Det finns ingen anledning att misstro att den flödesbaserade kapacitetsberäkningsmetoden har en teoretiskt stor potential. Men det marknadsaktörerna lyft fram sedan år 2012 är att implementeringen av metoden och analysen av dess fördelar är ofullständig. Det skriver Sebastian Sundberg, chef för fysisk handel på Fortum, Johan Hagsten, chef för Origination på Vattenfall och Magnus Thorstensson, elmarknadsanalytiker på Energiföretagen Sverige i en slutreplik.

Vi delar Svenska kraftnäts (Svk) uppfattning att större andelar icke-planerbar elproduktion kommer att behöva nya angreppssätt och likaså har vi ingen anledning att misstro att den flödesbaserade kapacitetsberäkningsmetoden (flowbased) har en teoretiskt stor potential. Men det marknadsaktörerna lyft fram sedan år 2012 är den partiella implementeringen av metoden och att analysen av dess fördelar är ofullständig. Den är baserad på ett mycket litet dataunderlag, begränsad till dagen-före (DA) marknaden och någon jämförelse har inte gjorts med metoden för samordnad nettoöverföringskapacitet (CNTC), en förutsättning för att kunna avgöra om flowbased genererar ett högre samhällsekonomiskt värde.

Bild: Finns behov av att öka flödena, men hur ska tillgänglig kapacitet beräknas? Från ”kontrollrummet” på svk.se. 

Vi delar även uppfattningen att ökad väderberoende elproduktionen kommer att skapa behov av ökade möjligheter för marknadsaktörer att handla sig i balans på intra-dag (ID) marknaden. Det är därför inte utan stor förvåning som vi kan konstatera att flowbased baseras på historiska data och att en av de uppenbara konsekvenserna är att systemoperatörerna (TSO) begränsar tilldelningen av överföringskapacitet till ID-marknaden. Detta riskerar också att motverka aktörernas möjlighet att i större utsträckning utnyttja flexibilitet för att justera sina positioner närmare realtid, vilket också är till nytta för TSO:erna i deras balansering av kraftsystemet.

Läs Svenska kraftnäts inlägg här.

När det gäller ”negativa flöden” så kan vi inte förstå argumentationen. Beroende på de underliggande beräkningarna kan det med hänvisning till driftsäkerhet vara logiskt att begränsa riktningen på flödet till ID-marknaden i syfte att undvika överbelastning. Men, risken för arbitrage vid ”negativa flöden” uppstår i den icke begränsande riktningen. Eftersom prissignalerna efter DA-auktionen går i motsatt riktning till kraftflödena, har marknadsaktörerna incitament att köpa i lågprisområdet och sälja i högprisområdet. För att TSO:erna ska upprätthålla de ”optimala” flödena beräknade enligt flowbased måste de antingen mothandla eller kapaciteten till ID-marknaden sätts till noll i ALLA riktningarna för att undvika överbelastning.

Vi kan delvis, åtminstone teoretiskt, instämma i att TSO:ernas förslag till kapacitetsberäkningsmetod kan vara harmoniserad och mer transparent än vad som sker i dag. När det gäller harmoniseringen, till vilken vi givetvis är positiva men inte ser nödvändigtvis vara knutet till flowbased, så har vi vid referensgruppsmöten dock uppfattat att det finns olika uppfattningar bland TSO:erna om rollen för det gemensamma kontoret i Köpenhamn.

Men bara för att en metod är dokumenterad innebär inte att dess användande är transparent. Implementeringen av flowbased kommer enligt Svk att innebära ökad transparens, vilket givetvis är positivt. Det förutsätter dock att den publicering av kapacitetsbegränsningar givna till marknadskopplingsalgoritmen som sker med dagens NTC-modell också kommer att ske med flowbased, utan att information om begränsningar inom elområden döljs.

I transparens ligger även att marknadsaktörerna måste ha möjlighet att förstå prisbildningen och ur den aspekten saknar vi svar på varför man tagit bort ett fullt års simulering, samt halverat parallella körningarna för ID-marknaden. Det kan inte sägas vara tillfyllest att TSO:erna tillsammans med tillsynsmyndigheterna kommit fram vad som ger tillräckligt med data i stället för att hörsamma önskemålen från marknadsaktörerna.

Avslutningsvis ser vi att TSO:erna aktivt agerar gentemot ACER syftande till att tillåta reserveringen av överföringskapacitet för utbyte av reserver, detta trots att man inte uppfyller villkoret att ha implementerat kapacitetsberäkningsmetod enligt nätverkskoderna. Kombinationen av att fastställa kraftflödena i DA-marknaden och kraftigt begränsa ID-marknaden rimmar illa med påståendet att man vill ge marknadsaktörerna större handelsmöjligheter. Snarare indikerar det att vi rör oss mot ett system med central dirigering, vilket är väldigt främmande för den nordiska elmarknaden.