Om inte systemoperatörerna kan visa på sammhällsekonomiska vinster, så bör inte flödesbaserad kapacitetstilldelning införas. Det skriver Sebastian Sundberg, chef för fysisk handel på Fortum, Johan Hagsten, chef för Origination på Vattenfall och Magnus Thorstensson, elmarknadsanalytiker på Energiföretagen Sverige. Synpunkterna har även lämnats i ett brev till de nordiska regulatorerna.

Målet för den gemensamma europeiska elmarknaden är att förse EU:s medborgare med konkurrenskraftig, säker och hållbar el. Ökade handelsmöjligheter genom effektiviserade och harmoniserade marknadsregler spelar en nyckelroll för detta. Den gemensamma EU-lagstiftningen föreskriver att beräkningen av överföringskapacitet ska utföras med en gemensam och godkänd metod som ska vara antingen flödesbaserad[1] eller samordnad NTC[2].

Foto: © Can Stock Photo / Antartis

De nordiska systemoperatörerna har föreslagit en flödesbaserad metod och menar att det är den enda vägen för att uppfylla EU-kraven. Trots upprepade förfrågningar från oss marknadsaktörer har alternativet samordnad NTC aldrig analyserats närmare, detta trots att det har visat sig möjligt att genomföra för andra regioner i Europa, som lyder under samma lagstiftning.

Som enda mottagna förslag godkände de nordiska tillsynsmyndigheterna systemoperatörernas förslag om flödesbaserad kapacitetsberäkning i juli 2018. I den godkända metoden framgår tydligt att systemoperatörerna först ska genomföra minst ett år av simuleringar och därefter ytterligare ett år av parallella körningar. Detta ska göras för att bevisa ökad samhällsnytta och tillförlitlighet med den nya metoden.

Efter det formella godkännandet verkar systemoperatörerna mena att påvisad ökad samhällsnytta inte är avgörande, utan att man bara behöver visa att metoden fungerar före den införs. I april 2020 lämnade systemoperatörerna nämligen in ett förslag på ändrad metod där kravet att utföra ett års simuleringar, samt kravet på att uppvisa effektivitet och tillförlitlighet före genomförandet, har tagits bort.

Handel mellan de nordiska budområden är en hörnsten för den nordiska elmarknadens funktion. Förslaget utgör därmed sannolikt den största förändringen av den nordiska elmarknaden sedan 1990-talet. Att den skulle genomföras utan bevisade fördelar och säkerställd robusthet gör oss djupt bekymrade.

Vi saknar en helhetssyn. Systemoperatörernas utvärdering av den föreslagna metoden har visat på relativt blygsamma vinster för samhället, dock med stor osäkerhet och utan att jämföras mot ett verkligt alternativ som måttstock. Systemoperatörerna har nästan uteslutande fokuserat på spotmarknaden och därmed helt utelämnat negativa effekter för intradagsmarknad och den finansiella marknaden. Förslaget brister i transparens samt underskattar enligt vår mening konsekvenserna av så kallade icke-intuitiva flöden. Vår farhåga är att dessa brister gömmer betydande socioekonomiska kostnader. Här följer tre exempel på potentiella problem:

1. Den flödesbaserade metoden gör det svårare att förutse priser. Icke-intuitiva flöden (det vill säga flöde från ett elområde med högre pris till ett elområde med lägre pris) är svåra att förklara för marknadsaktörerna. Med ökad osäkerhet kring prisbildningen finns en uppenbar risk att handel kan komma att flytta till bilaterala marknader med minskad likviditet på elbörserna som följd. Bristen på transparens och minskat förtroendet för en fungerande transparent elmarknad riskerar därigenom leda till högre totala kostnader för samhället.

2. Minskad öppenhet och svårigheter att förutse priser, tillsammans med icke-intuitiva flöden och risk för minskad likviditet på marknaden, kommer få en negativ spridningseffekt på marknaden för finansiella prissäkringar. Risken är att etablerade instrument för prisområdessäkringar inte erbjuder tillräcklig prissäkring och det är osäkert hur exempelvis långsiktiga överföringsrättigheter skulle kunna fungera med icke-intuitiva flöden.

3. Systemoperatörernas förslag är att först införa metoden för dagenföremarknaden och i en odefinierad framtid återkomma med ett metodförslag för intradagmarknaden. Det innebär flödesbaserad tilldelning för dagenföremarknaden enligt liggande förslag medan intradagskapaciteter fortfarande tilldelas enligt en liknande princip som idag. Vi befarar att denna kombination kommer att leda till mycket lägre tilldelning av kapacitet för handel på intradagsmarknaden. Det skulle begränsa marknadens möjlighet att effektivt hantera den ökande mängden vindkraftsproduktion genom att kunna handla näraleveranstimmen. Icke-intuitiva flöden medför dessutom anmärkningsvärda arbitragemöjligheter mellan olika marknadstidsramar, och för oss är det mycket oklart hur implementeringen av flödesbaserad kapacitetstilldelning kommer att påverka funktionaliteten på ID-marknaden.

Det krävs därför ett bredare perspektiv, utförligare simuleringar samt krav på uppvisad effektivitet innan metoden implementeras. För att säkerställa att flödesbaserad kapacitetstilldelning införs på rätt sätt och medför verkliga förbättringar bör vägen framåt vara följande:

– Den samhällsekonomiska nyttan med att flytta till flödesbaserat bör tydligt visas under en simuleringsperiod och en parallellkörningsperiod på vardera minst 12 månader.

– Värderingen av samhällsnyttan bör förutom spotmarknaden även inkludera påverkan på intradagsmarknader och den finansiella handeln, samt påverkan av förändrad transparens och förklarbarhet i marknadsresultaten.

– Regelverket kring transparensen och öppenhet i det nordiska förslaget bör vara densamma som för den centrala västeuropeiska regionen (CWE).

– Både intuitiva och icke-intuitiva versioner av den flödesbaserade metoden bör redogöras som likvärdiga alternativ i simuleringarna och under parallellkörningen.

– Påverkan av icke-intuitiva flöden på intradagsmarknaden och den finansiella marknaden bör undersökas innan den flödesbaserade modellen införs.

Om de nordiska systemoperatörerna givet detta inte kan visa att flödesbaserad kapacitetstilldelning bidrar till ökad välfärd och att nå målen för den interna europeiska energimarknaden, bör den alternativa metoden samordnad NTC utvecklas som ett verkligt alternativ.

Vi uppmanar de nordiska tillsynsmyndigheterna att inte godkänna systemoperatörernas förslag att ta bort kraven på en längre simuleringsperiod samt kravet att visa effektivitet och tillförlitlighet före metoden införs. Fördelarna med att byta till flödesbaserat, inklusive påverkan på andra marknader, bör i enlighet med ovan tydligt visas under simuleringar och parallellkörning.

Flödesbaserad kapacitetstilldelning bör fungera som verklig marknadsförbättring, annars bör den inte införas.

Sebastian Sundberg, chef för fysisk handel på Fortum
Johan Hagsten, chef för Origination på Vattenfall
Magnus Thorstensson, elmarknadsanalytiker på Energiföretagen Sverige

Fortum, Vattenfall och Energiföretagen Sverige har skickat ett brev till de nordiska reglermyndigheterna med en uppmaning att inte godkänna systemoperatörernas senaste förslag till ändring i modellen. Läs brevet här.

[1] Med en flödesbaserad metod ges överföringskapaciteten mellan elområden som en matris av ”power transfer distribution factors” (PTDF) tillsammans med återstående marginaler på dimensionerande så kallade ”Critical network elements”. Dessa kan återfinnas mellan eller inom elområden och PTDF matrisen beskriver det ömsesidiga beroendet av flöden genom olika dimensionerande delar av systemet.

[2] Med en samordnad NTC-metod ges överföringskapaciteten mellan för varje elområdesgräns ungefär som i dagens NTC-metod.