Vad händer på elmarknaden och vad är det som pratas om i media?

De höga elpriserna har senaste tiden varit ett samtalsämne i många sammanhang samt i media.

Den europeiska timbaserade spotmarknaden för el fungerar enligt marginalprissättningsmodellen, vilket betyder att det är kostnaden för den dyraste produktionskällan som aktiveras under timmen som sätter priset den timmen. Spothandeln av el utförs för ett dygn i gången, dagen innan dygnet i fråga. Utgående från de prisberoende volymer som marknadsaktörerna aviserar att de vill sälja och köpa till beräknas för varje timme det pris där produktions- och förbrukningsvolymerna möts (är lika stora). Mellan länder och områden där överföringskapaciteten är tillräcklig är elpriset det samma, men om överföringen når maximal kapacitet kommer priset att skilja sig åt, då det är olika produktionskällors produktionskostnader som kommer att avgöra priset i de olika områdena.

Produktionskostnaderna för elen i olika typer av anläggningar skiljer sig åt mycket. Till exempel är de rörliga produktionskostnaderna för vindkraft och vattenkraft relativt låga, medan det är dyrt att producera el i anläggningar där man förbränner fossila bränslen. En stor kostnad i dessa anläggningar består i inköpen av bränsle, och i tillägg får man betala för de utsläppsrätter som behövs på grund av förbränningen enligt klimatmålen på EU-nivå.

Norden har hamnat i ett läge där framför allt det höga tyska elpriset genom överföringsförbindelserna speglas i de nordiska priserna. I Tyskland som senaste åren har stängt ner både kärnkraftverk och kolkraftverk är det inte sällan i nuläget gaskondenskraftverk som sätter elens pris. Gasens prisnivå har stigit mångfaldigt efter att Ryssland inledde krigsföringen i Ukraina och de politiska följderna detta har i Europa. Underskottet (jämfört med normalt) i den hydrologiska balansen (som direkt speglar vattenkraftens produktionskapacitet) i Norden förstärker ytterligare prisnivån.

För Finlands del sker också ofta prishöjning på grund av sammankoppling med de baltiska länderna, men det finska priset kan tidvis också vara mycket lågt, speciellt i de perioder då vindkraften producerar mycket. Finland importerar inte längre el från Ryssland, men Olkiluoto 3 i drift kompenserar för detta. Tillgängligheten på övrig kärnkraft både i Norden och Europa spelar också en viktig roll i prisbilden.

På EU-nivå förs diskussioner om vad man kan göra för att underlätta situationer så att konsumenterna kan klara vintern, men också för att Europa ska behålla sin konkurrenskraft på längre sikt. Inga konkreta åtgärder har ännu kommit, men på nationell nivå har regeringen i Finland bland annat beslutat att bland annat sänka mervärdesskatten på el under perioden december 2022 till april 2023.

Ett fastprisavtal innebär att elhandelsföretaget tar en risk

Förutom spotmarknaderna finns också handelsplatser för handel av finansiella elkontrakt, så kallade elderivat. Att köpa eller sälja el finansiellt kan liknas vid en vanlig aktiehandel. Den finansiella elhandeln har dock en specifik leveransperiod som t.ex. kan vara en månad, ett kvartal eller ett år (såsom september 2022, Q3 2022 eller året 2022). Värdet av handeln avräknas slutgiltigt mot medelspotpriset (därav namnet derivat) för samma period. Någon fysisk leverans av el sker aldrig på basen av dessa avtal, utan de har enbart en finansiell avräkning. Handeln på börsen utförs i hela MW (megawatt), och den minsta handeln man kan göra är 1 MW. Är det en månadsprodukt så blir volymen antalet dagar i månaden multiplicerat med antalet timmar per dygn och effekten, t.ex. för september så ger en affär på 1 MW volymen: 30 dagar x 24 h/dag x 1 MW = 720 MWh. Handlar man 1 MW av en årsprodukt blir istället volymen: 365 dagar x 24 h/dag x 1 MW = 8760 MWh. De finansiella produkterna är dessutom uppdelade och består dels av produkter för det så kallade systempriset (medelpriset i Norden ifall inga fysiska överföringsbegränsningar fanns i elnätet) och områdesdifferenser, så att varje elområde har ett kontrakt för differensen jämfört med systempriset. Denna modell har historiskt fungerat ganska bra, då systemkontrakten kan handlas av alla nordiska parter (samt i någon mån även av oberoende spekulatörer), vilket ökar likviditeten. Områdeskontrakten omsätts mindre, men finns oftast tillgängliga åtminstone som bilaterala avtal mellan aktörer utanför börsen.

Om man köper el finansiellt till ett visst pris och spotpriset sedan levereras högre kommer man att få tillbaka mellanskillnaden för den volym man handlat. Levereras spotpriset i stället under det finansiella kontraktets pris blir man tvungen att betala mellanskillnaden. För en elförsäljare som Herrfors innebär den finansiella handeln att man på förhand vet vad inköpspriset för elen kommer att vara, under den förutsättning att man fysiskt på spotbörsen faktiskt handlar samma volym som man finansiellt säkrat, och dessutom kan fakturera sina kunder det pris man har i sina finansiella kontrakt. I praktiken är det i princip omöjligt att fullt ut matcha de finansiella och de fysiska volymerna, då den finansiella handeln i huvudsak erbjuder produkter som har samma volym under varje timme hela perioden. T.ex. 1 MW handel för september 2022 innebär 1 MW under varje timme i september. Det fysiska behovet av el ser dock sällan ut så, utan har en dygnsprofil där det normalt används mera el dagtid och mindre el nattetid. Framför allt under vinterhalvåret kan det också vara stora skillnader mellan dygnen, beroende på att olika utomhustemperaturer leder till olika uppvärmningsbehov. För en elförsäljare som vill sälja el genom fastprisavtal till kunder, är den finansiella marknaden ett bra sätt att säkra sig mot att göra direkta förluster på elhandelsavtalen. Dock är minimigränsen för handel på börsen 1 MW och enstaka privatkunders förbrukning är mångfalt mindre. Egentligen är det bara större förbrukare i form av industrier, stora företag eller olika typer av sammanslagningar som kommer upp i dessa volymer. Det finns också en risk för elhandelsföretaget ifall priset på spotmarknaden är lägre än i det finansiella kontraktet man gjort och det fysiska behovet av el är lägre än den finansiella kontraktsvolymen. Det innebär att man är tvungen att betala mellanskillnaden, men inte kan fakturera kunderna samma summa, eftersom deras volym är mindre och deras pris är låst. Samtidigt är det förstås en ännu större risk att erbjuda ett fastprisavtal utan att ha någon form av bakomliggande säkerhet.

Också elproducenter har incitament att låsa elpriset

Ser man i stället på situationen från elproducenternas sida så kan man med hjälp av den finansiella marknaden jämna ut sitt resultat från stora svängningar, samt säkra en vinst mot den produktionskostnad man har för sina anläggningar. En förutsättning för att kunna sälja finansiellt är förstås att det på börsen finns en köpare som är villig att betala säljarens pris för volymen (och tvärtom). Risken med att sälja el finansiellt är liknande som för att köpa el finansiellt. Så länge volymerna finansiellt och fysiskt motsvarar varandra vet man vilket pris man får för sin produktion. Skulle det dock vara så att man sålt el finansiellt, och spotpriset sedan levereras till ett högre pris än detta så måste man betala mellanskillnaden. Skulle det vara så att produktionsanläggningen blir otillgänglig (t.ex. att den oplanerat behöver stoppas för reparation) så har man ingen el att sälja fysiskt (dvs ingen intäkt från spotmarknaden), men man måste ändå betala mellanskillnaden mellan priset på den finansiella och den fysiska handeln, vilket kan innebära ett direkt förlustresultat.

För att hantera dessa risker så kräver också handelsplatsen (börsen) att man kan säkerställa sin betalförmåga i de fall man skulle göra minusresultat på den finansiella handeln. Tidigare kunde detta ske med hjälp av bankgarantier, men sedan flera år tillbaka krävs på EU-nivå att man har täckning på ett konto för att kunna ersätta de förluster som kan uppstå av den finansiella handeln. Skiljer prisnivån mycket mellan den finansiella handel man utfört och det nuvarande handelspriset för samma produkt (vilket kan anses motsvara marknadens nuvarande förväntan på vad spotpriset på den fysiska marknaden kommer att bli för samma period) kan dessa säkerhetskrav vara stora. Detta är också en av frågorna som figurerat i media senaste tiden och där staten nu förväntas erbjuda tillfälliga lån.

Elproducenter kan ha flera ben att stå på men behöver vara beredda på förändringar

Vilka produkter och avtal som elhandelsbolag har möjlighet att erbjuda sina kunder kan skilja stort beroende på elhandelsbolagets struktur. Ett bolag som inte har någon egen elproduktion måste köpa in elen för sina kunder på spotmarknaden. Denna handel kan kompletteras av finansiell handel på börsen eller genom bilaterala avtal med andra aktörer. Riskerna är dock stora förutom i inköpspriset också i den faktor att man i huvudsak kan fakturera sina kunder först en eller flera månader i efterskott, dvs långt efter att man själv har varit tvungen att köpa in elen. För ett elhandelsbolag som också har produktion, har man oftare ett lite stabilare kassaflöde, och vinsten från produktionsanläggningarna kan i någon mån användas för att täcka upp eventuella elförsäljningsförluster. Förstås behöver man ta hänsyn till produktionsanläggningarnas kostnader och de intäktsbortfall som driftstörningar kan innebära, och också till säkerhetskraven som ställs av marknadsplatserna i form av täckning på konto. Huvudsyftet med marginalprissättning på spotmarknaden är att optimera så att de för tillfället billigaste produktionsresurserna nyttjas optimalt, men också att vinsten som uppstår från anläggningar med lägre produktionskostnader ska kunna nyttjas för investeringar i nya anläggningar för att öka utbudet och på sikt ersätta dyrare produktionsresurser på marknaden. En eventuell långsiktig subvention av konsumentpriser med produktionsresurser hindrar också investeringar, och att konsumentpriserna skulle gå ned som en följd av dessa investeringar. Många kommunala elbolag betalar också normalt dividender till sina ägare, och eventuell utebliven sådan innebär förstås att kommunen måste spara eller hitta medel på andra sätt.

Utöver dessa risker är EUs klimat- och energipolitik i många fall oförutsägbar, och kan innebära att man får göra pareringar och ta nya beslut för att anpassa sig så bra som möjligt till det nya läget. Det gör det också svårare att t.ex. värdera investeringar.

Vilka kostnader man som slutförbrukare av elen får beror förstås på vilken typ av elhandelsavtal man har, men också av hur mycket man förbrukar och när. Har man ett fastprisavtal så är man inte direkt exponerad med spotpriserna, men också genom att styra sin förbrukning i dessa fall kan man hjälpa systemet.  Kortsiktigt kan man hjälpa kunder med spotavtal och långsiktigt sig själv till ett lägre elpris då det kan behövas mindre av de dyrare produktionsresurserna.

Spotpriset kan följas t.ex. i Herrfors egen app ”Herrfors 24/7” eller på Nord Pools hemsida. Fingrids översikt över kraftsystemet innehåller också bra information om kraftbalansen i realtid. Vilka finansiella produkter man kan handla och till vilka prisnivåer kan man t.ex. se på Nasdaq OMX Commodities hemsida.