Dagens prismodell, inriktad på kortsiktig optimering – i kombination med rådande regler och bidragssystem – ger inte de incitament som behövs för långsiktiga investeringar vare sig på användarsidan eller produktionssidan, skriver Nils Andersson, Stig Göthe och Gunnar Lundberg.

En av tankarna med den nya elmarknaden var att den politiska styrningen skulle minska. Förenklat skulle politikerna sätta miljökrav och konkurrensen på marknaden skulle sätta priset. Nu blev det inte riktigt så. En mängd regler på både EU nivå och nationell nivå gör ingrepp i marknadens funktionssätt.

Bild: Elpriser. Modellen bakom leder inte till tillräckliga investeringar menar artikelförfattarna.

Grundtanken med den europeiska elmarknaden var att alla kunder skulle kunna välja leverantör. Nu, nästan 25 år senare, har fortfarande hälften av EUs länder reglerade priser för hushållskunder. Flera länder förbereder att införa sk kapacitetsmarknader. Reaktionen från EU har varit att nationella kapacitetsmarknader inte får försvåra EUs gränsöverskridande handeln, d.v.s. den inre marknaden. Om ett stort land som Frankrike eller Tyskland skulle vilja införa något sådant kanske EU skulle få svårt att hålla mot, men däremot torde det vara omöjligt för ett litet land som Sverige att införa regler som försämrar förutsättningarna för gränsöverskridande handel. Svårigheterna med att göra ändringar i marknadens funktionssätt i förhållande till EU får dock inte göra att Sverige avstår från att ta initiativ. Olika länder kommer att få behov av investeringar vid olika tidpunkter. Det finns idag inget som talar för att priset på spotmarknaden kan ge tillräcklig lönsamhet för investeringar. Exemplen är många när ägarna inför hot att stänga anläggningar har fått ersättning för att fortsätta hålla dem i driftdugligt skick.

För svensk del, med goda förutsättningar för att utveckla ett fossilfritt samhälle, måste arbete med en ny prismodell komma igång. Om det görs så att den gränsöverskridande handeln inte påverkas negativt, statliga subventioner undviks och konkurrensen mellan olika aktörer fungerar så ska EUs regelverk inte vara ett hinder. Att skapa en prismodell som ger långsiktiga prissignaler tillräckliga för att någon ska vilja investera utan att få bidrag borde inte vara emot vare sig EUs regler eller svenska regler.

Prissättning före avregleringen
Före avregleringen i mitten av 90-talet var elpriserna reglerade på ett eller annat sätt i alla länder.

I länder med ett helstatligt företag som England och Frankrike var det staten som genom olika organ utövade kontroll. I Tyskland med en blandning av privat och offentligt ägande saknades statlig reglering utan man levde med vad man kallade ”selbstregulierung”.

Även Sverige saknade reglering. Det var i stället statens avkastningskrav på Vattenfall som var styrande. Vattenfalls priser blev ett tak. Överföringskostnaderna i nord-sydlig riktning var en grund för prisskillnader. Sålunda kunde Sydkraft ta ut något högre priser i Sydsverige än vad Vattenfall kunde göra i Norrbotten eftersom man i söder fick betala mer för uttag från stamnätet.

Eldistributionen hade en modest reglering.  Företag med tät stadsdistribution kunde få högre lönsamhet genom att ha samma priser som Vattenfall hade i glesa landsbygdsnät. Detta var dock inget stort problem eftersom de kommunala företagen inte drevs vinstmaximerande, det blev möjligen någon simhall, sporthall eller liknande.

Gemensamt för alla länder var att leveranssäkerheten beaktades i prissättningen. Studier gjordes av sannolikheten för brist samt värdet av brist. De förbrukningsprognoser som användes gjordes i de flesta fall av branschen själv. Viktigt i sammanhanget är att det var mycket lättare och snabbare att bygga ny produktion på 50-, 60- och 70-talen. Eftersom det var relativt lätt för företagen att föra kapitalkostnader vidare till tariffkalkylerna blev resultatet kraftigt överutbyggda system. Man kan säga att kunderna betalade för överdrivet hög leveranssäkerhet.

I Europa diskuterades elprissättningen inom organisationen UNIPEDE. Den stora skiljelinjen gick mellan de som förordade marginalkostnad och de som förordade medelkostnad. Frankrike, England och Sverige var anhängare av marginalkostnad medan Tyskland höll på medelkostnad. Frågan är dock om skillnaderna var så stora. Frankrike försökte hålla strukturen efter kortsiktig marginalkostnad medan nivån totalt naturligtvis bestämdes av vad franska staten ville ha av Electricite de France (EdF). I Sverige satte Vattenfall energiavgifter i försök att avspegla kortsiktig marginalkostnad medan nivån totalt bestämdes av statens avkastningskrav.

Prissättning efter avregleringen
Det rådde en stor enighet bland nationalekonomer worldwide om att elpriset borde bestämmas av kortsiktig marginalkostnad. I denna ska kostnaden för brist beaktas. Priset ska i princip kunna gå upp till den samhällsekonomiska kostnaden för elbrist.

Priset kom på de flesta marknader att sättas på en marknadsplats där säljare och köpare möts.

I Norden blev Nordpools Spotpris per timme dominerande. Det kompletterades med en finansiell marknad där kontrakt på några års sikt kan handlas samt en så kallad intradag marknad där aktörerna under leveransdagen kan justera sina positioner.

Nationalekonomerna räknade med att de finansiella marknaderna skulle kunna få likviditet i produkter på uppemot tio år så att ny produktion skulle kunna byggas. De ansåg det vidare som självklart att bristkostnaderna måste få slå igenom. Därtill förväntade man sig att den politiska inblandningen i elmarknaden skulle minska. Med dessa ur teorin hämtade förutsättningar hade marknaden säkert fungerat alldeles utmärkt, men nu blev det inte så.

I alla länder med hög levnadsstandard tar det idag väsentligt längre tid att bygga stora projekt och för ny storskalig produktion och transmissionsledningar är det tiden för tillståndsprövning, som dragit iväg. Detta är särskilt allvarligt när systemen nu snabbt kommer att innehålla allt mer intermittent kraft.

En prisbildande svaghet är då att alla marknader har infört ett tak för hur högt spotpriset kan tillåtas bli. Teorin om att bristkostnaden ska få slå igenom är således borta. Det är inte heller prövat om politikerna accepterar att priset når pristaket, särskilt om ett sådant pris skulle komma att gälla för vardagar dagtid under säg en vintermånad.

Intresset på de finansiella marknaderna för produkter på upp mot 10 år har varit obefintligt. Dessutom är utvecklingen av likviditeten på den nordiska marknaden dålig. Det är en uppenbar risk att aktörer utanför den rena elförsörjningen tappar intresset. Utan intresse från rena finansiella aktörer förlorar marknaden i trovärdighet och ny reglering kommer som ett brev på posten.

Till dessa tillkortakommanden i förhållande till den teori som avregleringarna grundades på kommer nu att elsystemet på grund av teknisk utveckling håller på att byta skepnad. Ny intermittent produktion med marginalkostnad nära noll blir dominerande. Hur trovärdig blir prissättningen på en spotmarknad då?

Utvecklingen i samhället går mot ökad elektrifiering för att lösa klimatproblemen. Det rör både småskalig användning som värmepumpar och laddning av elbilar och storskalig ny elbaserad teknik i industri som stål och cement. Kan dagens prismodell på ett rationellt sätt styra både produktion och kundernas elanvändning?

Om vi antar att det skulle finnas politisk acceptans för att låta bristkostnaderna, 50 Kr/kWh, slå igenom så skulle betydande skada i samhället hinna inträffa innan investeringar som sänker priset är på plats. Likaså skulle långa perioder med priset noll allvarligt skada elproducenterna. Kraftigt volatila priser skulle skada tilltron till marknaden. Att tro att den allt mindre likvida finansiella marknaden för elavtal skulle kunna hantera situationen är naivt.

Otilläckliga investeringar med dagens prismodell
Prisbildningen på den avreglerade marknaden har sedan mitten av 90-talet fungerat väl i den situation med väl tilltagen kapacitet och ringa investeringsbehov som rått. Man kan säga att prisbildningen har tjänat Sverige väl. Industrikunderna har haft en mycket fördelaktig prisutveckling jämfört med i andra länder. Hushållskunderna har också fått lägre elpriser som dock har osynliggjorts genom kraftiga skattepåslag. För staten har avregleringen varit fördelaktig genom att det sannolikt inte hade varit lika lätt att höja energiskatterna om inte priserna gått ner. Effektiviteten har ökat och många kreativa lösningar har utvecklats i samspelet mellan kund och leverantör.

Prisbildningens långsiktigt styrande funktion har dock allvarligt skadats genom införandet av olika bidrag, bl.a. elcertifikat i Sverige och Norge och feed in tariffer i övriga Europa. De är visserligen beslutade med goda ambitioner men dessa bidrag (inte bara Sverige) har blivit väsentligt dyrare per ton koldioxid än priset i Emission Trading System (ETS) och har dessutom sänkt priset på koldioxid och försämrat ETS funktion.

När elförsörjningen nu står inför utmaningar att bidra till ett fossilfritt Sverige kommer dagens prismodell, inriktad på kortsiktig optimering – i kombination med rådande regler och bidragssystem – inte att ge de incitament som behövs för långsiktiga investeringar vare sig på användarsidan eller produktionssidan.

Vi skulle vilja se något eller några kvalificerade projekt komma igång snarast och de bör dessutom vara så branschtäckande som möjligt. Frågan är för viktig för att riskera bli bromsad av särintressen. För att stimulera intresset för frågans fortsatta utveckling avser vi att inom ett par veckor återkomma med ”en icke helt otänkbar” skiss på hur dagens elprismodell skulle kunna utvecklas.

Nils Andersson
Verkade i både privat kraftindustri och på Vattenfall, bl.a VD för Kraftverksföreningen, ledamot i NordPools styrelse, Affärsutvecklingsansvarig på Elproduktion Norden på Vattenfall. Ordförande i utredningen om Elcertifikat.

Stig Göthe
Verkade i Vattenfall i olika ledande befattningar under 37 år, bl.a. i koncernledningen som marknadsdirektör och som ansvarig för företagets strategiska utveckling. Efter Vattenfall har Stig arbetat internationellt, men även t.ex. i uppbyggnaden av Power Circle.

Gunnar Lundberg
Civilingenjör KTH, verkade i Vattenfall som Marknadschef, Regionchef, VD Vattenfall Regionnät samt Regulatory Affairs. Ordförande i Eurelectric Market Committee.