2013-12-20 Vilka stora förändringar påverkar elpriserna på sikt? Vi har nu skrivit några månadsbrev om vår tro kring elpriser, utsläppsrätter och elcertifikat. Fokus har oftast legat på kommande kvartal eller år. För att prognostisera elpriset på kort sikt tittar vi framförallt på den hydrologiska balansen (hur mycket vatten som finns i våra vattenmagasin, markvatten och snölager) samt väderprognoser. På lite längre sikt spelar bränslepriser, priset på utsläppsrätter och konjunktursignaler en större roll. Tittar vi på ännu längre sikt blir det betydligt fler, och mer osäkra, faktorer att ta hänsyn till och vi måste ha en tro kring hur marknaden kommer se ut om flera år. Alla dessa faktorer avspeglas ofta inte i terminspriserna och en bra framförhållning och insikt i vad som händer i framtiden är avgörande för att kunna prissäkra på ett bra sätt långt i förväg. Just nu står energimarknaden inför många stora förändringar som kommer få konsekvenser för elhandlare, nätägare och konsumenter. De kommer även ha stor betydelse för elpriset framöver. I detta månadsbrev ska jag försöka sammanfatta några av de avgörande händelser och beslut som diskuteras och genomförs samt beskriva några av de risker och eventuella konsekvenser för energipriserna. North-Western (NWE) Price Coupling Den snabbast kommande förändringen är NWE Price Coupling där 15 länder i Europa deltar, bl.a. Norden, Tyskland, Storbritannien, Polen och Baltikum. Det är ett priskopplingsprojekt som syftar till en gemensam prisberäkningsmodell för spotpriser och flöden mellan områden. Mer korrekta flöden och priser ska säkerställas och resurser ska utnyttjas optimalt. Så småningom ska priskopplingen även involvera södra Europa så att hela Europa får en gemensam prisberäkningsmodell enligt Christina Simón som är projektledare från SvK. NWE Price Coupling går live den 4 februari 2014. Det har inte gjorts någon analys av hur spotpriserna kan komma att förändras när priskopplingen startar men en utjämning av spotpriserna mellan områdena väntas. Historiskt har medelpriset på el i Europa legat högre än de nordiska elpriserna och en utjämning skulle alltså kunna leda till något högre priser i Norden. En direkt konsekvens av projektet blir emellertid att max- och minpriset på Nordpool spot höjs respektive sänks så att utrymmet blir större. Lägsta gränsen ökar från -200 euro till -500 euro och taket höjs från +2000 euro till +3000 euro. Dessa extrema priser inträffar mycket sällan men med den ökade volatiliteten vi ser framöver kan de inträffa oftare. Förutom skillnaden i max- och minpriser vid extrema situationer tror vi inte att medelspotpriset kommer förändras nämnvärt i och med NWE Price Coupling. Det som kan hända är att de nordiska spotpriserna blir något högre och vi skulle även kunna se en viss ökning av prisdifferensen mellan SE4 och resten av Sverige om priskopplingen mot Europa förstärks. Men det är trots allt kapacitet i kablarna mellan länderna som i slutändan avgör hur kraften flödar och utbyggnaden av kablar mellan Norden och resten av Europa kommer påverka de nordiska elpriserna i betydligt större utsträckning. Ökad andel förnybar produktion Att produktionen av förnyelsebar energi har ökat explosionsartat de senaste åren, särskilt i Tyskland, är känt för de flesta. I Tyskland finns nu över 34 000 GW installerad solkraft och över 30 000 GW installerad vindkraft (i Sverige ca 4000 MW vindkraft och drygt 9500 MW kärnkraft). En ökad produktion av energi har varit nödvändig efter nedstängningen av tyska kärnkraftverk för några år sedan och har i stor utsträckning bidragit till lägre elpriser. Det har däremot även fått andra konsekvenser. Elpriserna i Tyskland har blivit mycket mer volatila vilket visas i grafen på nästa sida. Detta på grund av överproduktion under soliga och blåsiga dagar och underproduktion med stora importkrav andra dagar. Den ökande andelen förnybar produktion har också lett till betydligt färre produktionstimmar för reglerbar baskraft som har slagits ut och bidragit till ytterligare volatilitet i priserna och till och med ökat risken för effektbrist vid kalla och vindstilla vinterdagar. 1 70 60 50 40 SPOT 30 SPOTSE4 LPX 20 10 -56 euro/MWh 0 I Norden har vi klarat oss bättre men med en ökad koppling till kontinenten kommer vi påverkas i allt större utsträckning. Vi ser framför oss en ökad volatilitet av våra nordiska elpriser men vi har dock vår reglerbara vattenkraft som motverkar samma spridning som vi ser i Tyskland (här ser vi dock ett potentiellt hot i och med de vattendomar som ska omprövas som kan leda till en minskad vattenkraftproduktion i Norden). Den kraftigt ökande andelen förnybar energi i systemet får många konsekvenser och skapar en helt ny marknadssituation. Jag kan inte gå in på alla delar i detta månadsbrev men läs gärna vidare i Svensk Energis skrift ”Vad väntar egentligen runt hörnet”. Med rätt politiska stöd och åtgärder från branschens sida kan dock den förnybara kraften bidra till lägre (om än mer volatila) energipriser framöver. Nedstängning av kärnkraftverk samt annan baskraft i Europa Under de närmaste åren kommer många av Europas kol- och gaskraftverk att stängas ner, dels p.g.a. ”pension” och dels p.g.a. låga energipriser och inte tillräckligt många produktionstimmar. Enligt Montel hade tyska aktörer i november i år ansökt om att stänga kraftverk med en total installerad effekt på drygt 6,9 GW (ansökan ska lämnas in senast ett år innan stängning). Däremot är det också enligt Thomson Reuters Point Carbon flertalet aktörer som ansökt om att starta upp kolkraftverk under 2014 och den siffran uppgår också till ca 6 GW. Det är framförallt gaskraftverken som har det svårt att gå ihop då marginalkostnaden är för hög jämfört med elpriserna och antalet timmar de går är för få. Däremot ska ytterligare 1,3 GW kärnkraft stängas ner under 2015-17 och sedan ytterligare 2,7 GW under 2018-2021 och de sista 4 GW under 2022. Som en liten historik så stängde Tyskland ner hela 8,4 GW under 2011, efter Fukushima olyckan. Nedstängningen av de resterande verken bör från 2015 få en påverkan på de tyska elpriserna, framförallt om övrig baskraft fortsätter att stänga ner eller läggas i malpåse. Det kommer påverka priserna upp samt till att bli än mer volatila, bl.a. genom att gaskraftverken åter kan behöva producera flera timmar med en (med nuvarande bränslepriser i alla fall) betydligt högre marginalkostnad under dessa höglasttimmar. I Finland väntas, enligt de senaste planerna, det nya kärnkraftverket Olkiluoto 3 komma igång under 2016 vilken får en direkt påverkan på det nordiska elpriset. 2 Kapacitetsmarknaders framväxt i Europa Som nämndes i förra stycket så har den ökade vind- och solkraften i Europa lett till en minskad andel reglerbar baskraft i energisystemet. De får gå så få timmar att de helt enkelt inte är lönsamma längre. Däremot så behövs de. Sol- och vindkraften räcker inte till de timmar som det är molnigt och vindstilla. Detta har lett till att många länder, däribland Storbritannien och Tyskland, går mot en kapacitetsmarknad där producenter får betalt för att hålla kapacitet tillgänglig. Det är svårt att säga hur en förändring mot kapacitetsmarknader kommer påverka elpriserna men bl.a. Sweco har gjort en analys av detta. De säger att införande av kapacitetsmarknader kommer få till följd att elpriserna blir lägre än de annars skulle ha blivit (pga att mer produktion finns tillgänglig). Det händer inte så mycket med de låga nivåerna men däremot får man mer sällan riktigt höga pristoppar menar Johan Linnarsson som är senior konsult på Sweco*. Analysen visar att kapacitetsmarknader på kontinenten kan sänka elpriset med 8-14 euro/MWh och spilla över på de nordiska elpriserna med ca 3-5 euro/MWh. *=Enligt Kraft-Affärer nr 22/13 Politiska åtgärder till följd av hotet om klimatförändringar Som ett led i att minska utsläppen av växthusgaser införde EU år 2005 handel med utsläppsrätter (EU ETS). Då kraftsektorn måste köpa utsläppsrätter för sina CO2 utsläpp ökar marginalkostnaden för elproduktion med kol och gas med priset på utsläppsrätter. Därmed påverkas även elpriset i stor utsträckning av priset på utsläppsrätter. Generellt säger man att en förändring med 1 euro/ton i EUA priset påverkar det nordiska elpriset med ca 0,7-0,8 euro/MWh. Det senaste året har priset på utsläppsrätter varit mycket lågt pga ett stort överutbud av utsläppsrätter på marknaden. Detta, tillsammans med det låga kolpriset, har hållit nere marginalkostnaden för elproduktion med kol. Nu stundar emellertid nya politiska diskussion till följd av klimathotet och i december 2015 ska enligt planerna ett nytt globalt klimatavtal skrivas under. Det är mycket som måste göras för att hindra en temperaturhöjning som med nuvarande åtgärder är på väg mot + 3,6 grader! Den 22 januari ska EU kommission presentera ett förslag till mål och åtgärder för EU fram till 2030 vilket kan få betydande konsekvenser för EU ETS och priserna på utsläppsrätter. En åtstramning av antal tilldelade utsläppsrätter i nästa handelsperiod som startar år 2020 får följder för priserna redan tidigare då utsläppsrätterna går att föra mellan perioderna. Det är en lång beslutsprocess och troligen kommer inte slutgiltigt beslut att vara klart förrän efter det globala klimatavtalet år 2015 är påskrivet. När beslut närmar sig kommer vi dock mycket väl att kunna få priset på utsläppsrätter som återigen närmar sig 20 euro/MWh där vi tidigare legat. En sådan höjning skulle alltså kunna påverka det nordiska elpriset med ca 10-12 euro/ MWh vid de tillfällen då marginalkostnaden på kol är prissättande. Det krävs dock ännu högre priser för att nå det politiska målet med handelssystemet, att ge incitament till t.ex. CCS (CO2 storage) och andra tekniker för minskade utsläpp av CO2. 3 Skiffergasens framfart Så har vi den snabba utvecklingen av skiffergasutvinning i framförallt USA som kraftigt har förändrat energisituationen där. USA har gått från att vara nettoimportör till att bli helt självförsörjande och till och med nettoexportör av gas. Flera hamnar och fartyg håller nu på att byggas om för att kunna transportera ut flytande naturgas (LNG) från USA till Asien och till viss del till Europa. USAs minskade import har redan lett till en ökad global tillgång på kol, gas och olja och dessutom till en stor spridning av bränslepriser mellan USA och Europa. Gaspriserna är idag ca 3 ggr högre i Europa än i USA och elpriserna i USA ligger drygt 2 ggr under de europeiska enligt Dr. Fatih Birol, ansvarig för World Energy Outlook 2013. Han menade dock att detta inte betyder att vi kommer att få se kraftigt fallande gaspriser i Europa. Även om exporten av LNG kommer öka från USA till Europa så är omkostnaderna för frakten så pass stora att prisskillnaden när gasen väl är framme inte är så stor mot dagens pris på naturgas i Europa. Däremot leder en ökad export till t.ex. Asien att efterfrågan av övrig olja och gas minskar globalt och därmed får en dämpande prispåverkan på både kol, gas och olja överlag. Sammanfattning—vad tyder på högre respektive lägre priser framöver? Så om vi bara tittar prismässigt, vad har vi då för faktorer på upp- och nedsidan framöver? Bidrar till lägre priser     Ökad produktion av förnybar el i Norden och resten av Europa Kapacitetsmarknader med ökad tillgänglig kapacitet som följd Ny kärnkraft Finland från 2016(?) Skiffergasens framväxt i USA får en viss påverkan även på Europa genom lägre globala bränslepriser Bidrar till högre priser      NWE Price Coupling träder i kraft redan nästa år och kan få viss men troligen begränsad påverkan på spotpriserna och områdespriserna i Norden. Eventuell nedstängning av vattenkraftverk efter omprövning av vattendomar kan få stor betydelse för de nordiska kraftpriserna och möjligheten att reglera. På DI Energi talades om att 10 % nedstängning av nordisk vattenkraftproduktion är fullt realistiskt. Nya globala miljömål samt nya mål för EU ETS kan få stor betydelse för spot och terminspriser i Europa och Norden. I januari 2014 presenteras EU kommissionens första förslag och 2015 ska ett globalt klimatavtal skrivas under. Nedstängning av resterande kärnkraftverk i Tyskland under 2015-22 bör bidra till högre elpriser, bl.a. för att gaskraftverk med högre marginalkostnad behöver köras oftare. Med en kapacitetsmarknad minskar dock denna effekt. Införandet av en elhandlarcentrisk modell i Norden påverkar mest elpriset mot slutkund genom högre kostnader för elhandlarbolaget men bör inte direkt ha en påverkan på det nordiska spotpriset. Det finns många prisprognoser för kommande år och de flesta landar på ett elpris under 2020 på mellan €35-40/MWh och något lägre elpriser fram till dess. Marknadspriserna på nordiska terminer ligger ännu lägre, mellan ca €32/MWh år 2014 till ca €34/ MWh år 2020. I terminspriserna är nedstängningen av de tyska kärnkraftverken till stor del medräknat och även det finska nya verket från 2016. Även en ökad produktion från förnybar el är till viss del medräknat även om det är oklart hur mycket. Det som dock inte finns med i prognoserna är en eventuell justering av priset på utsläppsrätter. Mycket pekar dock på att åtgärder kommer träda i kraft i och med nya EU mål till 2030 samt det globala klimatavtalet vilket bör kunna leda till en ordentlig uppsida på elpriserna. En eventuell nedstängning av vattenkraften i Norden är troligen heller inte medräknad i terminspriserna. På nedsidan kan nämnas att de flesta prognoser utgår från dagens marknadspriser på kol och gas och där kan mycket hända framöver men ganska lite tyder just nu på högre priser de närmaste åren i alla fall. Även kapacitetsmarknaders inverkan på elpriset kan komma att ha en dämpande effekt på priserna framöver. Slutgiltigt skulle jag vilja säga att uppsidan är större än nedsidan på längre sikt. Priserna kan absolut komma att gå ner något men de osäkerheter vi ser på uppsidan bör kunna få en betydligt större påverkan på priserna. 4 Pris årstermin* €/MWh Kommentar 2014 31,85 2015 32,60 2016 31,65 Här kommer Olkiluoto 3 in 2017 31,55 2018 32,70 2019 34,50 2020 34,85 2021-23 39,16 Här stängs ca 4 GW kärnkraft ned i Tyskland *2013-12-20 ca kl. 10.45 Kontakta mig gärna för frågor eller kommentarer! Författare: Mia Bodin [email protected] 072-710 98 68 5