Elmarkedet i Danmark 9. januar 2013 MSO 1. Indledning... 2 1.1 Det danske elsystem... 2 1.2 Vejen fra producent til forbruger... 3 1.3 Balanceansvar og planer... 4 2. Engrosmarkedet... 6 2.1 Et marked for el... 6 2.2 Engrosmarkedets faser... 7 3. Handel med el på Nord Pool Spot... 8 3.1 Day-ahead markedet... 8 3.1.1 Handel på day-ahead markedet... 8 3.1.2 Prisområder og flaskehalse... 9 3.1.3 Day-ahead markedskobling... 11 3.2 Intraday markedet... 13 3.2.1 Handel på intraday markedet... 13 3.2.2 Intraday markedskobling... 14 4. Balanceafregning... 14 5. Forward-markedet finansiel prissikring... 16 5.1 Prissikring mod systemprisen... 17 5.1.1 Futures... 17 5.1.2 Forwards... 18 5.2 Prissikring mod områdeprisen Contracts for Difference... 18 5.3 Put and call options... 19 5.4 Fysiske transmissionrettigheder... 20 Dok. 9258-13, Sag 13/208 1/20
1. Indledning Dette notat beskriver det danske engrosmarked for elektricitet. Over de følgende afsnit gives en introduktion til elmarkedets produkter, handelsplatforme og funktionsmåde. For konkrete markedsregler og tekniske krav til produktionsanlæg henvises til markedsforskrifterne for elmarkedet. 1.1 Det danske elsystem Det danske transmissionsnet leverer el til mere end fem millioner husstande og virksomheder. Hver dag passerer elektricitet fra blandt andet vindmøller, kraftværker og solceller gennem transmissionsnettets mere end 4000 km ledninger. Nettet er opdelt i det nationale 400 kv net og de regionale net på 150/132 kv, der begge ejes og drives af Energinet.dk. Figur 1.1. Det danske transmissionsnet i 2012. Kilde: Energinet.dk I praksis består det danske elsystem i dag af to sammenkoblede synkronområder, Vestdanmark (DK1) og Østdanmark (DK2), adskilt af Storebælt. De to synkronområder er teknisk sammenpasset med henholdsvis Norden og Kontinental Europa og var indtil for få år siden ikke forbundne. Frem til slutningen af 1990erne var den øst- og vestdanske produktions- og omkostningsstruktur stort set ens og behovet for en sammenkobling af systemerne begrænset. Med udbygningen af vindenergi og decentral kraftvarme har dette forhold ændret sig og i august 2010 satte Energinet.dk en fast jævnstrømsforbindelse over Storebælt i drift. Dok. 9258-13, Sag 13/208 2/20
Ligesom det nationale transmissionsnet i Øst- og Vestdanmark er sammenkoblet gennem storebæltsforbindelsen, er det danske elnet fysisk integreret med vores nabolande gennem fem el-forbindelser til udlandet. Forbindelserne, der går til Sverige, Norge og Tyskland, opereres i fællesskab af Energinet.dk og de pågældende nabolandes systemoperatører. 1.2 Vejen fra producent til forbruger Den fysiske transport af elektricitet i transmissionsnettet er dog kun et aspekt af mange i elektricitetens vej fra producent til forbruger. Tidligere var hele elsektoren vertikalt integreret i lokale selskaber, der stod for alt fra produktion til distribution. Som følge af de seneste års liberaliseringer af elsektoren er værdikæden nu brudt op og en række nye aktører konkurrerer på elmarkedet. En helt almindelig elregning giver et godt billede af de led, elektriciteten passerer igennem, og de aktører, der er indblandet. Tabel 1.2. Eksempel på elregning til slutkunde Herover ses en typisk regning for en privat el-forbruger, en såkaldt slutkunde. Slutkunden kan være enten en privat husholdning eller en erhvervsmæssig aftager. Som den endelige forbruger af den producerede el, betaler slutkunden (foruden en række statslige afgifter) til to aktører en netvirksomhed og en elleverandør. Netvirksomheden i dette tilfælde Energi Fyn City Net - ejer, driver og vedligeholder distributionsnettet i et geografisk afgrænset område. Som ejere af distributionsnettet har netvirksomhederne ansvaret for at levere forbrugsmålinger til Dok. 9258-13, Sag 13/208 3/20
alle aktører, det vil sige at netvirksomheden måler slutkundens forbrug og indberetter det til el-leverandøren. Slutkunden modtager en regning fra netvirksomheden for brug af transmissions- og distributionsnettet det, der på regningen anføres som transportbetaling. Efterfølgende afregner netvirksomheden den overliggende transportbetaling og PSOen med den systemansvarlige virksomhed, Energinet.dk. El-leverandøren i dette tilfælde Energi Fyn Handel - køber el på engrosmarkedet fra producenter eller el-handlere oftest gennem den fællesnordiske elbørs Nord Pool Spot. Herefter handler el-leverandøren den til slutkunderne på detailmarkedet. På regningen fremgår detailmarkedsprisen under overskriften Betaling for el. Denne pris - 33,40 øre - er kundens rene elpris. Siden 1. januar 2003 har slutkunderne haft ret til selv at vælge leverandør. Kunder, der ikke ønsker at gøre brug af det frie leverandørvalg, forsynes af den forsyningspligtige virksomhed i deres område. Danmark er geografisk opdelt i en række forsyningsområder, indenfor hvilke en konkret el-leverandør har forsyningspligten. Med rollen som forsyningspligtig virksomhed er leverandøren forpligtet til at sælge el til slutkunderne i området. 1.3 Balanceansvar og planer I ethvert elsystem er det desuden nødvendigt med en aktør, der har ansvar for den overordnede stabilitet i nettet hvilket vil sige, at både import og eksport, samt frekvens og spænding, skal holde sig indenfor aftalte grænser. Denne aktør kaldes den systemansvarlige virksomhed, og i Danmark varetages denne rolle af Energinet.dk. Energinet.dk er ejet af Klima-, Energi- og Bygningsministeriet og er underlagt tilsyn af Energitilsynet. For at sikre, at balancen mellem køb og salg af el konstant opretholdes, har udvalgte aktører på elmarkedet status som balanceansvarlige. Al produktion, forbrug og handel med el skal være tilknyttet en balanceansvarlig aktør. I praksis kan denne rolle overdrages til andre balanceansvarlige aktører. Hvis eksempelvis el-leverandøren ikke selv er balanceansvarlig, garanteres balancen gennem en aftale om indkøb med en balanceansvarlig markedsaktør. Nedenstående figur 1.2 illustrerer elmarkedets aktører og forbindelserne imellem dem. Dok. 9258-13, Sag 13/208 4/20
Figur 1.2. Aktørerne på elmarkedet Kilde: Energinet.dk De balanceansvarlige aktører anmelder deres forventede aktivitet til Energinet.dk ved indsendelse af forskellige planer. Senest kl. 15.00 dagen inden driftsdøgnet indsender de balanceansvarlige aktører en såkaldt aktørplan til Energinet.dk med en samling af såkaldte timeenergier en opgørelse over købte og solgte MW pr. time - for det kommende døgn. Denne plan kan justeres frem til 45 minutter før driftstimen, hvorefter den er bindende for aktøren. Der er dog ikke krav om at aktørerne skal være i balance hverken i aktørplanen eller i selve produktionen og forbruget i driftstimen. Ubalancer i planen og afvigelser fra planen i driftstimen afregnes efterfølgende i balancemarkedet som beskrevet i kapitel 5. I aktørplanen indgår udover time-energierne også handelsplaner. Handelsplanerne angiver selve udvekslingen af el mellem to balanceansvarlige aktører. De aktører, der har produktionsbalanceansvar, skal desuden indsende en køreplan, der angiver produktionen opdelt i 5-minutters intervaller over det kommende døgn. Køreplanen skal indsendes senest kl. 17.00 inden driftsdøgnet. Planerne er et vigtigt værktøj for Energinet.dk fordi de hjælper med at forudse ubalancer i systemet før de opstår og danner grundlag for vurderingen af behovet for systemstabiliserende tiltag. Dok. 9258-13, Sag 13/208 5/20
2. Engrosmarkedet Den danske elsektor beskæftiger aktører i alle led af værdikæden, lige fra udvinding og produktion, over transmission og handel, til distribution og detailsalg. Liberaliseringen af elsektoren indførte konkurrence mellem producenter og leverandører. Disse aktører handler sammen på engrosmarkedet. På grund af sin status som naturligt monopol er transmissionsnettet ikke konkurrenceudsat. Transmissionsnettet ejes derfor af staten gennem Energinet.dk. Fordi transmissionsnettet udgør den fysiske platform for engroshandelen med el det er via transmissionsnettet at køber og sælger udveksler el - er det Energinet.dk, der sætter rammerne for denne handel. Figur 2.1. Engrosmarkedets placering i værdikæden 2.1 Et marked for el El har to særlige egenskaber som adskiller sig fra de fleste andre varer. For det første kan el, selvom det er teknisk muligt, ikke i dag lagres på økonomisk rentabel vis. Derfor skal el forbruges, så snart den er produceret. For det andet har el ingen kvalitativ differentiering. I nettet kan man derfor ikke skelne mellem el produceret af forskellige kilder, eksempelvis el fra kulkraftværker og fra vindmøller. Når el fødes ind i transmissionsnettet sammenblandes produktion fra alle kilder. Disse egenskaber har flere konsekvenser for indretningen af elmarkedet. En er at alle udbydere og aftagere gennem elnettet er koblet til én, fælles pulje af el. En anden er, at når el-leverandøren køber en bestemt mængde el, forpligter han sig til at forbruge den mængde i leveringsøjeblikket. På samme måde sælger producenter ikke alene en bestemt mængde el, han forpligter sig også til at føde den ind i nettet på et bestemt tidspunkt. Fordelene ved at have et markedsbaseret elsystem er mange. For det første sikrer markedet pristransparens og sørger for at el hele tiden produceres af de enheder, der har de laveste produktionsomkostninger. For det andet forbedrer markedet håndteringen af transmissionskapaciteten. På det nordiske elmarked Dok. 9258-13, Sag 13/208 6/20
allokeres transmissionskapaciteten i hovedreglen implicit, det vil sige sammen med elektriciteten, med undtagelsen af kapaciteten på den dansk-tyske grænse, der allokeres eksplicit, det vil sige uden selve elektriciteten. For det tredje sikrer markedet at el flyder fra lav- til højprisområder. Markedsmekanismen sikrer en effektiv udnyttelse af produktionen ved at el i hovedreglen flyder fra lavprisområder til højprisområder. 2.2 Engrosmarkedets faser Aktiviteten i engrosmarkedet kan grovkornet opdeles i fire faser. Frem til dagen før driftsdøgnet: Fra måneder og år før driftsdøgnet og frem til dagen før driftsdøgnet er der aktivitet i forwardmarkedet. På NASDAQ OMX kan markedsaktørerne købe finansielle produkter, der prissikrer den fremtidige dayahead pris på el. Desuden handles fysisk transmissionskapacitet på den jysktyske forbindelse gennem års- og månedsauktioner. Disse markeder er beskrevet nærmere i kapitel 5. Dagen før driftsdøgnet: På selve dagen før driftsdøgnet foregår handlen på dayahead markedet - i Norden kendt som spotmarkedet. Dette marked er nærmere beskrevet i kapitel 3. Kl. 15.30 efter spotmarkeder er lukket - indsender de balanceansvarlige aktører bindende aktørplaner for forbrug, produktion og handel for det efterfølgende døgn. Aktørplanerne godkendes efterfølgende af Energinet.dk, men kan ændres frem til en time før driftstimen gennem handler på intraday markedet eller ved bilaterale handler mellem to aktører. Frem til driftsøjeblikket: I denne fase kan aktørerne handle sig i balance på Nord Pool Spots intraday marked. Intraday markedet er åbent fra kl. 14.00 og frem til en time før driftstimen. Dette marked er nærmere beskrevet i kapitel 3. Herefter ligger ansvaret for at balancere systemet alene hos systemoperatøren, som gennem en række systemydelser kan tilpasse produktionen. Balancen opretholdes blandt andet ved at Energinet.dk køber el (opregulering) eller sælger el (nedregulering) på regulerkraftmarkedet. Samtidig stabiliseres frekvensen i nettet af de automatiske reserver i selve driftsøjeblikket. Markedet for systemydelser er ikke beskrevet i dette notat. Dagen efter driftsdøgnet: Efter driftsdøgnets afslutning indsamles målinger af reelt forbrug og produktion og sammenholdes med aktørplanerne. Herefter afregnes ubalancerne mellem planlagt produktion/forbrug og de reelle mængder i det, der kaldes balancemarkedet. Dette marked er beskrevet i kapitel 4. Dok. 9258-13, Sag 13/208 7/20
3. Handel med el på Nord Pool Spot Handel med el kan i udgangspunktet foregå enten bilateralt mellem to parter eller på en elbørs. I Norden har vi et integreret nordisk marked med en fælles elbørs Nord Pool Spot med hovedsæde i Oslo, Norge. På Nord Pool Spot handles el og overførselskapacitet mellem aktører i Danmark, Sverige, Norge, Finland, Estland og Litauen i en samlet pakke og købs- og salgsbud fra producenter og forbrugere i hele Norden matches centralt. Nord Pool Spot tilbyder to handelspladser for fysisk elhandel day-ahead markedet (Elspot) og intraday markedet (Elbas). 3.1 Day-ahead markedet El-leverandører og producenter handler i day-ahead markedet for at dække produktion og forbrug for det følgende døgn. Day-ahead markedet er det største af Nord Pool Spots markeder og mere end 70 procent af det samlede elforbrug i Norden handles her. 3.1.1 Handel på day-ahead markedet Handel på Nord Pool Spots spotmarked sker efter en fast tidsplan. Inden kl. 10.00 dagen inden driftsdøgnet oplyser de nordiske systemansvarlige virksomheder, i Danmark Energinet.dk, hvor meget kapacitet på forbindelserne mellem prisområderne, der er til rådighed for spotmarkedet for det næste døgn. Senest kl. 12.00 indmelder el-leverandører og producenter købs- og salgsbud på mængde og pris til Nord Pool Spot og markedet lukker derefter for yderligere handel. Buddene kan indmeldes på timebasis eller som blokbud over flere timer. Et timebud angiver mængde og pris for en konkret time i driftsdøgnet. Et blokbud angiver mængde og pris for mindst tre sammenhængende timer. Blokbud accepteres enten i sin helhed eller slet ikke. For at blokbud kan accepteres skal et af følgende kriterier være opfyldt. For en salgsblok skal salgsprisen være lavere end den gennemsnitlige elspotpris for de pågældende timer og for en købsblok skal købsprisen være højere end den gennemsnitlige elspotpris for de pågældende timer. Blokbud er særligt anvendelige for anlæg hvor høje opstartsomkostninger gør det urentabelt at producere i få timer ad gangen. Senest kl. 13.00 matcher Nord Pool Spot alle købs- og salgsbud under hensyn til de begrænsninger der er i elnettet. På denne måde udregnes 24 timepriser for hele Norden gennem en fælles prisberegningsalgoritme. Når udbud og efterspørgsel er matchet, offentliggøres priserne og aktørerne informeres om, hvilke mængder de har handlet. De balanceansvarlige indsender derefter aktørplanerne til den systemansvarlige aktør, Energinet.dk. Dok. 9258-13, Sag 13/208 8/20
I udgangspunktet gennemføres alle handler til samme markedspris den såkaldte systempris illustreret i figur 3.1. Prisen svarer til det sidst aktiverede bud i markedet marginalprisen for el på det samlede, nordiske marked. Men på grund af flaskehalse i det nordiske system opererer day-ahead markedet med en række prisområder, mellem hvilke priserne kan variere. Nord Pool Spot har dog fastsat et loft og en bund for priserne på markedet. Priser lavere end 200EUR/MWh eller højere end 2000 EUR/MWh accepteres ikke. Figur 3.1. Prisdannelse på day-ahead markedet Kilde: Nord Pool Spot 3.1.2 Prisområder og flaskehalse Selvom det nordiske område udgør ét samlet elmarked med en fælles elbørs er elpriserne ofte forskellige i eksempelvis Norge og Danmark eller på Sjælland og i Jylland. Normalt udjævnes prisforskelle automatisk i elmarkedet ved at elektriciteten flyder fra lavprisområder til højprisområder. Men når der kun er begrænset kapacitet (en flaskehals) på forbindelsen mellem to områder eksempelvis forbindelsen mellem Norge og Vestdanmark overføres der ikke nok el til at markedet kan udligne priserne. For at håndtere disse flaskehalse er Norden opdelt i en række områder på både day-ahead og intraday markedet, se figur 3.2 herunder. I hvert område matches udbud og efterspørgsel under hensyntagen til import og eksport til naboområder. Dermed dannes forskellige priser i de forskellige områder. Flaskehalse fører altså til geografisk betingede udbuds- og efterspørgselsvariationer, der på markedet omsættes i differentierede priser. Denne begrænsning i Dok. 9258-13, Sag 13/208 9/20
overførselskapaciteten på et marked med én fælles børs, der fører til opdeling i forskellige prisområder, kaldes market splitting. Figur 3.2. Prisområder i Nord Pool Spots day-ahead marked Kilde: Nord Pool Spot Prisberegningsmekanismen på Nord Pool Spot indregner flaskehalsbegrænsningen i ligevægtsprisen i alle områder. I praksis betyder det, at udvekslingen bliver en del af udbudskurven i importområder og en del af efterspørgselskurven i eksportområder, se figur 3.3. Ved at sælge el fra et lavprisområde til et højprisområde genereres en avance en såkaldt flaskehalsindtægt. Flaskehalsindtægten tilfalder systemoperatørerne, der ejer transmissionsforbindelserne, og skal ifølge EU-lovgivningen anvendes til investeringer i og vedligeholdelse af transmissionsnettet. Dok. 9258-13, Sag 13/208 10/20
Figur 3.3. Market splitting i praksis Kilde: Nord Pool Spot Fordi al transmissionskapacitet mellem de nordiske prisområder allokeres af Nord Pool Spot kan man ikke handle bilateralt mellem forskellige prisområder. Bilaterale handler kan derimod foregå indenfor et af de nordiske prisområder, hvor der per definition ikke er begrænsninger i overførselskapaciteten. Skulle der alligevel opstå problemer med en intern flaskehals, udligner den systemansvarlige virksomhed ubalancen ved at købe og sælge produktion på hver side af flaskehalsen. 3.1.3 Day-ahead markedskobling Det nordiske marked er kun ét af flere europæiske elmarkeder. Når forskellige markeder kobles sammen eksempelvis det centraleuropæiske og det nordiske kaldes det markedskobling. Mekanismerne ved markedskobling minder om market splitting, og sikrer, at el kan flyde fra lavprisområder til højprisområder. På samme måde som ved market splitting genereres en flaskehalsindtægt, som tilfalder ejeren af transmissionskapaciteten - typisk de systemansvarlige virksomheder. European Market Coupling Company (EMCC) har siden november 2009 sammenkoblet det nordiske og tyske marked på de to forbindelser til Tyskland fra henholdsvis Jylland (DK1-DE) og Sjælland (Kontek). Fra januar 2011 er også NorNed-forbindelse fra Norge til Holland og forbindelsen mellem Sverige og Tyskland koblet gennem EMCC, se figur 3.4. EMCC er ejet af Energinet.dk i fællesskab med Nord Pool Spot, European Energy Exchange, 50Hertz Transmission og TenneT TSO GmbH. Dok. 9258-13, Sag 13/208 11/20
Figur 3.4. Markedskobling med EMCC Kilde: EMCC Sammenkoblingen sker gennem interim tight volume coupling (ITVC). ITVC er en simpel markedskoblingsmekanisme, hvor EMCC lægger bud ind på børserne i Norden, Tyskland og Holland med udgangspunkt i de allerede beregnede priser på børserne og den transmissionskapacitet, der står til rådighed for forbindelserne. På Kontek stilles transmissionskapacitet på op til 585 MW mod syd og 600 MW mod nord til rådighed for markedet via EMCC. Eksplicitte auktioner mellem Jylland og Tyskland På den jysk-tyske forbindelse allokeres kapaciteten i udgangspunktet eksplicit (uden energi) ved salg af 150 MW i hver retning på årsauktioner og yderligere 100 MW fra Danmark til Tyskland og 300 MW fra Tyskland til Danmark på månedsauktioner (se også kapitel 5). På baggrund af daglige beregninger stilles eventuel yderligere ledig kapacitet til rådighed i day-ahead markedet via EMCC. Hvis markedskoblingen fejler, eksempelvis på grund af IT-problemer, gennemføres der skyggeauktioner af kapacitet på forbindelserne i form af eksplicit handel med kapaciteten, hvorefter Nord Pool Spot kører det nordiske marked uden Dok. 9258-13, Sag 13/208 12/20
hensyntagen til markederne i Tyskland og Holland. Skyggeauktionerne håndteres af det fælleseuropæiske auktionskontor CASC.EU i Luxembourg. Som følge af den tredje liberaliseringspakke og den europæiske target model skal alle europæiske markeder integreres i ét, pan-europæisk marked. Det første skridt på vejen er en markedskobling mellem de nordvesteuropæiske markeder (UK, Norden, Frankrig, Tyskland og Benelux). Denne markedskobling skal være implementeret ved udgangen af 2014. Herefter vil én, fælles algoritme stå for dagligt at matche køb- og salgsbud fra Frankrig til Finland, på samme vis som det i dag sker på Nord Pool Spotss spotmarked. 3.2 Intraday markedet Spotmarkedet lukker kl. 12.00 dagen inden driftsdøgnet. Efterfølgende handel kan fra kl. 14.00 og frem til en time før driftstimen finde sted på intraday (Elbas) markedet. På dette marked kan en aktør handle sig i balance, eksempelvis i tilfælde hvor et kulkraftværk tvinges til driftsstop eller en offshore vindmøllepark producerer mindre el end prognosticeret. Elbasmarkedet opereres af Nord Pool Spot og dækker det interne nordiske område inklusive Estland. De handlede mængder på intraday markedet er betydeligt mindre end på dayahead markedet. Over de kommende år forventes denne forskel at blive reduceret i takt med at mere og mere vedvarende energi skal indpasses i nettet og ubalancerne derfor bliver større. Et velfungerende intraday marked kan altså være en af nøglerne til den grønne omstilling. 3.2.1 Handel på intraday markedet Kl. 14.00 dagen inden driftsdøgnet offentliggør Nord Pool Spot de for intradayhandlen tilgængelige kapaciteter. Herefter forløber handelen kontinuerligt frem til en time før den pågældende driftstime. Bud indsendes til Nord Pool Spot for en pågældende time og mængde. Ligesom i spotmarkedet kan der indgives blokbud i intraday markedet. Blokbud kan spænde fra 1 til 32 timer. Et entimes blokbud adskiller sig fra almindelige timebud ved at skulle accepteres i sin helhed, hvor timebud også kan accepteres delvist. Intradayhandler gennemføres løbende og afregnes derfor efter pay-as-bid princippet. Det vil sige at Nord Pool Spot matcher de bedste købs- og salgsbud, hvorefter handlen indgås mellem højeste købspris og laveste salgspris, ligesom mange kender det fra aktiemarkedet. Handelen foregår med undtagelse af den jysk-tyske forbindelse som kontinuerlig implicit allokering, hvor timeenergier og transmissionskapacitet handles samtidig. Dok. 9258-13, Sag 13/208 13/20
3.2.2 Intraday markedskobling Ligesom på day-ahead markedet pågår der i øjeblikket et ambitiøst arbejde med at markedskoble de europæiske intraday markeder. Første skridt på vejen er markedskoblingen i Nordvesteuropa, som de pågældende systemoperatører og børser i øjeblikket er ved at gennemføre i regi af NWE intraday projektet. Intraday markedet dækker allerede i dag forbindelserne Sverige-Tyskland (Baltic Cable), Norge-Holland (NordNed) og Østdanmark-Tyskland (Kontek). På Kontek stilles den kapacitet, der ikke er solgt i day-ahead markedet, til rådighed for implicit handel på intraday markedet. Mellem Jylland og Tyskland indføres implicit handel først når markedskoblingen er endeligt gennemført formentlig i 2014. Frem til 2014 handles overførselskapaciteten på denne forbindelse eksplicit (uden energi) fra dagen inden driftsdøgnet kl. 18.00 til 75 minutter inden driftstimen. Køb af kapacitet på forbindelsen sker på den europæiske kapacitetsplatform, Intraday Capacity Service, der også administrerer intraday-salg af transmissionskapacitet på en række andre europæiske forbindelser, og giver adgang til en transportkanal mellem Danmark og Tyskland. Den elektricitet, der strømmer på transportkanalen, handles herefter separat gennem bilaterale handler. 4. Balanceafregning De balanceansvarlige aktører overholder sjældent deres planer til fulde i driftstimen. Der kan være mindre vind i vindmøllerne end forventet eller forbrugerne kan bruge uforudset meget elektricitet. Under driftstimen er det derfor nødvendigt at den systemansvarlige virksomhed konstant balancerer produktion og forbrug. En stor del af denne balancering sker gennem køb af op- og nedregulering med regulerkraft. Når driftsdøgnet er slut afregnes aktørerne for de ubalancer, der har været i deres indsendte aktørplaner. Ofte vil der eksempelvis være forskel på det forbrugsestimat, el-leverandøren har meldt ind for en driftstime og det reelle forbrug i den pågældende time. I dette tilfælde afregnes aktørens ubalancer på balancemarkedet gennem køb og salg af balancekraft fra Energinet.dk. Balancekraft er ikke et fysisk produkt på lige fod med eksempelvis regulerkraft, men derimod et fiktivt produkt, en slags nettoopgørelse, der bruges til at afregne aktørernes ubalancer. Ubalancer afregnes enten efter etprismodellen eller toprismodellen. Dok. 9258-13, Sag 13/208 14/20
Med etprismodellen afregnes ubalancer altid til regulerkraftprisen - den pris, den systemansvarlige virksomhed har betalt for at balancere med regulerkraft i driftstimen. Forbrugs- og handelsbalanceansvarlige afregnes efter etprismodellen. Det vil sige, at den balanceansvarlige betaler for negativ balance (hvis det reelle forbrug er større end anført i planen) og kompenseres for positiv balance (hvis det reelle forbrug er lavere end anført i planen). Med toprismodellen afregnes enten til regulerkraftprisen eller spotmarkedsprisen. Produktionsbalanceansvarlige afregnes efter toprismodellen. Hvis ubalancen er i samme retning som den overordnede ubalance, og dermed forværrer systemubalancen, afregner Energinet.dk til regulerkraftpris. Hvis ubalancen modvirker den overordnede ubalance i systemet afregnes til spotprisen. Toprismodellen giver producenterne et incitament til at byde produktion ind i regulerkraftmarket. Desuden genereres et provenu til Energinet.dk som anvendes til at finansiere den faste rådighedsbetaling for reservekapacitet og i sidste ende til at sænke systemtariffen. Dok. 9258-13, Sag 13/208 15/20
5. Forward-markedet finansiel prissikring Fordi el ikke kan lagres i nettet kan små ændringer i udbud og efterspørgsel i visse tilfælde føre til meget store prisudsving. Disse prisudsving er meget større end på de fleste andre markeder, såsom olie- eller kulmarkederne. Day-ahead prisen på det nordiske elmarked har historisk set vist en betydelig volatilitet priserne svinger meget fra både time til time og område til område. For aktørerne på markedet udgør disse prisudsving en finansiel risiko. Som på andre markeder kan risikoen dog reduceres gennem handel med forskellige finansielle produkter. Især el-leverandører, som i den ene ende er bundet til at levere fastprisprodukter til kunder og i den anden ende er fuldt eksponeret overfor udsving i markedsprisen, har behov for at afdække risiko. Omvendt har producenterne et cash flow der svarer til prisudsvingene og kan derfor bedre påtage sig risici. Denne handel kaldes hedging eller prissikring og foregår i forward-markedet. I forward-markedet handles i modsætning til day-ahead og intraday markedet ikke en eneste fysisk kwh, men kun finansielle produkter knyttet til fremtidig handel med el. Foruden handlen med fysiske transmissionsrettigheder på den jysk-tyske forbindelse er der fire hovedprodukter på det finansielle marked: Futures Forwards Contracts for Difference (CfDs) Put and call options På grund af det nordiske elmarkeds opdeling i prisområder kan prisrisikoen opdeles i to - en eksponering overfor udsving i systemprisen og en eksponering overfor udsving i områdeprisen. Gennem handel med en kombination af forwards/futures, der sikrer mod tidsvariation i systemprisen, og CfD er, der sikrer mod geografiske udsving mellem områdepris og systempris, kan aktøren afdække begge risici. De finansielle produkter handles i modsætning til den fysiske el ikke på Nord Pool Spots markeder, men hos en privat aktør, NASDAQ OMX Commodities. Produkterne handles kontinuerligt på samme måde som aktier og har forskellige specifikationer, se nedenstående tabel 5.1. Dok. 9258-13, Sag 13/208 16/20
Tabel 5.1. Base Load Peak Load Produkter Futures: Dag, Uge Forwards: Måned, Kvartal, År, Forwardoptioner Contracts for Difference Futures: Uge Forwards: Måned, Kvartal, År Minimumhandel 1 MW 1 MW Referencepris Den officielle nordiske dayahead pris for mandagsøndag hele døgnet Den officielle nordiske dayahead pris for mandagfredag fra 08.00-20.00 5.1 Prissikring mod systemprisen På NASDAQ OMX handles finansielle kontrakter på fremtidig levering af el i form af futures og forwards. Disse produkter har en leveringsperiode på alt fra en enkelt uge op til 6 år og har Nord Pool Spots systempris som reference. Det betyder, at kontrakternes værdi er bestemt af udviklingen i systemprisen og ikke i en lokal områdepris. Forwards og futures kan handles enten som base load (baseret på et gennemsnit af systemprisen for alle ugens timer) eller peak load kontrakter (baseret på et gennemsnit af systemprisen fra 08.00-20.00 alle hverdage). 5.1.1 Futures En future er en kontrakt på at købe eller sælge en vare i fremtiden. Kontrakten indgås mellem NASDAQ OMX og en køber eller sælger i markedet. Det sker i praksis ved at en markedsaktør køber eller sælger en future af NASDAQ OMX ved at indbetale en del af futurens værdi til børsen. Værdien af denne future den fremtidige handel - svinger dagligt i takt med day-ahead markedets systempris. Udsvingene afregnes dagligt af køberens indbetalte beløb frem til kontraktens udløb. Ved afslutningen af hver handelsdag overfører mægleren derfor en del af marginen til eller fra futureejerens konto. I selve leveringsperioden afregnes kontrakten på baggrund af systemprisen. Fordi udsvingene mellem spotprisen og futurekontrakten løbende udbetales som marginer svarer future-værdien på leveringsdagen til spotprisen. På leveringsdagen betaler køber altså ikke den aftalte futurepris (eks 100 kr.), men der- Dok. 9258-13, Sag 13/208 17/20
imod spotprisen (eks. 110 kr.) samtidig med, at 10 kr. er overført fra sælgers margin til købers margin. Futurekontrakterne på NASDAQ OMX Commodities er opdelt i kontrakter baseret på daglige og ugentlige leveringsperioder for base load og ugentlige leveringsperioder for peak load. 5.1.2 Forwards Forwardkontrakter er en aftale mellem køber og sælger om på et givent tidspunkt i fremtiden at sælge en given mængde el for en fastsat pris. Prisudsving afregnes i modsætning til futures ikke løbende. Forwards handles oftest bilateralt og ikke på børsen, fordi de ikke er standardiserede. De forwards der handles på NASDAQ kan opdeles i kontrakter med månedlige, kvartalsvise og årlige leveringsperioder og kan handles både base load og peak load. Desuden kan der handles forwardoptioner på base load. 5.2 Prissikring mod områdeprisen Contracts for Difference Referenceprisen for forward- og futurekontrakter er systemprisen. Men på det nordiske elmarked er aktørernes fysiske elpris bestemt af områdeprisen, som varierer mellem prisområderne. For at prissikre en konkret områdepris mod systemprisen handles i det nordiske marked et særligt finansielt produkt Contracts for Difference (CfD). En CfD er en kontrakt, der afspejler prisforskellen mellem et konkret prisområde og systemprisen. Hvis systemprisen er højere end områdeprisen har CfDen en negativ værdi og hvis systemprisen er lavere end områdeprisen har CfDen en positiv værdi. CfDer handles tre år frem og sælges ofte af producenter, der ønsker at sikre sig mod prisudsving i deres eget produktionsområde. De dækker base load og leveringsperioden løber typisk fra en måned op til et år. Fordi handlen med finansielle produkter er anonymiseret agerer NASDAQ OMX clearinghouse. Det vil sige at NASDAQ OMX er modpart i alle handler og garanterer værdien. Kombinerede køb af forwards og CfDer resulterer i en fuldstændig hedge af elprisen, hvor aktøren hverken er eksponeret for udsving i systemprisen eller i områdeprisen. Ved at købe en CfD-kontrakt i ét prisområde og sælge en CfDkontrakt i et andet afdækker markedsaktøren prisrisikoen mellem to prisområder, og opnår dermed en position, der svarer til købet af finansielle transmissionsrettigheder. Dok. 9258-13, Sag 13/208 18/20
CfDer handles på NASDAQ OMX som clearede produkter, men kan også handles bilateralt som enten clearede eller unclearede. En cleared CfD er registreret hos en modpart, eksempelvis NASDAQ, der garanterer værdien af CfDen. Konkrete opgørelser over den handlede mængde af clearede CfD er viser, at der over de seneste ti år har været en kraftig stigning i anvendelsen af CfDer til hedging, se figur 5.1. Figur 5.1. CfD handelsmængde på Nord Pool Spot Kilde: Nord Pool Spot 5.3 Put and call options Ved at forpligte køber og sælger på en fremtidig handel låser future- og forwardkontrakter potentielle prisudsving i begge retninger. Ved kontraktens udløb kan systemprisen være højere eller lavere end den aftalte pris - begge parter kan derfor have enten tab eller gevinst i forhold til den aktuelle markedspris. Aktører, der alene ønsker at låse prisudsvingene i en enkelt retning, kan handle med put og call optioner. En option giver ejeren ret til at købe (call) eller sælge (put) en forwardkontrakt i fremtiden til en i forvejen fastsat pris. Med en call option sikrer man sig en fremtidig maksimumpris for køb af el. Med en put option sikrer man sig omvendt en fremtidig mindstepris for salg af el. Derfor virker optioner som en forsikring mod høje eller lave priser. Samtidig giver optioner i modsætning til obligationer - stadig mulighed for penge på prisbevægelser i den modsatte retning. På NASDAQ OMX handles kun optioner på base load forwardkontrakter. Dok. 9258-13, Sag 13/208 19/20
De nordiske TSOer deltager ikke aktivt i det finansielle marked. Dog arbejder TSOerne på europæisk plan på en integration af forwardmarkedet igennem udviklingen af en fælleseuropæisk target model. 5.4 Fysiske transmissionrettigheder Foruden de finansielle produkter omfatter forwardmarkedet også handlen med fysiske transmissionsrettigheder (PTR) på forbindelsen mellem Jylland og Tyskland (DK1-DE). De fysiske transmissionsrettigheder giver adgang til at overføre en fastsat mængde el i en bestemt retning på forbindelsen. Rettighederne sælges på års- og månedsauktioner gennemført af CASC. Salget omfatter alene transmissionsretten selve elektriciteten skal handles separat. I 2013 sælges 150 MW kapacitet allokeret på årsauktionerne, mens yderligere 100 MW (DK1- DE) og 300 MW (DE-DK1) kapacitet pr. måned sælges på månedsauktionerne. Kapaciteten sælges med use-it-or-sell-it (UIOSI) forpligtelse. Hvis kapaciteten ikke nomineres af ejeren, det vil sige at forbindelsen ikke bruges til at transportere el, sælges den automatisk til TSOen og genallokeres sammen med anden overførselskapacitet i day-ahead markedskoblingen gennem EMCC. Som betaling modtager PTR-ejeren prisforskellen mellem DK1 og Tyskland såfremt der er flaskehalse. Yderligere ledig kapacitet handles på den europæiske kapacitetsplatform, Intraday Capacity Service, i intraday-markedet. Dok. 9258-13, Sag 13/208 20/20