Afdækning af risiko ved indkøb af elektricitet

Erhvervsøkonomi Kandidatafhandling Cand.merc.finansiering Forfatter Kenneth Boll Vejleder Esben Høgh Afdækning af risiko ved indkøb af elektricitet For en dansk virksomhed Handelshøjskolen i Århus August 2009

Executive summary In October 2000 the Danish energy market became fully liberalised completing an all together liberalised energy market in Scandinavia including Norway, Sweden, Finland and Denmark. As a result the four Nordic countries energy market is today organised under the energy stock exchange Nord Pool. Being the centre of energy trade in the Nordics, the business of Nord Pool is to provide market places for trading both physical and financial contracts. The result of the Nordic joint venture on the energy market today is that Nord Pool s physical and financial markets together are larger and far more liquid than any other European power exchange. With a free energy market opportunities arise for companies to freely choose where to buy their energy. On the other hand the result of a liberalised energy market is a higher risk in terms of buying energy at the lowest cost. In the Nordic energy market the energy price is the system price which is set at the physical market place Nord Pool Spot for every hour and based on the hourly supply and demand. Companies are therefore exposed to the volatility of the system price as it shifts between hours and the risk of buying energy in an hour with a relatively high price is one of the challenges that Nordic companies faces when buying energy. One of the financial instruments to cover the risk of the system price is using monthly forward contracts to hedge the energy price one month ahead. The result of the empirical study in the present thesis shows that hedging the price of energy with one month forward contracts gives an average monthly loss of EUR 600, which is less than ten percent of the monthly cost of buying energy. As the system prices volatility can vary up to 60 percent between months, this is considered a fairly acceptable monthly loss as a consequence of hedging the system price. The thesis therefore concludes that companies take great advantage of hedging their purchase of energy in the Nordic market by using monthly forward contracts. As prices in a liberal market are set by supply and demand it tends to create an imbalance in terms of production and consumption of energy. An imbalance in the energy market is often triggered by bottlenecks when the transmission grid is not capable of transmitting sufficient energy, failing to adjust the supply and demand in order to balance the market. Bottlenecks can develop as a consequence of too little available generation capacity in conjunction with limited possibilities for import, or as a consequence of a generation surplus in conjunction with limited export possibilities. 1

Either way a bottleneck triggers market splitting where the Nordic area is divided into separate price areas and a new individual energy price is set for the specific area in order to adapt market balance within the price area. This creates yet another risk to companies that are faced with the risk of the system price and in times of market splitting also exposed to the price difference between the system price and the price area. The price difference defined as congestion fee can result in either a lower price of energy in the price area in relation to the system price, creating a profit for the company or it can result in a higher price creating a loss for the company. Contract for Difference (CfD) is designed to hedge the risk of congestion fee and reduce the potential loss when market splitting occurs. Empirical studies in the thesis, based on a Danish company, has shown that companies can reduce their loss by using CfD s to an average loss of five percent contrary to price changes in the price area of up to 45 percent between some month. Based on the high volatility and large shift in prices it is beneficial for companies to hedge congestion fee in terms of market splitting by using CfD. As the Nordic market consists of four different currencies, a natural study is to analyse whether it is more profitable for the company to buy energy in the other Nordic currencies instead of trading in euro. Spot prices at Nord Pool Spot were calculated into Danish kroner using 1-month future exchange rates to compare energy prices when hedging the exchange rate. The result showed in specific periods that by trading energy in Norwegian and Swedish kroner the company would gain a monthly profit as a result of hedging the exchange rate one month ahead. For the entire period in the analysis the average result of trading in either Norwegian or Swedish kroner by hedging the exchange rate one month ahead would although not result in extra profit for the company. The above result is based on the period 2006 to 2009 and the data used in the empirical studies has been tested in terms of strength. The forward prices used in the studies shows that they have a high ability to predict future energy prices and thereby validate the result of the empirical studies. Based on the above conclusions and tests this thesis argument that companies seen from a Danish perspective are able to benefit by hedging energy prices to reduce risk when buying energy in the Nordic market. 2

Indholdsfortegnelse 1. Indledning... 5 1.1 Problemformulering... 6 1.2. Afgrænsning... 7 1.3. Opgavens disposition... 8 1.4. Begrebsafklaring... 9 2. Elmarkedet... 11 2.1. Det nordiske elmarked... 11 2.2. Infrastruktur... 12 2.2.1. Transmission System Operator... 12 2.3. Elproduktion i norden... 13 2.3.1. Vejrets betydning for den nordiske elproduktion... 14 2.4. Elforbruget i norden... 15 3. Det finansielle elmarked i norden... 16 3.1. Nord Pool... 16 3.2. Nord Pool Spot AS... 19 3.2.1. Systemprisen... 19 3.2.2. Prisområder... 21 3.3. Elspot... 23 3.3.1. Elspot kontrakter... 24 3.5. Nord Pool ASA... 27 3.5.1. Futures... 28 3.5.2. Forward... 30 3.5.3. Optioner... 31 3.5.4. Contract for difference... 33 4. Valutamarkedet... 34 4.1. Valutakursen... 35 4.1.1. Purchasing Power Parity... 36 4.1.2. Interest Rate Parity... 37 4.2. Finansielle valutainstrumenter... 38 4.3. Det nordiske valutamarked... 40 3

5. Case... 41 6. Forudsigelighed i de nordiske elpriser... 42 7. Afdækning af systemprisen... 43 7.1. Datagrundlag... 44 7.2. Empirisk undersøgelse... 44 7.3. Regressionsanalyse... 47 7.4. Forklaring af forwardprisen... 49 7.5. Delkonklusion... 50 8. Empirisk undersøgelse af prisområder... 51 8.1. Datagrundlag... 51 8.2. Afdækning af prisområdet... 52 8.3. Regressionsanalyse... 54 8.4. Delkonklusion... 55 9. Valutarisiko... 56 9.1. Datagrundlag... 56 9.2. Forudsætninger... 57 9.3. Afdækning af valutarisikoen... 57 9.4. Delkonklusion... 60 10. Kritik af analysen... 60 11. Konklusion... 62 Litteraturliste... 66 Bilagsliste Bilag 1: Illustration af contango og backwardation i forward markedet Bilag 2: the Big Mac Index, den 4. februar 2009 Bilag 3: Linjetilpasnings- og residualplot for regression systemprisen Bilag 4: Linjetilpasnings- og residualplot for regression DK2 Bilag 5: Spotpriser omregnet til DKK med 1-month futurekurser Vedlagt CD-rom med datasæt og udregninger 4

1. Indledning Handel med finansielle instrumenter, som vi kender det i dag, blev grundlagt i 1972 da Chicago Merchantile Exchange (CME) som de første noterede valutafutures. Siden da har udviklingen i handel med finansielle instrumenter nået svimlende volumener og udvalget af underliggende aktiver, der kan handles med finansielle instrumenter, omfatter i dag alt lige fra valutaer og aktier til fysiske varer som kaffe, olie, bomuld og svin. Afdækning af finansiel risiko har, som effekt af handel med finansielle instrumenter, været et centralt emne for store og mellemstore virksomheder i årtier. Produktionsvirksomheden har afdækket sin risiko på råvarepriser og eksportvirksomheden afdækket risikoen på valutakurser. Fælles for begge virksomheder er, at formålet med en afdækning af risikoen først og fremmest skaber en forsikring omkring fremtidige omkostninger, der giver virksomhederne mulighed for at kende og planlægge virksomhedens pengestrømme på omkostningssiden. Dertil har afdækningen af risikoen ligeledes en betydning for virksomhedens resultat, idet valget af finansielle instrumenter kan optimere det økonomiske resultat af en fremtidig afdækning. Over tid er mulighederne for afdækning af virksomheders risici blevet mere almindeligt, og udbuddet af finansielle instrumenter har over årene gjort det overkommeligt for selv mindre virksomheder at arbejde med en afdækning af fremtidige risici. Et af dette årtis senest muligheder for afdækning af risici er virksomheders forbrug af elektricitet. Ifølge elsparefonden.dk er det ikke alene tung industri, der er storforbrugere af elektricitet, men også hospitaler, IT virksomheder, uddannelsesinstitutioner og supermarkeder er storforbrugende og kan med fordel afdække deres indkøb af elektricitet. En af udfordringerne ved afdækning af elektricitet er ifølge Geman og Roncoroni (2006), at elektricitet ikke kan lagres, hvilket stiller høje krav til virksomhederne i deres estimering af fremtidigt elforbrug. En underestimering af det fremtidige forbrug betyder, at omkostningerne til den ekstra elektricitet købes på spotmarkedet og formentlig med større omkostninger til følge. Med den manglede evne til at lagre elektricitet betyder en overestimering, at det ekstra indkøbte elektricitet går til spilde, med mindre virksomheden formår at sælge den overskydende kapacitet tilbage til markedet igen. Både fysisk og finansiel handel med elektricitet er i norden organiseret under Nord Pool, der dels opererer det fysiske spotmarked og markedet for handel med finansielle elderivater. Organiseringen af det nordiske elmarked skaber gunstige muligheder for de 5

nordiske virksomheder for indkøb af elektricitet, hvor den fysiske handel på spotmarkedet skaber gennemskuelige elpriser for en afdækning af virksomheders fremtidige indkøb af elektricitet på det finansielle marked. De mange muligheder betyder samtidig, at virksomhederne står overfor flere udfordringer i markedet. Mulighederne for afdækning af elpriserne er mange og betyder, at virksomhedernes stillingtagen til afdækning af risici ikke alene udgør valg af finansielle instrumenter, men også en estimering af virksomhedens fremadrettede forbrug og valg af afdækningsperiode er afgørende for afdækningens omfang og økonomiske konsekvens. Ligeledes medfører et liberaliseret nordisk elmarked, at virksomhederne kan vælge at indkøbe elektricitet i de øvrige nordiske valutaer og dermed stå overfor såvel muligheder som risici ved at kunne handle og afdække elektricitet i forhold til valutarisikoen. 1.1 Problemformulering Med de udfordringer der er forbundet med en afdækning af fremtidige elpriser og på baggrund af ovenstående beskrivelse, vil nærværende afhandling undersøge mulighederne for såvel i praksis som i teorien at afdække fremtidige indkøb af elektricitet på det nordiske marked. Med afsæt i en dansk virksomhed, er hovedspørgsmålet, der besvares i nærværende afhandling således: Er det fordelagtigt for en dansk virksomhed at indkøbe elektricitet på det nordiske elmarked ved at afdække risikoen? Som et led i besvarelsen af hovedspørgsmålet behandles og besvares følgende underspørgsmål desuden i afhandlingen: - Er der forudsigelighed i udviklingen af elprisen på det nordiske marked? - Er det fordelagtigt for virksomheder at afdække risikoen på systemprisen? - Er det fordelagtig for en dansk virksomhed at afdække risikoen ved prisforskelle mellem systemprisen og prisområderne ved brug af CfD er? 6

- Er det fordelagtigt for en dansk virksomhed at købe elektricitet i de øvrige nordiske lande ved at afdække valutarisikoen? Fokus i afhandlingen er således den overordnede vurdering af, om en dansk virksomhed med fordel kan reducere sine omkostninger til indkøb af elektricitet ved at handle i de øvrige nordiske lande. Besvarelsen af problemformuleringen vil omfatte en gennemgang af de risikofaktorer, der er gældende for indkøb af elektricitet i almindelighed, samt de valutamæssige overvejelser der ligger til grund for handel i de nordiske lande. Gennemgangen vil omfatte såvel teoretiske som vurderingsmæssige aspekter, for dertil at analysere, hvorvidt en dansk virksomhed kan optimere sit indkøb af elektricitet ved afdækning af risici. Afslutningsvis vil konklusionen søge at diskutere analysens resultater og ud fra problemformuleringens hovedspørgsmål endeligt konkludere, hvorvidt det er fordelagtigt i henhold til virksomhedens gevinst og risiko. 1.2. Afgrænsning Der afgrænses i nærværende afhandling for transaktionsomkostninger forbundet med handel på spotmarkedet og for transaktionsomkostninger som følge af handel med finansielle kontrakter. Ligeledes ses der bort fra transmissionsomkostninger og øvrige økonomiske forhold, som eksempelvis grænsetariffer, i forbindelse med leveringen af fysisk elektricitet. For beskrivelsen af det nordiske elmarked og anvendelsen af markedspladser afgrænses der alene til at omfatte Nord Pool Spot og herunder Elspot markedspladsen for det fysiske elmarked. På det finansielle elmarked omhandles alene finansielle elderivater på Nord Pool ASA. Således vil markedspladserne for EU emissions allowance (EUA) og Certified emissions reductions credits (CER) ikke blive omhandlet. Tilsvarende vil nærværende afhandling ikke beskæftige sig med balanceringsværktøjet Elbas på spotmarkedet eller Nord Pool Clearing som garantiværktøj for indgåelse af forwardkontrakter ved handel over the counter (OTC). Den fysiske elektricitet fastsættes mandag til søndag og for alle 24 timer i døgnet. Hertil er efterspørgslen varierende afhængigt af, om elektriciteten levers om dagen eller om natten og i forhold til, om det er hverdag eller weekend. Det er dertil muligt at handle 7

som peak load, der er handel med fysisk elektricitet fra mandag til fredag i dagtimerne, hvor efterspørgslen er størst. For peak load er der handelsforudsætninger gældende, som følge af den større efterspørgsel i dagtimerne, som ikke er omfattet af base load handel, der er en ligelig fordelt levering af elektricitet over hele døgnet og i alle ugens syv dage. Både peak load og base load vil blive omhandlet i nærværende afhandling, men i den empiriske undersøgelse og for opgavens diskussioner i øvrigt, vil der ses bort fra muligheden for at handle peak load kontrakter og alene blive diskuteret ud fra handel med elektricitet som base load. 1.3. Opgavens disposition På baggrund af afhandlingens problemformulering har dette afsnit til formål at afdække, hvordan opgaven er opbygget og på den måde bidrage til at give læseren mulighed for at forstå, hvordan problemstillingen vil besvares. Afhandlingens første del omfatter kapitel 1, der danner grundlag for afhandlingens analyse- og referenceramme, idet den indeholder problemformulering, afgrænsninger, begrebsafklaringer og struktur for afhandlingen. Anden del omfatter kapitlerne 2, 3 og 4, der optræder som den beskrivende del af afhandlingen. Læseren introduceres i kapitel 2 til opbygningen af det nordiske elmarked og de fysiske elementer, der gør sig gældende for at operere på et liberaliseret elmarked, herunder hvilke forhold der påvirker såvel produktion som forbrug af elektricitet i norden. Kapitel 3 omhandler de finansielle aspekter ved det nordiske elmarked og introducerer læseren for den finansielle opbygning af spotmarkedet, hvor markedspladsen beskrives i forhold til prisstrukturen samt for de muligheder markedsdeltagerne har for at handle med fysiske elkontrakter. Kapitlet vil ligeledes omfatte en beskrivelse af handlen med finansielle elderivater i norden, hvor læseren først vil blive introduceret for opbygningen af den finansielle markedsplads og hertil koblingen mellem det finansielle marked og spotmarkedet. Dernæst vil kapitlet gennemgå markedets finansielle kontrakter, og hvordan de for markedsdeltagerne anvendes for såvel spekulationer som afdækning af risikoen ved handel på spotmarkedet. Kapitel 4 introducerer læseren for valutamarkedet for herunder at diskutere teoretiske muligheder omkring valutamæssige afdækninger. Kapitlet afsluttes 8

med at belyse den danske krones forhold til de øvrige nordiske valutaer for dermed at give læseren indsigt i det nordiske valutamarked fra den danske krones perspektiv. Tredje del omfatter afhandlingens analyse, hvor kapitel 5 i en case kort præsenterer læseren for, hvilke forudsætninger de efterfølgende diskussioner baseres på og herunder baggrunden for undersøgelsens konklusion. Kapitel 6 omhandler forudsigelighed, hvortil kapitlet vil vurdere og diskutere teori og praksis omkring forudsigeligheden i de nordiske elpriser forud for den empiriske analyse og de efterfølgende kapitlers test af det anvendte datasæts forudsigelighed. Kapitel 7 og 8 omhandler empiriske undersøgelser for henholdsvis afdækningen af systemprisen og congestion fee i tilfælde af market splitting. Kapitlerne vil tilsvarende teste de anvendte datasæt for derefter at delkonkludere på de gennemførte analyser. Kapitel 9 omhandler det valutamæssige perspektiv omkring det nordiske elmarked. Mulighederne for at handle elektricitet i øvrige nordiske valutaer beskrives, og der undersøges, hvorvidt en afdækning af den norske og svenske krone vil betyde en øget økonomisk fordel i henhold til risikoen, såfremt der i stedet handles og afdækkes elektricitet i andre valutaenheder. Fjerde del opsummerer afhandlingens problemformulering og diskuterer ud fra et kritisk synspunkt i kapitel 10, hvorledes analysen i de empiriske undersøgelser på anden vis kunne være foretaget. Afslutningsvis rundes nærværende afhandling i kapitel 11 af med en konklusion af den gennemførte analyse og dermed en konklusion, der besvarer spørgsmålene i den opstillede problemformulering. 1.4. Begrebsafklaring For at undgå tvivlsspørgsmål defineres følgende begreber: congestion fee, Elspot, flaskehalsproblemer, market splitting, Nord Pool, Nord Pool Spot, Nord Pool ASA, prisområder, spikes, systemprisen, terminsdato, transmission, transmissionsnettet og Transmission System Operator. Congestion fee: Henviser til prisforskellen mellem systemprisen og prisområdet. Elspot: Markedsplads for handel med fysiske elkontrakter, der er organiseret under Nord Pool Spot. 9

Flaskehalsproblemer: Opstår som følge af ubalance i transmissionsnettet. Enten som en kombination af lav produktion i et prisområde og med begrænset mulighed for at importere elektricitet fra nærliggende produktionsområder, eller som konsekvensen af høj produktion i et prisområde, hvor der er begrænset eller ingen mulighed for at eksportere elektriciteten til andre områder. Market splitting: Er betegnelsen for, at et eller flere prisområder opstår, som følge af ubalance i transmissionsnettet. Nord Pool: Betegnelsen for den overordnede nordiske børs, der organiserer handel med elektricitet på det fysiske og finansielle marked. Nord Pool Spot: Børsen for handel med fysisk elektricitet på spotmarkedet. Nord Pool ASA: Børsen for handel med finansielle elderivater. Prisområder: Er et område, hvor prisen på elektricitet er forskellig fra den nordiske systempris. Prisområder opstår som følge af en ubalance mellem produktion og forbrug i et givent område og oftest i forbindelse med flaskehalsproblemer. Prisområdets funktion er at justere prisen på elektricitet i området for at udligne udbud og efterspørgsel og stabilisere balancen i området. Spikes: Er betegnelsen for en voldsom stigning eller fald i elprisen i en eller få timer af døgnet for efterfølgende at falde tilbage på prisniveauet for timerne før. Systemprisen: Er betegnelsen for den nordiske elpris, der tilsvarende anvendes som referencepris ved handel med finansielle elderivater i norden. Terminsdato: Er betegnelsen for, hvornår en finansiel kontrakt udløber. Transmission: Henviser til den fysiske transportering af elektricitet i norden. 10

Transmissionsnettet: Er det fysiske elnet, hvori elektriciteten transporteres mellem områderne i norden. Transmission System Operator (TSO): Er betegnelsen for de nordiske eloperatører, der har ansvaret for at drifte og vedligeholde transmissionsnettet og derved ansvaret for at levere den fysiske elektricitet fra produktionen og frem til slutbrugeren. 2. Elmarkedet Nærværende kapitel har til formål at introducere det nordiske elmarked og give en forståelse for, hvordan produktionen af elektricitet hænger sammen i norden. Kapitlet vil ligeledes omhandle infrastrukturen for et nordiske elmarked, samt en gennemgang af de forhold der påvirker henholdsvis udbud og efterspørgsel i det nordiske elmarked. 2.1. Det nordiske elmarked Liberaliseringen af det nordiske elmarked tog sin begyndelse i Norge, der allerede tilbage i 1971 gjorde erfaringer med en decideret elektricitetsbørs. Børsen var på det tidspunkt forbeholdt kraftværkerne i et forsøg på at optimere forbruget af Norges vandkraftressourcer, hvor elpriserne på daværende tidspunkt var baseret på de marginale produktionsomkostninger. Den 1. januar 1991 trådte Energy Act 1990, udarbejdet af Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) 1 i kraft, og en liberalisering af Norges elmarked, som vi kender det i dag, var en realitet. Med Norge som forgangsland gjorde de øvrige nordiske lande sig klar til at liberalisere deres elmarked. I 1996 blev det svenske elmarked liberaliseret, og to år senere i 1998 fulgte det finske elmarked trop. Liberaliseringen af det danske elmarked skete i to omgange, hvor først det vestlige 2 Danmark blev liberaliseret i juli 1999 og dernæst det østlige 3 Danmark i oktober 2000. Liberaliseringen af det samlede nordiske elmarked i slutningen af 2000 betød samtidig, at prisen på elektricitet ikke længere blev fastsat af produktions- og transmissionsomkostninger i de enkelte lande men efter udbud og efterspørgsel. Ejerskabet af den nordiske børs og underliggende datterselskaber er efter liberaliseringen fordelt mellem norske Stattnet, Svenska Kraftnät, Fingrid i Finland og danske Energinet.dk. 1 www.nordpool.com 2 Vest for Storebælt 3 Øst for Storebælt 11

2.2. Infrastruktur Der stilles store krav til et liberaliseret elmarked, idet elektricitet ikke kan lagres og sælges på et senere tidspunkt. Derfor er systemer til konstant overvågning af udbud og efterspørgsel en nødvendighed, ligesom en infrastruktur til transportering af elektricitet mellem områderne er en forudsætning for et optimalt elmarked. Transportering af elektricitet ud fra efterspørgslen skaber dynamik i et konkurrencepræget marked og medvirker til en optimal balance mellem produktion og forbrug. For de nordiske lande betød liberaliseringen dermed også, at elmarkedet måtte gennemgå restruktureringer for at imødekomme forudsætningerne for et konkurrencedygtigt marked. Et af nøgleelementerne i restruktureringen af det nordiske elmarked er udskillelsen af de konkurrencemæssige aktiviteter fra de monopolistiske. Produktion af elektricitet er i norden defineret som konkurrencemæssig aktivitet, der eksempelvis udbydes af danske Dong Energy og svenske Vattenfall, hvor sidst nævnte i dag er Europas femte største produktionsselskab 4. Transmissionen, der er leverancen af elektricitet, håndteres af lokale distributionsselskaber og er defineret som monopolistisk aktivitet. Et af de mere synlige resultater, som følge af de mange restruktureringer er, at det nordiske elmarked, der består af fire lande, er inddelt i yderligere syv prisområder. Norge er inddelt i tre prisområder NO1 og NO2 i det sydlige Norge og NO3 i det nordlige. Danmark er inddelt i to prisområder DK1 vest for Storebælt og DK2 øst for Storebælt. Finland og Sverige er hver inddelt i ét prisområde. Prisområderne har til formål at regulere og styre udbud og efterspørgsel ved individuelt at regulere elpriserne for at sikre en balancering af det nordiske transmissionsnet. Ved at allokere elektriciteten mellem prisområderne, i henhold til udbud og efterspørgsel, opstår et naturligt forløb i transporteringen af elektricitet rundt i norden. Prisområderne er ved brug af prisreguleringer direkte medvirkende til at reducere overbelastning i produktionen af elektricitet for visse områder, ligesom de er medvirkende til at reducere flaskehalsproblemer i transmissionsnettet som følge af en ubalance mellem udbud og efterspørgsel. 2.2.1. Transmission System Operator Transmission System Operator (TSO) er betegnelsen for de nordiske eloperatører, der har ansvaret for at levere den fysiske elektricitet fra produktion og frem til slutbrugeren. TSO erne ejer og vedligeholder det nordiske transmissionsnet og består af de fire 4 www.vattenfall.dk 12

statslige selskaber Stattnet, Svenska Kraftnät, Fingrid og Energinet.dk, der individuelt er ansvarlige for elnettet i hvert af de fire nordiske lande. Af hensyn til de respektive markedsdeltagere, er TSO erne non-profit selskaber, der er neutrale og uafhængige, men er med en statslig styring lovgivningsmæssigt reguleret individuelt af de nordiske lande hvad angår vilkår og priser. 2.3. Elproduktion i norden Kraftværker producerer elektricitet, og der findes i dag flere typer af kraftværker. Det man oftest forbinder med et kraftværk, er en produktion af strøm ved afbrænding af materialer, enten kul, olie eller affald. Disse værker går i norden under betegnelsen kraftvarmeværker, der betyder, at de både producerer strøm og fjernvarme. Øvrige kraftværker er atomkraftværker, vindmøller, vandturbiner, bølgekraftværker og flere andre typer af konstruktioner. For de nordiske lande er produktionen af elektricitet fordelt på fire typer kraftværker, der hver især påvirker udbuddet af elektricitet. Af tabel 2.1 fremgår fordelingen af elproduktionen i 2008 for de fire produktionskilder, der står for den samlede nordiske produktion af elektricitet. Tabel 2.1: Fordelingen af elproduktion i Norden i 2008 (målt i TWh) NO FI SE DK Total Vandkraft 141 17 68 0 226 Atomkraft 0 22 61 0 83 Termisk kraft 1 39 14 28 82 Vindkraft 1 0 2 7 10 Total 143 78 146 35 401 Kilde: Egen tilvirkning med data fra www.nordpoolspot.com Af tabellen fremgår det, at vandkraft med sine 226 TWh 5 i 2008 er nordens største produktionskilde af elektricitet og udgør hele 56 procent af den samlede nordiske elproduktion. Norge bidrager med 62 procent af den samlede nordiske vandkraftsproduktion, hvortil det er nærliggende at bemærke, at vandkraft til dato stort 5 TWh er en terawatt-time og er det samme som en million megawatt-timer (MWh) 13

set også er eneste produktionskilde i Norge. Atomkraft produceres udelukkende i Finland og Sverige og udgør den næststørste produktionskilde i norden. Termisk kraft er på verdensplan den mest almindelige måde at producere elektricitet på. Det består af fossile brændsler såsom stenkul, brunkul, olie og naturgas, og som noget nyt også af biobrændsel i den termiske produktion. Termisk kraft produceres hovedsageligt i Finland, Sverige og Danmark og produceres i næsten lige store mængder som atomkraft. Vindkraft er mindste produktionskilde og udgør knap tre procent af den samlede nordiske elproduktion i 2008, hvoraf størstedelen af vindkraften produceres i Danmark. 2.3.1. Vejrets betydning for den nordiske elproduktion Set med europæiske øjne er det nordiske elmarked en liga for sig selv, når det kommer til udnyttelse af de naturlige energikilder. Beliggenheden muliggør, at over halvdelen af elproduktionen kan produceres gennem vandkraft, der til sammenligning udgør omkring ti procent af den samlede elproduktion i de øvrige europæiske lande. Trods den gunstige beliggenhed for naturlig energiproduktion, betyder det også, at vejrforholdene har en signifikant betydning for produktionen af elektricitet i norden. Vind- og vandkraft er påvirket af klimaet og specielt vandkraft, der udgør størstedelen af elproduktionen, påvirker det samlede udbud af elektricitet i norden. Forskellen i elproduktionen kan, fra meget tørre år til meget våde år, resultere i en forskel i den samlede nordiske elproduktionen på helt op til 60 TWh. Det betyder igen, at udbuddet af elektricitet i perioder varierer kraftigt og derigennem påvirker pris og efterspørgsel på elektricitet. Eksempelvis var elprisen i 1996, som et meget tørt år, oppe på NOK 276,84 pr. MWh mod NOK 81,88 pr. MWh i 2000, der var et meget nedbørsrigt år 6 - en forskel på mere end 338 procent i elprisen som følge af vejrforholdene. Årstiden og temperaturen spiller ligeledes en signifikant rolle for elproduktionen. Ikke blot i norden, men globalt, er temperaturen et forhold, der påvirker elforbruget og dermed behovet for elektricitet. I norden anvendes omkring en tredjedel af elproduktionen til opvarmning af huse. I perioder med højere temperaturer vil opvarmning af huse være minimal, og efterspørgslen på elektricitet vil derfor være væsentlig lavere end i perioder med lavere temperaturer. Effekten heraf er, at højere temperaturer betyder lavere priser på elektricitet og tilsvarende betyder lavere 6 www.noordpool.com 14

temperaturer en øget efterspørgsel og stigende elpriser. Udover temperaturudsving er skiftende årstider også ensbetydende med, at vinterdagene er mørkere og behovet for lys er mere omfattende end lyse sommerdage. 7 2.4. Elforbruget i norden Der er i norden 24 millioner elkunder, der tilsammen havde et årligt elforbrug på 390 TWh i 2008. Heraf udgør de nordiske virksomheders elforbrug 255 TWh eller mere end 65 procent af det samlede elforbrug i 2008 8. Variationen i elforbruget er afhængigt af årstiderne, hvor vejret, ferier og højtider giver udslag på produktion og efterspørgsel af elektricitet. Tilsvarende er elforbruget varierende over et døgn, som illustreret i figur 2.1, der viser det samlede elforbrug i DK1 i den første uge af september 2008. Figur 2.1: Dagligt elforbrug i DK1 fra d. 1/9 til d. 7/9 2008 målt for hver time Forbrug/ MWh 1/9-08 2/9-08 3/9-08 4/9-08 5/9-08 6/9-08 7/9-08 Tid Kilde: Egen tilvirkning med data fra Danmarks Statistik statistikbanken.dk. Figuren angiver det ugentlige elforbrug i DK1 den første uge af september 2008 og er meget sigende for udviklingen af elforbruget over en generel uge. Elforbruget er registreret for hver time og viser, at forbruget af elektricitet er størst i dagtimerne, der for hverdagene topper med et timeforbrug på 3.000 MWh og i weekenderne med et timeforbrug på op til 2.300 MWh. Dagtimerne er angivet i figuren som de syv toppe. Elforbruget er ikke overraskende lavest i nattetimerne, der for hverdagene kommer ned 7 www.dongenergy.dk 8 www.nordel.org 15

på timeforbrug på under 2.000 MWh og tilsvarende for nattetimerne i weekenderne, hvor timeforbruget rammer det laveste niveau på 1.500 MWh. Udover udsvinget i det daglige timeforbrug illustrerer figur 2.1 tilsvarende, at elforbruget i weekenderne er væsentlig lavere end i hverdagene. Det reducerede elforbrug i henholdsvis nattetimerne og i weekenderne skyldes naturligt, at størstedelen af virksomhederne er lukket i de tidsrum, ligesom det for nattetimerne er gældende, at en stor del af befolkningen ikke er vågne. 3. Det finansielle elmarked i norden Det nordiske elmarked er et af verdens bedst udviklede markedspladser for handel med elektricitet. Med en organisering af handel med både fysiske og finansielle kontrakter er den nordiske elbørs samtidig Europas største og mest likvide børs for handel med elektricitet. En af de finansielle styrker ved et samlet nordisk elmarked er muligheden for fysisk at flytte elektricitet mellem landene, idet elektricitet som tidligere nævnt ikke kan lagres og sælges på et senere tidspunkt. Kan et land eksempelvis ikke imødekomme efterspørgslen i en given periode, kan elektricitet importeres fra et af nabolandene og dermed sikre en ligevægt i udbud og efterspørgsel. Finansielt betyder det en mere stabil prisudvikling i norden, idet man reducerer potentielle flaskehalsproblemer i produktionen og som følge heraf minimerer omfanget af udsving i elpriserne. Nærværende kapitel har til formål, at foretage en beskrivelse af handlen på elmarkedet i norden, herunder den fysiske og finansielle opbygning af markedet, samt de finansielle produkter, der udbydes ved handel med fysiske og finansielle kontrakter. 3.1. Nord Pool Nord Pool er den nordiske børs for handel med elektricitet, og det er via Nord Pools markedspladser, at der handles kontrakter på de fysiske og finansielle elmarkeder i norden. Det fysiske elmarked, også kaldet spot markedet, er organiseret under selskabet Nord Pool Spot AS, der er ejet af Stattnet og Svenska Krafnät med hver 30 procent og Fingrid og Energinet.dk med hver 20 procent. Kontrakterne på spot markedet handles i blokke af minimum én times fysisk levering af elektricitet og med en minimumsvolumen på 0,1 MWh. 16

Det finansielle elmarked er organiseret under selskabet Nord Pool ASA, der er ejet ligeligt mellem Stattnet og Svenska Kraftnät. Finansielle kontrakter handles på Nord Pool ASA som både futures, forwards, options og Contract for Difference (CFD er). Der er ingen fysisk levering af elektricitet på det finansielle elmarked, idet kontrakterne handles kontinuerligt forud for forfaldsdagen. Nord Pools kobling mellem fysiske og finansielle markeder er synergimæssig stærk i norden. Eksempelvis skaber prisudviklingen på spotmarkedet en gennemskuelig og troværdig referencepris for handlen på det finansielle marked, og omvendt kan det finansielle marked med fordel benyttes til at reducere risikoen ved handel på spotmarkedet. Nord Pools bruttoomsætning på spotmarkedet og det finansielle marked var i 2008 på 1.734 TWh, fordelt på 297 TWh på spot markedet og 1.437 TWh på det finansielle marked en omsætning i TWh der på det finansielle marked var næsten fem gange så høj, som handlen på spot markedet. Finansielt udgør handlen på de to markeder i 2008 EUR 89,7 mio. svarende til DKK 668,1 mio., der gør Nord Pool til Europas største og mest likvide børs for handel med elektricitet. 9 Som tilfældet ved handel med andre finansielle derivater er elektricitet tilsvarende eksponeret overfor såvel interne, som udefra kommende faktorer, der i større eller mindre omfang påvirker prisen på elektricitet og udfordrer markederne. Udover vejrforholdene, som omhandlet i kapitel 2, er det nordiske elmarked eksponeret overfor; - Kapacitetsmangel: Overstiger forbruget af elektricitet den mængde, der produceres i et givent område, opstår der en ubalance mellem udbud og efterspørgsel, der i dette tilfælde betyder stigende priser på elektricitet i området. Nord Pool har i samarbejde med TSO erne mulighed for at regulere enhver ubalance ved enten at allokere mere elektricitet til området eller at hæve prisen på elektricitet i det specifikke område. Højere priser motiverer til en øget produktion og et mindre forbrug, der samlet reducerer kapacitetsmanglen og balancerer markedet. 9 http://www.nordpool.com/en/asa/general-information/key-figures/ 17

- Konjunkturudsving: Elektricitet er konjunkturpræget, og der vil i perioder med lavkonjunktur forbruges mindre elektricitet. Lavkonjunkturer fører til en reduceret efterspørgsel på elektricitet og faldende elpriser. - Prisen på råvarer: På trods af at vandkraft udgør over halvdelen af produktionen af elektricitet i norden, bidrager termisk kraft med godt en femtedel af den samlede nordiske elproduktion. Derfor er det nordiske elmarked også eksponeret overfor udsving i råvarepriser som kul og olie. Stigende råvarepriser fører til højere produktionsudgifter og stigende elpriser. Det er primært udsving i råvarepriser på det europæiske marked, der påvirker det nordiske elmarked, men til en vis grad er det nordiske elmarked også påvirket af udviklingen i det globale råvaremarked. - Valutakurser: Råvarepriser er for det meste fastsat i US dollars og er dermed eksponeret overfor udsving i valutakurser. Er US dollaren eksempelvis lav er det billigere at importere kul udenfor norden, hvilket betyder lavere produktionsomkostninger og lavere priser på elektricitet. - Andre elmarkeder: De nordiske elpriser påvirkes af udviklingen i de Russiske, Tyske og Polske elmarkeder. Dette skyldes, at det nordiske elmarked oftest handler elektricitet på tværs af landene, hvorfor balancen mellem import og eksport af elektricitet til og fra norden påvirker elproduktionen og prisen på elektricitet. De ovenstående faktorer kan til nogen grad forudsiges og indgår tilsvarende som faktorer, når eksempelvis finansielle forwardkontrakter dagligt prisfastsættes. I prisfastsættelsen af kontrakterne tages der højde for udviklingen i andre indeks, ligesom forwardpriserne dagligt fastsættes i forhold til vejrprognoserne. Dermed søger det finansielle elmarked på bedste vis at forudsige den fremtidige udvikling i spotmarkedet i forhold til den generelle markedsudvikling og udefrakommende faktorer, der både direkte og indirekte påvirker spotprisen på elektricitet. 18

3.2. Nord Pool Spot AS Nord Pool Spot er den nordiske børs for handel med fysisk elektricitet og har til opgave at skabe centrale markedspladser for den fysiske handel i hele norden. Spotprisen på elektricitet, også kaldet systemprisen, fastsættes på Nord Pool Spot og fungerer tilsvarende som referencepris på elektricitet ved handel på det finansielle elmarked. En af Nord Pools vigtigste opgaver er at opretholde en balance mellem fysisk udbud og efterspørgsel for et jævnt flow af elektricitet i hele norden og derved medvirke til at reducere udsving i elpriserne. Markedsdeltagerne på Nord Pool Spot er producenter, distributører, energiselskaber, handelsagenter, TSO er og andre storforbrugere af elektricitet 3.2.1. Systemprisen Systemprisen er betegnelsen for prisen på fysisk elektricitet i norden og fastsættes dagligt på spot markedet for den efterfølgende dag. Prisen angives for hver time og fastsat for køb af én MWh. Systemprisen fungerer også som den officielle nordiske referencepris på elektricitet og dermed også som referencepris på det finansielle marked ved indgåelse af finansielle kontrakter. Den daglige fastsættelse af systemprisen for den efterfølgende dag starter med at TSO erne senest kl. 10:00 indrapporterer deres tilgængelige kapacitet for spotmarkedet den efterfølgende dag. Herefter angiver markedsdeltagerne senest kl. 12:00 deres købs eller salgsvolumener for den efterfølgende dag baseret på kontrakter af minimum en times varighed. Ud fra de indrapporterede data udregner Nord Pool Spot 24 gennemsnitlige udbuds- og efterspørgselskurver for hver time i det efterfølgende døgn. Priser og volumener offentliggøres senest kl. 13:30 samme dag, hvorefter interessenterne på spotmarkedet har en halv time til at indgive klager for Nord Pool Spots offentliggjorte volumener og priser. Skæringen mellem hver enkelt times udbud og efterspørgselskurve er lig systemprisen for den pågældende time. Idet systemprisen fastsættes for hver time i døgnet, svinger den konstant og i figur 3.1 er illustreret systemprisens volatilitet set over et år og ud fra en daglig gennemsnitlig beregnet systempris. 19

01.01.08 13.01.08 25.01.08 06.02.08 18.02.08 01.03.08 13.03.08 25.03.08 06.04.08 18.04.08 30.04.08 12.05.08 24.05.08 05.06.08 17.06.08 29.06.08 11.07.08 23.07.08 04.08.08 16.08.08 28.08.08 09.09.08 21.09.08 03.10.08 15.10.08 27.10.08 08.11.08 20.11.08 02.12.08 14.12.08 26.12.08 Figur 3.1: Volatiliteten i den daglige systempris på Nord Pool Spot i 2008 Pris/EUR 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Tid Kilde: Egen tilvirkning med data fra www.nordpoolspot.com Af figuren fremgår det, at udsving i systemprisen er konstant varierende og kan antage forholdsvis store ændringer. Laveste systempris forekommer midt i maj måned, hvor prisen på en MWh er nede omkring EUR 10. Højeste systempris fremkommer i september måned, hvor den topper med EUR 72 for en MWh. Det fremgår også af figuren, at udviklingen i systemprisen i høj grad er sæsonbestemt. Med en højere systempris i årets første vintermåneder falder systemprisen sidst i april måned for derfra og frem til primo juni at vise høj volatilitet i prisen. Fra begyndelsen af juni og frem til toppunktet sidst i september er systemprisen stigende og trods et fald i prisen fra september måned og frem, opretholder systemprisen et højt niveau over vinteren og året ud. Tendensen i figuren vil være nogenlunde enslydende for de øvrige år, men alt andet lige i forskudte versioner, idet sommer og vinter forekommer henholdsvis tidligere eller senere i de andre år. Tilsvarende angav svingningerne i systemprisen for et døgn i forrige kapitel, at systemprisen er højere i dagtimerne end nattetimerne. En sådan udvikling i systemprisen er for markedsdeltagerne værd at medtage ved handel på såvel spotmarkedet som det finansielle marked. Til at forstå systemprisens udvikling opstillede Geman og Roncoroni (2006) en række karakteristika for elpriser, som følge af at elektricitet ikke kan lagres til senere brug. En af karaktererne som følge af den manglende lagringsevne betyder, at elektricitet i højere grad er drevet af en spotefterspørgsel og udbudsstrategi end andre aktiver. Det er ifølge Geman og Roncoroni (2006) en karakter, der gør, at udviklingen i prisen på elektricitet i større 20

grad kommer til udtryk i store udsving, der kan karakteriseres som spikes. Spikes forekommer som pludselige stigninger eller fald, som følge af pludselige ændringer i udbud og efterspørgslen. Spikes er som oftest kendetegnet ved store udsving i priserne for en enkelt eller få timer af døgnet for derefter at falde eller stige voldsomt til niveauet i timerne før. I figur 3.1 fremkommer flere tendenser til spikes, der eksempelvis ses omkring den 12. maj og 23. juli, hvor systemprisen falder drastisk for efterfølgende at vende tilbage til niveauet timerne før. For elektricitet er det en karakteristik, at der ikke kan forebygges, som det ville kunne med aktiver, der kan lagres til senere brug. 3.2.2. Prisområder Udregning af systemprisen ud fra indrapporterede udbuds- og efterspørgselskurver er baseret på data for det samlede nordiske elmarked, og der tages ikke højde for, hvilke områder i norden, som indrapporteringerne kommer fra. Dermed tages der heller ikke højde for eventuelle ubalancer i produktion og efterspørgsel for specifikke områder i norden, der isoleret set påvirker prisen på elektricitet individuelt. Hertil er det nordiske elmarked inddelt i syv prisområder, der opstår som følge af en ubalance i transmissionsnettet mellem de individuelle områder i norden. Når et prisområde opstår, er der tale om market splitting, hvor der opstår en difference mellem systemprisen og prisområdet, hvor prisforskellen mellem systemprisen og prisområdet defineres som congestion fee. En ubalance i forholdet mellem udbud og efterspørgsel i et område påvirker dels produktionen af elektricitet i området, men kan også føre til flaskehalsproblemer i transmissionsnettet, som følge af overbelastninger i transmissionsnettet ved levering til og fra nærliggende produktionsområder. Det skaber ustabilitet for det samlede nordiske elmarked, og prisområderne har derfor til formål at reducere overbelastninger i såvel produktionen som leveringen af elektricitet mellem prisområderne. Ved individuelt at regulere elpriserne efter varierende udbud og efterspørgsel i prisområdet bidrager de til at udjævne overbelastninger i produktionen og reducere omfanget af flaskehalsproblemer i transmissionsnettet. Når et prisområde fastsætter en ny pris på elektricitet for området, som følge af en ubalance i udbud og efterspørgslen, foregår det på samme måde, som ved udregning af systemprisen. En ny efterspørgselskurve indtegnes i diagrammet for den pågældende time, som illustreret i figur 3.2. 21

Figur 3.2: Fastsættelse af prisen på elektricitet for et prisområde Pris Efterspørgsel Ny efterspørgsel Udbud Systemprisen Prisområdet MWh Kilde: Egen tilvirkning Eksemplet i figuren illustrerer, hvordan en ny pris fastsættes i et prisområde, hvor efterspørgslen overstiger udbuddet. Der udregnes en ny efterspørgselskurve for den pågældende time, der i eksemplet rykker efterspørgselskurven længere mod højre og danner et nyt skæringspunkt med udbudskurven. Det nye skæringspunkt resulterer i en højere pris på elektricitet for den pågældende time og i det pågældende prisområde. Med kombinationen af en overordnet nordisk systempris og individuelle regulerede prisområder er markedsdeltagere på det nordiske elmarked principielt eksponeret overfor udviklingen i to af hinanden uafhængige elpriser. Blot en fjerdedel af tiden i 2004 10 var systemprisen lig elprisen i prisområderne, og det kan med rimelighed antages, at prisområderne spiller en signifikant rolle for afbalanceringen af det nordiske elmarked. På trods af prisområdernes omfattende betydning for den individuelle elpris er det begrænset, hvor mange finansielle kontrakter, der handles med prisområderne som referencepris, idet størstedelen af de standardiserede finansielle elkontrakter handles med reference til systemprisen. Figur 3.3 viser hvordan et øjebliksbillede af den nordiske spotpris på elektricitet er angivet for henholdsvis systemprisen og de enkelte prisområder. 10 Nord Pool ASA 2008, Trade at Nord Pool ASA s financial market. 22

Figur 3.3: Spotprisen på elektricitet d. 2/8 2009 - Systempris versus prisområder Systemprisen 28,55 NO3 30,81 NO2 30,81 SE 27,80 FI 27,80 NO1 27,78 DK1 27,80 DK2 27,80 Kilde: Egen tilvirkning med data fra www.nordpoolspot.com Af figuren fremgår det, at prisen på elektricitet i prisområderne NO2 og NO3 er højere end systemprisen og dermed et udtryk for, at der er en stor efterspørgsel i prisområdet. Med en risiko for en kapacitetsmangel i prisområderne og en overbelastning af transmissionsnettet, hæves prisen på elektricitet i prisområdet. En højere pris stimulerer en øget produktion og lavere efterspørgsel, hvorfor prisændringen reducerer produktionsbehovet og stabiliserer balancen mellem udbud og efterspørgsel i prisområdet og for det samlede nordiske marked. I de øvrige fem prisområder er prisen lavere end systemprisen, hvilket betyder, at der produceres mere elektricitet end der efterspørges. Igen opstår der en skævvridning i markedet, hvortil prisområdet sænker prisen på elektricitet. En lavere pris på elektricitet fører til et lavere udbud og en øget efterspørgsel, der igen stabiliserer prisområdets udbud og efterspørgsel til gavn for det samlede nordiske marked. I tilfælde hvor prisen i et prisområde er lig systemprisen, er det et udtryk for et perfekt marked, hvor der er ligevægt mellem udbud og efterspørgsel og dermed ingen overbelastning i transmissionsnettet eller i produktionen af elektricitet i prisområdet. 3.3. Elspot Elspot markedet er et day-ahead børsmarked for handel med fysiske elkontrakter, der indgås for en time eller i blokke af minimum fire timers varighed for den efterfølgende dag. Markedspladsen organiserer såvel handel som distribution af fysisk elektricitet i 23