2009

IFN Conference på Villa Källhagen 15‒16 september: Designing Electricity Auctions

Under två sensommardagar på Villa Källhagen i Stockholm, träffades ett dussin nordamerikanska och europeiska forskare kring temat Designing Electricity Auctions. Med detta menas i första hand det ramverk som sätts upp för den fysiska (dvs. spotmarknaden) och finansiella grossistmarknaden för el, vilket i Norden nästan uteslutande sker genom elbörsen Nord Pool.

Ett återkommande tema inom detta forskningsområde handlar om att skapa regler som främjar konkurrensen och underlättar nyetablering på producent- och återförsäljarmarknaderna. En anledning till detta är att elmarknaden har flera egenskaper som underlättar för de producenter som vill utnyttja sin starka ställning: Efterfrågan är mycket prisokänslig (dvs. man kan höja priset utan att konsumtionen minskar nämnvärt), inträdesbarriärerna är höga eftersom nyinvesteringar kräver mycket kapital, samt att överföringsbegränsningar i elnätet gör att återförsäljarna ofta är hänvisade till ett begränsat antal producenter. Dessutom kännetecknas marknaden i de allra flesta länder, inklusive Sverige, av ett litet antal ägare som kontrollerar majoriteten av produktionskapaciteten.

På konferensen presenterades åtta artiklar, vilka kommer att publiceras i en specialutgåva av tidsskriften Utilities Policy under 2010. Nedan ges en överblick över några av de områden som behandlades.
 

Välfärdsvinster av att gå från en decentraliserad till en centraliserad spotmarknad

På många elbörser i Europa, t.ex. Nord Pool, rapporterar producenterna in utbudskurvor som anger hur mycket de är villiga att producera till olika priser. Dessa matchas sedan med efterfrågan, och marknadspriset uppstår där utbudet möter efterfrågan. Detta brukar kallas en decentraliserad marknad. Ett problem är att kostnader som uppstår t.ex. på grund av överföringsbegränsningar i elnätet inte fångas upp i priset. På centraliserade elbörser skickar producenterna istället in bud som består av olika delar. T.ex. inkluderar man information om vad det kostar att låta kraftverket stå stilla, hur lång tid det tar att starta kraftverket, samt andra tekniska begränsningar som komplement till den ”vanliga” utbudskurvan. Dessa bud hanteras sedan av en central systemoperatör, som med hjälp av en algoritm räknar ut hur mycket respektive kraftverk bör producera för att minimera den totala produktionskostnaden givet begränsningarna i elnätet. Ett problem med detta centraliserade system som används på flertalet marknader i t.ex. USA, är att beräkningarna är komplicerade, tar lång tid att genomföra och ibland ger upphov till flera jämviktspriser. På sistone har dock dessa system blivit både snabbare och mer sofistikerade. Mot denna bakgrund presenterade Shmuel Oren (UC Berkeley) en studie med syftet att kvantifiera effektivitetsvinsterna som kan göras med ett centraliserat system. Som grund för sina beräkningar använde han elmarknaden i New England, och skattade effektivitetsvinsterna till drygt 4 procent (beräknat som andel av de totala produktionskostnaderna). Elpriset blev däremot ungefär 50 procent högre under ett decentraliserat system. Efter presentationen diskuterades producenternas incitament att rapportera in felaktiga uppgifter angående kraftverkens kostnader och tekniska begränsningar, eftersom det kan leda till högre vinster (i avsaknad av perfekt konkurrens finns detta problem dock även i ett decentraliserat system). Ett annat problem är att transparensen minskar, eftersom algoritmen blir som en ”svart låda” som behandlar informationen på ett så komplicerat sätt att det är omöjligt att varken förutse eller utvärdera utfallet.

En liknande studie presenterades av Andrew Philpott (University of Auckland). Han analyserade vattenkraftverk i Nya Zeeland under ett års tid (över hälften av Nya Zeelands elproduktion är vattenkraftsbaserad). Ett vattenkraftverk har möjlighet att lagra el i form av det vatten som finns i reservoaren, och har därmed möjlighet att fördela produktionen över tiden på ett mer flexibelt sätt än andra kraftverk. Studien visade att ett centraliserat system skulle ha lett till effektivitetsvinster på marknaden som helhet, i form av minskade bränslekostnader för de termiska kraftverk som används som komplement till vattenkraften. En potentiell förklaring är producenterna höll tillbaka produktionen då efterfrågan var stor, i syfte att höja priserna. Men det skulle också kunna förklaras av att producenterna minimerade sina finansiella risker. Vattenreserverna var vanligtvis oproportionerligt stora i förhållande till den produktion som bundits för handel genom forwardmarknaden, som en försäkring om reservoarinflödet skulle bli mindre än det förväntade. En riskneutral producent hade istället varit beredd att köpa den eventuella differensen på marknaden.
 

Kan man förbättra konkurrensen genom reglering av forwardmarknaden?

Ett forwardkontrakt är en uppgörelse där parterna förbinder sig att köpa eller sälja en viss mängd elektricitet till ett förutbestämt pris, vid en senare tidpunkt. Forwardmarknadens grundläggande funktion är att minska risken för prisfluktuationer. Eftersom marknadens aktörer ofta vill undvika denna risk handlas en stor del av produktionen här. Lawrence Ausubel (University of Maryland) visade i sin presentation att det på en del marknader finns anledning att införa påtvingade försäljningar av producenternas framtida produktion, för att förhindra att dessa utnyttjar sin dominerande ställning på spotmarknaden och för att stimulera nyetablering av återförsäljare. Detta har gjorts i bl.a. Frankrike, Belgien och Danmark genom s.k. virtual power plant auktioner. Producenten åläggs att sälja en del av sin framtida produktion på forwardmarknaden. Detta sker genom att producenten säljer en option (till högstbjudande), där köparen har rätt att köpa elektricitet till ett pris som beräknas vara lika med den rörliga produktionskostnaden. Dessa försäljningar sker sedan med jämna mellanrum. I t.ex. Frankrike har 32 auktioner ägt rum sedan 2001. Ausubel menar att detta har lett till nyetableringar, samt förbättrat likviditeten på återförsäljarmarknaden. Den största producenten, EDF, torde fortfarande kunna utnyttja sin dominerande ställning på spotmarknaden eftersom auktionerna endast omfattar en relativt liten andel av den totala produktionen.

I en annan presentation baserad på erfarenheter ifrån Colombia, visade Peter Cramton (University of Maryland) att det på marknader som kännetecknas av sporadiska perioder av produktionsbrist (i Colombias fall sker detta under perioder av torka, eftersom en övervägande del av produktionen är vattenkraftsbaserad), kan vara nödvändigt att utforma forwardkontrakt där säljaren både har en skyldighet att ha en fysisk anläggning, samt att vid behov tillgodose marknaden med elektricitet till ett förutbestämt pris (genom en köpoption). Eftersom optionen är direkt kopplad till ett krav på en fysisk anläggning, är det omöjligt för investerarna att ingå andra forwardkontrakt med förhoppning om att kunna gå med vinst enbart genom att agera på den finansiella marknaden. Tanken är att förutsägbarheten i elpriserna ska leda till att fler företag vågar investera i ny produktionskapacitet. Eftersom optionerna sätter ett pristak på en del av elen som säljs på marknaden, minskar det även möjligheten att använda marknadsmakt för att driva upp priset på spotmarknaden.
 

Bör man offentliggöra aktörernas bud?

En fråga som diskuterades flitigt var huruvida budgivarnas individuella budkurvor bör göras tillgängliga för allmänheten (Nord Pool håller än så länge dessa hemliga). Holmberg och Newbery (IFN samt University of Cambridge) presenterade en modell där varje producent väljer sin utbudskurva så att vinsten maximeras givet konkurrenternas budkurvor, vilket gör att man inte måste ha direkt tillgång till producenternas kostnader för att kunna upptäcka ett eventuellt prispåslag. Offentliga budkurvor skulle leda till förbättrad övervakning av konkurrensen. Metoder som skattar marknadsmakt med hjälp av offentliga budkurvor är speciellt användbara på marknader med en stor andel vattenkraft, eftersom alternativkostnaden för produktion beror på svårskattade variabler som producenternas prognoser om framtida elpriser och reservoarinflöden. En nackdel med att offentliggöra buden skulle dock kunna vara att det blir lättare för producenter att samarbeta för att uppnå ett högre pris. Holmberg och Newbery förordade därför ett system där endast delar av budet offentliggörs, samt med viss fördröjning. Frank A. Wolak (Stanford University) menade dock att det kan bli alltför kostsamt för konsumenterna om producenterna ges för lång tid att driva upp priserna innan konkurrensmyndigheterna hinner upptäcka detta. Han menade även att det endast är budgivningen på spotmarknaden som bör offentliggöras. Aktörernas ställningar på forwardmarknaden ger inte speciellt meningsfull information, eftersom denna ändras ifrån dag till dag och lätt kan manipuleras. Dessutom skulle det underlätta för producenterna att indirekt koordinera budgivningen. Ju mindre andel av produktionen som redan är bunden för handel genom tidigare ingångna forwardkontrakt, desto större incitament har samma producent att driva upp priset på spotmarknaden. Denna information skulle alltså kunna användas som en indikator på huruvida en konkurrent skulle vara villig att samarbeta för att höja priset.

Ausubel menade däremot att vissa typer av auktioner på forwardmarknaden, t.ex. virtual power plants, bör utformas med ett visst mått av transparens. Budgivningen sker då i olika omgångar, och efter varje omgång får budgivarna tillgång till den aggregerade efterfrågekurvan för samtliga budgivare, men inte de individuella budkurvorna. Detta ger tillräckligt mycket information för att kunna uppskatta marknadsvärdet på forwardkontraktet, men inte så mycket att det skulle kunna underlätta koordinering av budgivningen.
 

Uniformt pris eller pay-as-bid?

De flesta elmarknader använder sig, likt Nord Pool, av ett auktionsformat där alla producenter får betalt lika mycket per enhet. Ett alternativ till detta är en s.k. pay-as-bid auktion. Då får varje producent istället betalt det pris som man har begärt (de lägsta buden accepteras först). Holmberg och Newbery samt Nils-Henrik M. von der Fehr (Universitetet i Oslo) presenterade varsin artikel som jämförde olika aspekter av respektive format. Von der Fehr utgick ifrån en marknadsmodell med två producenter som har olika kostnadsstrukturer för att undersöka optimala investeringsstrategier under respektive auktionsformat. Han visade att en pay-as-bid-auktion skulle ge något lägre elpriser, och att prisskillnaderna ökade i takt med att antalet företag på marknaden ökade. Däremot visade han även att man inte med säkerhet kan säga att pay-as-bid skulle leda till att marknadens totala produktionskostnader blev lägre. Holmberg och Newbury visade i sin presentation att man kan förvänta sig lägre priser under pay-as-bid, och att detta speciellt gäller för marknader med ett relativt litet antal producenter. Däremot behöver säljarna lägga ner mer tid på kostsamma marknadsanalyser under pay-as-bid. Detta kan leda till att små producenter, som kanske inte har resurser till detta, väljer att inte etablera sig på marknaden.

Noteras bör dock, att båda modellerna är baserade på teoretiska resonemang, och att det kan finnas andra aspekter som är viktiga då man utvärderar auktionsformat. T.ex. är det av betydelse för forwardmarknadens funktionssätt att ha ett väldefinierat marknadspris att förhålla sig till, vilket endast uppnås om alla producenter får samma betalning.
 

Långsiktiga effekter av en storskalig utbyggnad av vindkraften

Konferensen avslutades med en presentation av Richard Green (University of Birmingham). Han analyserade de långsiktiga effekterna på elpriser och produktionsmix av att öka andelen vindkraft på den Brittiska marknaden enligt de EU-mål som ska vara uppfyllda år 2020. Eftersom produktionen i ett vindkraftverk varierar kraftigt beroende på vindförhållanden, kommer det att krävas att andra kraftverk är flexibla, och balanserar det ojämna flödet av elektricitet som vindkraftverken genererar. Alltså kommer många kraftverk att behöva stå stilla (eller åtminstone gå på lågvarv) när det blåser mycket, för att sedan öka produktionen när det blåser mindre. De anläggningar som ur kostnadssynpunkt idag är bäst lämpade för detta är, med undantag av vattenkraft, anläggningar som drivs av fossila bränslen. Dessa kommer därför att öka sina marknadsandelar. Denna icke önskade effekt är mest problematisk i länder som saknar vattenkraft, vilket är fallet i många Europeiska länder. Speciellt problematiskt blir det för de länder som endast har möjlighet att balansera en liten del av produktionen med hjälp av närliggande länders elmarknader, exempelvis England.

I diskussionen som följde konstaterade Oren att den nya teknologin i form av mer avancerade distributionsnätverk, smart grids, som f.n. är under utveckling, skulle kunna bidra till att lösa detta problem. T.ex. skulle man kunna låta framtidens elbilar ladda upp sina batterier då elproduktionen är stor, för att på så sätt justera konsumtionen efter den ojämna elektricitetstillförseln. Annan elektrisk apparatur som kan stängas av under kortare perioder, t.ex. värmesystem i större byggnader, skulle kunna utnyttjas på ett liknande sätt.

Slutligen tackade Thomas Tangerås, chef för IFN:s forskningsprogram Elmarknadens ekonomi, de medverkande för intressanta och livliga diskussioner. För mer information om IFN:s forskning om elmarknadens ekonomi, kontakta Thomas Tangerås på thomas.tangeras@ifn.se.
 

Aktuell forskare

Niclas Berggren

Forskningsområden: Institutionell och politisk ekonomi; tillit, tolerans och religion; skönhetens betydelse i politiken.

Några av de frågor Niclas Berggren försöker besvara i sin forskning:

  • Hur påverkar t.ex. tillit, tolerans och religion ekonomins funktionssätt?
  • Finns det ett samband mellan graden av marknadsekonomi och sociala variabler (som tillit och tolerans)?

Institutet för Näringslivsforskning, Grevgatan 34 - 2 tr, Box 55665, SE-102 15 Stockholm, Sweden | Tel: +46-(0)8-665 45 00 | info@ifn.se