totala årliga nordiska elkonsumtionen – genomsnittligt handlas el alltså bara en gång, jämfört med 4-5 gånger tidigare. Då blir frågan hur relevanta priserna på börsmarknaden kommer att vara i framtiden.

”Det här är ett stort problem för aktörerna, eftersom processerna är utformade utifrån att elpriset är transparent”, säger Jan Rönnback, som menar att den bästa lösningen skulle vara att göra som man gjorde under energikrisen. ”Då gick svenska och finska staten in och gav lån till aktörerna. Den ordningen borde systematiseras i samma mekanism som EU infört för att möjliggöra pristak på el vid ny energikris. Kommer en ny kris, vet man då att någon räcker fram en hjälpande hand. Det är också i samhällets intresse att det finns en fungerande marknad.”

”Finns det ingen marknad, så kommer ingen att kunna prissäkra i längden. Då blir det dyrt för slutkunden också.”