Niclas Damsgaard, energiekonom på Sweco, ser utvecklingen mot en integrerad elmarknad som positiv, men menar också att hur slutmålet kommer att se ut inte är givet.
– Det finns många drivkrafter i det här, säger han.

Daniel Löfstedt på uppdrag av Svensk Energi

Niclas Damsgaard om målet med en gemensam elmarknad: 

– Utvecklingen mot en gemensam europeisk elmarknad är i grunden något bra. Det handlar i grunden om att vi använder resurser mer effektivt genom handel, som över tid bidrar till ökat välstånd.

Om utvecklingen mot en europeisk elmarknad:
– Det finns många drivkrafter i det här. Både marknadsintegrationen och klimatambitionerna påverkar varandra. Det här bidrar till integration, men även till en splittrad marknad. Norden är ett område med goda möjligheter för utbyggnad av förnybar elproduktion. Ett sannolikt scenario är därför en situation med produktionsöverskott i Norden i ett medellångt perspektiv, perioden fram till 2020. Vi kommer att exportera en del, men flaskhalsarna kommer att sätta stopp. Det gör att marknaden blir separerad och vi får en skev fördelning. Det här kan leda till att vi får en skillnad på marknaden: lågprisområde med mycket energi och områden som tar emot export med högre priser.
– Det här är mitt huvudscenario och på det sättet får vi en prisdifferentierad marknad. Ur ett svenskt, och nordiskt perspektiv, uppstår den stora utmaningen när den svenska kärnkraften under relativt kort tid runt 2030 kommer att falla för åldersstrecket. Det är en utveckling som vi redan i dag måste planera för.

Om hur trolig den här utvecklingen är:
– Det är inte alls osannolikt att vi får en utveckling med marknadsstyrda prisskillnader på den gemensamma elmarknaden. Det handlar om scenarion, vi vet ju inte hur utvecklingen kommer att bli, men utvecklingen mot prisskillnader är det scenario som jag tror är mest tänkbart.

Om prisernas förändring:
– Elflödena kommer att behöva gå åt många olika håll på en gemensam europeisk elmarknad, det gör att priserna kommer att skifta mycket snabbare. I dag är det mer förutsägbart. Den här utvecklingen behöver hanteras både nätmässigt och produktionsmässigt. En marknad med snabba skiftningar i pris är svårare att hålla ihop än den mer förutsägbara.

Om risker i marknadsutvecklingen:
– Vi har haft en väldigt enkel marknadsmodell i Norden och den har kopierats inom EU. Men det finns en risk att vi tvingas gå ifrån den enkla modellen. På flera marknader, i bland annat USA, har man en mer komplicerad marknadsdesign där unika priser sätts för varje nod i centralnätet. Det innebär att energin, överföringsförluster och flaskhalskostnader prissätts i varje punkt i nätet. Man kan argumentera för att det tekniskt sett är bättre. Samtidigt innebär det en mer centraliserad marknad med obligatoriskt deltagande på börserna och är sannolikt svårare att förstå för marknadsaktörer och kunder.

Om möjligheterna att planera på olika marknader:
– På den spotmarknad vi har i Norden i dag har man 12 till 36 timmar på sig att anpassa sig efter det att priset har bestämts. Det ger en möjlighet för många företag kan planera och anpassa sin verksamhet utifrån priset på el. Med mer svårstyrd produktion som vindkraft kan det finnas ett behov av att ha marknadsklareringen närmare driftstimmen och det gör det svårare för kunder att respondera på priset.

Om utvecklingen på dagens europeiska marknader:
– I Europa bygger marknadsmodellen på prisområden, som i många fall dessutom sammanfaller med landsgränser. Drivet kanske främst av de ökade inslagen av vindkraft har man dock även i Europa börjat diskutera modeller med nodpriser, det vill säga en modell där varje uttagspunkt i stamnätet har sitt uttagspris. Bland annat har Polen planer på att införa en sådan modell.

Om riskerna med en kapacitetsmarknad:
– De europeiska marknaderna är så kallade ”Energy only-marknader”. Det innebär att man bara får betalt för den energi man producerar. Tanken är att de fasta kostnaderna ska täckas under timmar då priset överstiger de rörliga kostnaderna i kraftverket. På många av marknaderna i USA har man en så kallad kapacitetsmarknad där elhandlare måste teckna upp, så att elen ska vara tillgänglig när den behövs. Diskussionen om att en sådan marknad behövs har också kommit igång i Europa och bland annat Storbritannien har för avsikt att införa någon form av kapacitetsmekanism. En kapacitetsmarknad innebär en klart mer komplicerad marknad med mer regulatoriska ingrepp än vad vi i dag har i Europa. Det innebär också stora risker för ”regleringsmässiga misslyckanden”. Att vi får en mer komplicerad elmarknad är en möjlig utveckling. Många är dock tveksamma till en sådan utveckling och flera alternativa utvecklingsvägar kan tänkas.

———-

Läs tidigare delar i intervjuserien:
Del 1: Daniel Johansson, statssekreterare näringsdepartementet: ”Utmaningarna är enorma”
Del 2: Lise Nordin (MP), energipolitisk talesperson: ”Väldigt positivt med större energisystem”
Del 3: Mats Gustavsson, energiansvarig Boliden: ”Det tyska elpriset kommer att slå hårt mot oss”
Del 4: Karin Widegren, Energimarknadsinspektionen: ”Vi vill ha en likvid spotmarknad”

Del 5: Jonas Melin, portföljförvaltare på Markedskraft: ”Politiskt delikat uppgift att hantera prisutvecklingen”